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Proyecto : Manual de Operación y Lote XIII-B OLYMPICPERU INC. Mantenimiento, Ubicación: Lote XIII-B, Prov. Paita SUCURSAL DEL PERU Piura Etapa: Final

Título : Revisión del Manual de operación y Mantenimiento Doc. N°: 36

Rev.: 2

Fecha: Marzo 2011

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MANUAL OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO GASODUCTO

Manual de Operación y Mantenimiento



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Página 2 de 236 Olympic Perú Inc. Sucursal del Perú Lote XIII, Sección “B”

CONTENIDO -

Introducción.

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Descripción del Gasoducto.

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Relación de válvulas y equipos principales.

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Puesta en marcha del Gasoducto.

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Operación Normal del Gasoducto.

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Paro del Gasoducto.

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Purgado de Ductos.

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Secado de Ductos.

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Drenaje de líquidos.

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Detección de Fugas.

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Inspección de Cruces de Quebradas.

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Daños por terceros.

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Invasión del derecho de vía.

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Limpieza Interior del Ducto mediante chancho de escobilla plástica o espuma.

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Uso de Indicador de Gas Combustible.

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Medidores de Flujo.

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Filtros Separadores.

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Cálculos Hidráulicos.




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CONTENIDO

Este procedimiento comprende las siguientes secciones que describen los trabajos asociados con el paro de un gasoducto:

1. INTRODUCCIÓN 2. PAROS PROGRAMADOS 3. PAROS DE EMERGENCIA 4. DESPRESURIZACIÓN DE UN SEGMENTO 5. LIMPIEZA DEL CONDUCTO PARA EL PARO 6. DETECCIÓN DE FUGAS 7. REVISIÓN DE ENTRADAS Y SALIDAS 8. DEVISIÓN DE VÁLVULAS PARA EL PARO 9. SELECCIÓN DEL ÁREA PARA EL VENTEO 10. NOTIFICACIÓN AL PÚBLICO Y AUTORIDADES 11. ELABORACIÓN DEL PROCEDIMIENTO ESPECÍFICO DEL PARO




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Página 4 de 236 12. RESGUARDO DEL ÁREA DE TRABAJO ANTE POSIBLES MEZCLAS EXPLOSIVAS 13. CORTE DE DUCTO 14. REINICIACIÓN DEL SERVICIO 15. RESPONSABILIDADES 16. INFORMES 17. FORMULARIOS

1. INTRODUCCIÓN Este procedimiento describe las condiciones y secuencias de eventos que previamente tienen que cumplirse antes de parar el servicio del gasoducto. Estas condiciones variarán dependiendo de que si el gas contenido en la línea va a ser transvasado de un tramo a otro, ó va a ser despresurizado por venteos y/o consumido gradualmente. En general, durante la operación del gasoducto se prestarán situaciones para parar el servicio del gasoducto, es decir detener el flujo de gas en un determinado tramo o en todo el ducto. Esto puede suceder a pedido de los clientes, falta de suministro, necesidad de mantenimiento, la necesidad de ampliar la capacidad mediante ductos paralelos, etc.

Algunos de estos podrán ser planificados

(programados) o algunos podrían ser de emergencia. 2. PAROS PROGRAMADOS En un paro programado, el operador tendrá el tiempo necesario para ordenar repuestos para mantenimiento, efectuar órdenes de trabajo o contratos, información a las partes afectadas con la debida anticipación. Para la ejecución del Paro y Puesta en marcha del sistema en forma ordenada, el operador necesitará planificar cuidadosamente cada paso y anticiparse a cualquier contingencia, ya sea de repuestos, mano de obra, equipos, etc., y estimar el tiempo requerido para efectuar los trabajos durante el paro. Manual de Operación y Mantenimiento



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Página 5 de 236 3. PARO DE EMERGENCIA Los paros de emergencia pueden presentarse por rotura de tubería, pérdidas de gas, atascamiento de válvulas, incendios u otro tipo de catástrofe. En este caso, la parte afectada del ducto deberá ser aislada mediante el cierre de la válvula de seguridad y de las válvulas que se encuentren más próximas (aguas arriba y aguas abajo) al lugar del siniestro. Para este tipo de eventos, el operador deberá preparar planes de contingencia para cada paso que podría suceder. Estos pre-planes de trabajo reducirán substancialmente la confusión y la posibilidad de que el siniestro llegue al grado de calamidad. 4. DESPRESURIZACIÓN DE UN TRAMO En la eventualidad de que un problema en el ducto motive un paro, ya sea de emergencia o programado, generalmente, será necesario evacuar el gas de la sección afectada previo a los trabajos de reparación. En estos casos, los tramos o secciones de ducto pueden ser despresurizados a través de algunas de las instalaciones de superficie como: puentes de medición, depuradores, estación de bloqueo y venteo (ver Plano N° OLY-OP-010 y 011), además de ventear en la cabecera y en los puntos terminales del ducto. El venteo del gas contenido en una sección de la cañería a través de una estación de bloqueo y venteo supone la necesidad de instalar un mechero o quemador portátil por cuanto la quema de gas bajo condiciones controladas significativamente reducirá el peligro de incendios y explosiones. El mechero puede ser conectado a través de cualquiera de las escotillas (ver Plano OLY-OP-010) de la sección de aguas arriba o ya sea el gas de la sección de aguas abajo. Una vez que el tramo o sección a ventear ha sido aislado, cerrando las válvulas troncales de aguas arriba y aguas abajo, entonces recién el operador de campo puede abrir la válvula V-1 para ventear el tramo que se halla en consideración. El operador encenderá el mechero portátil con una pequeña cantidad de gas desde la válvula V-1. Una vez así encendido el mechero, la válvula V-1 puede ser lentamente totalmente abierta, teniendo presente siempre la velocidad y dirección del viento. Si asumimos que la sección de 6” comprendida entre la Estación Olympic (Progresiva 0+000) y la Quebrada El Gigante donde se encuentra el Punto de Venteo VB-1 (Progresiva 9+050) requiere una reparación de la cañería, entonces se deben seguir los siguientes pasos: - Cerrar la válvula de 6” V-24 que permite el paso del gas

al gasoducto desde la Estación

Olympic(Progresiva 0+000) que se halla aguas debajo de la falla y junto a la trampa lanzadora de chanchos (ver Plano N° OLY-OP-010). Manual de Operación y Mantenimiento



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Página 6 de 236 - Comprobar que las válvulas V-1, V-2, V-3, V-4 y V-5 del km. 9+050 estén completamente cerradas. - Cerrar las válvulas VB-1 de 6” en el km. 9+050. - Abrir las válvulas V-4 y V-5 del km. 9+050. - Después de cerciorarse que no existe más presión en la tubería del cabezal entre las escotillas T1 y T-2, se abre la escotilla T-1 en el km. 9+050. - Cerrar las válvulas V-4 y V-5. - Reemplazar la tapa de la escotilla T-1 con una conexión temporal al mechero portátil, luego abrir parcialmente la válvula V-1 del km. 9+050. - Encender el quemador y después lentamente abrir totalmente la válvula V-1 hasta ventear la sección a 0 Psig. - Adicionalmente, se puede acelerar el vaciado de la línea abriendo la válvula de Purga y venteo de 3” T-2 ubicada en paralelo a la T-1 en operación en la progresiva km. 9+050 del gasoducto de 6”, de la siguiente manera: • Abrir la tapa de la escotilla T-2 y reemplazarla con una conexión temporal para otro mechero portátil. • Abrir parcialmente la válvula V-3 de la Progresiva 9+050. • Encender el quemador y después lentamente abrir totalmente la válvula V-3 hasta ventear la sección a 0 Psig. - Se supone que el operador provisionalmente debe haber calculado el tiempo de purgado de este tramo. - El Supervisor de Operaciones deberá preparar un plan similar al indicado para cada tramo del ducto y tener estos planes disponibles para entrenamiento del personal. 5. LIMPIEZA DEL DUCTO PARA EL PARO Los gasoductos que van a tener un paro, deben previamente limpiarse. El pasaje de Chanchos Raspatubos deberá ser ejecutado en conformidad con el Procedimiento “Operaciones de Limpieza Interior Pasando Chancho Raspatubos”. - La limpieza para pruebas hidrostáticas será con 2 juegos de Chanchos Separadores adecuados, hasta que se reciba como máximo 1 galón de líquidos y/o sólidos. Manual de Operación y Mantenimiento



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Página 7 de 236 - La limpieza FINAL para todos los paros consistirá en hacer corridas de 2 Chanchos en cada sección hasta que se haya eliminado todo vestigio de líquidos; salvo mejor parecer del Superintendente de Operaciones. - En lo posible, el lapso de tiempo que transcurra entre la llegada del último Chancho y el momento de iniciar el bloqueo de válvulas para el PARO, no deberá exceder de 72 horas. 6. DETECCIÓN DE PÉRDIDAS Antes de iniciar el PARO del gasoducto, se efectuará una inspección de pérdidas con equipos detectores a lo largo del tramo afectado, en conformidad al Procedimiento “Detección de Fugas”. Esta verificación se recomienda efectuarla con bastante anticipación a objeto de prever las piezas tubulares de reemplazo. En Paros de emergencia se puede omitir esta actividad.

7. REVISIÓN DE ENTRADAS Y SALIDAS El Superintendente de Operaciones deberá de verificar en coordinación con el Jefe de Movimiento de Gas las condiciones inherentes a los de Recepción y Entrada de Gas que tengan relación con el tramo afectado. 8. REVISIÓN DE VÁLVULAS PARA EL PARO Las válvulas de instalaciones de superficie adyacente al tramo de reparación deben ser inspeccionadas y mantenidas en previsión de problemas que podrían suscitarse al ejecutar los empalmes. 9. SELECCIÓN DEL ÁREA PARA EL VENTEO Esta selección deberá ser cuidadosa, para que no existan posibles fuentes de chispa (ignición) como pueden ser: Líneas de electricidad por encima, caminos o carreteras elevadas, etc. El lugar seleccionado deberá ser de fácil acceso para los equipos a usarse: silenciadores, antorchas portátiles, difusores, etc. 10.

NOTIFICACIONES AL PÚBLICO Y AUTORIDADES

Con excepción de los casos de EMERGENCIA, se efectuarán notificaciones por lo menos 24 horas antes de iniciar el venteo de gases a la atmósfera. La información a emitir debe incluir: - El lugar, la fecha, la hora y la duración de la actividad. Manual de Operación y Mantenimiento



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Página 8 de 236 10.1 Notificaciones para Venteo de Gas sin Odorante El Superintendente de Operaciones del gasoducto deberá notificar a las siguientes personas e instituciones sobre el venteo de gas sin odorante: - Oficina Gubernamental de Hidrocarburos OSINERGMIN. - Estación de bomberos de Paita. - Administración de la aviación y naval. - Otras entidades públicas. - Residentes que se encuentren próximos al área. - Medios de comunicación local.

10.2 Notificaciones para Ventear Gas Odorizado Generalmente, el gas odorizado a ventear debe pasar por un filtro de carbón activado o por un quemador. Para tal efecto se notificará a las mismas entidades arriba señaladas. En determinados lugares, será necesario contar con un permiso para quemar el gas a través de mecheros.

Para este fin, el Superintendente de Operaciones manejará documentalmente esta

situación. 11.

ELABORACIÓN DEL PROCEDIMIENTO ESPECÍFICO DE PARO

El Superintendente de Operaciones deberá preparar un procedimiento específico para el paro basado en un plano esquemático del gasoducto y el terreno. 11.1 Información que debe incluirse en el Procedimiento de Paro - Ubicación del tramo que debe salir del servicio (entre progresivas). - Purgas a usar (Blow Offs). - Listas de todas las válvulas a ser abiertas, a ser cerradas (La Lista deberá ser en la misma secuencia de operaciones con sus diámetros y numeración respectiva). - Secuencia de tareas a ejecutar, incluyendo el uso de compresoras de traspaso, separadores, mecheros, desodorizadores, etc. - Plan para purgar con Nitrógeno o gas de línea. Manual de Operación y Mantenimiento



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Página 9 de 236 - Plan de represurización y vuelta al servicio. - Una copia de los planos (esquemáticos). 11.2 La Preparación del Procedimiento de Paro debe ser Oportuna Tal que tenga suficiente margen de tiempo para su revisión por el Departamento de Movimiento de Gas (excepto en casos de emergencia). 11.3 Aprobación del Procedimiento de Paro El Superintendente de Operaciones es quien debe aprobar el procedimiento de paro y haga conocer al Jefe de Movimiento de Gas, antes de que se proceda. 12.

RESGUARDO DEL ÁREA DE TRABAJO ANTE POSIBLES MEZCLAS EXPLOSIVAS

Cuando existan roturas o aberturas en el ducto, en el área de trabajo se deben tomar precauciones relativas a las condiciones de explosividad aire – gas, en todo momento. Esto se precautelará de la siguiente manera: 12.1 Usando Tubo Venturi En los tramos de ductos que tengan una sola abertura o rotura de tubería, el remanente de gas será extraído a la atmósfera con la ayuda de un Tubo Venturi usando gas o aire como eyector. 12.2 El uso del Carbón Vegetal (Activado) como Desodorizador Es recomendable para extraer los vapores inflamables lejos del área de trabajo. 12.3 Purgado del ducto con Nitrógeno En los tramos de ductos que transportan gas con o sin odorante, se puede efectuar una corrida de purgación con nitrógeno en conformidad al Procedimiento “PURGADO DE DUCTO”. 13. CORTE DE LA TUBERÍA Las actividades y cuidados inherentes al proceso de cortar y biselar la cañería estarán referidos a los Procedimientos de reparación de ductos. 14. REINICIACIÓN DE SERVICIO Con carácter previo al proceso de represurización del tramo, se debe tener aprobación del Superintendente de Operaciones y del Departamento de Movimiento de Gas. 15. RESPONSABILIDAD Este procedimiento debe ser implementado por el Superintendente de Operaciones. 16. INFORMACIÓN El Paro del gasoducto y las pérdidas y venteos de gas deberán ser informados en los formularios correspondientes de la empresa. 17. FORMULARIOS Manual de Operación y Mantenimiento



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Página 10 de 236 Como parte del proceso de paro de un gasoducto, se deberán llenar los siguientes formularios: Formato N°

OLY-010 INFORME VENTEOS DE GAS.

Formato N°

OLY-004

SOBRE

VOLUMEN

DE

PÉRDIDAS

Y

INFORME SOBRE PARO DEL GASODUCTO.

PROCEDIMIENTO N° 4 PURGADO DE DUCTOS Manual de Operación y Mantenimiento



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CONTENIDO

1. OBJETIVO 2. GENERALIDADES 3. PURGADO DE GAS 3.1 PROCEDIMIENTO DE PURGADO CON GAS 3.2 INFORMACIÓN PREVIA 3.3 DURACIÓN 3.4 VERIFICACIÓN DE REEMPLAZOS POR ANOMALÍAS 3.5 COMIENZO DE LA SECUENCIA DE PURGADO 3.6 PURGADO CON GAS NO-ODORIZADO 3.7 PURGADO CON GAS ODORIZADO 3.8 PURGACIÓN EN CASOS DE EMERGENCIA 3.9 MÉTODO DE PURGADO 4. PURGACIÓN CON NITRÓGENO

4.1 DETERMINACIÓN DEL PURGADO POR NITRÓGENO Manual de Operación y Mantenimiento



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Página 12 de 236 4.2 PURGADO PARA CAMBIOS DE TRAMOS DE DUCTOS 4.3 PURGADO PARA REPRUEBAS HIDRÓSTATICAS 4.4 AISLAMIENTO DEL TRAMO DE DUCTO 4.5 PURGADO CON NITRÓGENO Y RASPATUBOS 4.6 INSTALACIÓN DEL EQUIPO DE PURGADO 4.7 PROCESO DE PURGA CON NITRÓGENO 4.8 PURGADO DE SECCIONES “ODORIZADAS” 4.9 PURGADO SIN RASPATUBOS 4.10 SEGURIDAD OPERATIVA 5. RESPONSABILIDAD 6. INFORMES 7. FROMULARIOS

1. OBJETIVO Admisión de gas inertes dentro de la tubería y accesorios de la estación y ductos, haciendo desplazar el aire o gas existentes, con la finalidad de no crear una mezcla explosiva dentro del sistema y operar el gasoducto de forma segura. 2. GENERALIDADES El aire existente en el interior de los ductos, accesorios y tuberías de las estaciones debe ser purgado, por cuanto una mezcla aire-gas puede detonar en determinadas condiciones de presión y temperatura, cuya onda expansiva resultará en una rotura del ducto que puede afectar varias decenas de metros de longitud de la tubería. Por esta razón se debe hacer todos los esfuerzos por extraer el aire antes de inyectar el gas al Sistema de Transporte de Gas del Gasoducto Paita. El purgado también se efectúa para extraer o evacuar el gas de la tubería, reemplazándolo con nitrógeno (gas inerte), antes de efectuar algún corte en el ducto o antes de la prueba hidrostática. Este procedimiento incluye las siguientes secciones que describen los requisitos o condiciones establecidas por Olympic para el purgado. 3. PURGADO DE GAS Antes de volver a poner en servicio un tramo de ducto o tubería en una estación, el aire atrapado en su interior debe ser desplazado. Manual de Operación y Mantenimiento



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Página 13 de 236 3.1 Procedimiento de Purgado de Gas El Superintendente de Operaciones deberá contar con el Procedimiento Específico de Purgado del tramo, antes de empezar la operación de transporte de gas por los ductos. Este procedimiento contará con un diagrama esquemático del área y deberá contemplar todos los pasos necesarios para el purgado, identificando las válvulas que serán operadas, detalles de eventos a cumplir y la información previa necesaria. El procedimiento de purgado deberá ser confeccionado conjuntamente con el Procedimiento de “Paros de Gasoducto”, el cual deberá ser remitido al Departamento d Movimiento de Gas para su confirmación. 3.2 Información Previa

Previamente el Superintendente de Operaciones tomará contacto con el Departamento de Movimiento de Gas, para confirmar la secuencia operativa de válvulas y coordinar el Programa de Purgado.

Estas comunicaciones deben confirmar la siguiente información: • Longitud de la línea a purgar, • Diámetro nominal de la tubería, • La numeración de la válvulas en el Sistema de Venteo, • Tamaño de la válvula y del niple de purga, • Tipo de válvula (bola, tapón, otro), • Sentido del purgado y presión de entrada, • Disponibilidad del gravitómetro portátil, • Uso de los silenciadores, mecheros, etc. 3.3 Duración La Superintendencia de Operaciones especificará la presión aguas arriba de la purga (generalmente 50 Psig) y el tiempo de duración para desplazar el volumen del conducto (se desplazará un mínimo de 2 veces y un máximo de 5 veces el volumen del ducto). • Purgado con medición de la Gravedad Específica Manual de Operación y Mantenimiento



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Página 14 de 236 En lo posible se debe utilizar un gravitómetro portátil u otro equipo alterno para determinar si el gas venteado es 100% gas natural. De este modo, la duración mínima del purgado deberá basarse en 2 volúmenes de desplazamiento. • Purgado sin medición de la Gravedad Ante la falta del gravitómetro u otro equipo alternativo, la mínima duración del purgado se basará en 5 desplazamientos volumétrico del ducto. 3.4 Verificación de Reemplazos por Anomalías Si el segmento de ducto hubiese sido sacado de servicio como parte de un programa de reemplazo o Investigación de Defectos, antes de iniciar la revisión de la secuencia de válvulas se deberá constatar que efectivamente fueron ejecutados todos los cambios de tuberías previstas. 3.5 Comienzo de la Secuencia de Purgado Este no podrá iniciarse sin que antes se haya terminado y aceptado la última costura de soldadura. Luego recién se instalará el Gravitómetro.

3.6 Purgado con Gas No-Odorizado En este caso, un silenciador portátil se usará para ventear el gas, si fuera necesario. 3.7 Purgado con Gas Odorizado

Para esta circunstancia, el gas deberá ser venteado y quemado a través de un mechero o atravesando un filtro de carbón vegetal. El Superintendente de Operaciones determinará el método a aplicar en áreas de gas odorizado. • Notificaciones para Emanaciones Autorizadas Antes de comenzar el purgado de un tramo de ducto con gas odorizado, con 24 horas de anticipación se debe comunicar sobre esta emanación, sobre el nivel del ruido de los venteos, su ubicación y el tiempo estimado que durará. • Postergación de Purgas Odorizadas Si las condiciones climáticas no son favorables para la propia difusión de los gases liberados, esta operación deberá ser postergada bajo instrucciones del Superintendente de Operaciones. 3.8 Purgación en casos de Emergencia




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Página 15 de 236 En una situación d emergencia el Superintendente de Operaciones del Gasoducto coordinará directamente con el Departamento de Movimiento de Gas, quienes inmediatamente, confirmarán su aprobación con el tiempo estimado que durará el purgado. 3.9 Método de Purgado El purgado se realiza introduciendo un flujo rápido y continuo de gas en un extremo del ducto y venteando el aire por el otro extremo. • Inicio de la Purga El Superintendente de Operaciones confirmará que todos los equipos necesarios se encuentren en el sitio de trabajo antes de empezar el proceso de purga. La válvula de entrada (denominada como válvula de control de purga) deberá ser abierta en una cantidad apropiada para alcanzar tan rápido como sea posible la presión inicial de purga (50 Psig). a)

La válvula de venteo aguas abajo deberá estar totalmente abierta.

b)

Una vez alcanzada la presión inicial, empieza el control cronométrico de la expurgación.

• Monitoreo y Control de la Purga a) La presión debe ser verificada cada dos minutos. b) El técnico de Medición controlará el registrador del Gravitómetro que ha sido instalado junto a la válvula de venteo de aguas abajo. c) La sonda del Gravitómetro deberá insertarse lo más adentro posible del vástago de venteo para que el muestreo del gas sea representativo. •

Registro de Datos

Las lecturas de la gravedad Específica se tomará cada 30 – 60 segundos paralelamente a las lecturas de la presión de entrada, sobre el Formato N° OLY-005. • Finalización de la Purga El técnico de medición de gas será el responsable de determinar el momento que termina la purga. Cuando el gravitómetro indique la sola presencia de gas natural con la lectura constante de aproximadamente 0.60, entonces el purgado continuará para un desplazamiento volumétrico




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Página 16 de 236 adicional (igual a la mitad de la duración estimada por el Departamento de Movimiento de Gas para 2 desplazamientos). •

Bolsones de Aire en la Purga

Si un bolsón de aire ha sido detectado luego de la confirmación del gas natural, entonces se continuará purgando hasta su estabilización y hasta que haya transcurrido el tiempo correspondiente a un volumen de desplazamiento, adicionalmente. • Informe al Departamento de Movimiento de Gas El Superintendente de Operaciones informará al Departamento de Movimiento de gas sobre la hora (tiempo) a la que cada válvula fue abierta o cerrada, asimismo la hora que empezó y finalizó el purgado. 4. PURGACIÓN CON NITRÓGENO En caso de reparación (reemplazo) de varios tramos de cañería o en el supuesto caso de que una sección vaya a ser probada hidrostáticamente, estos tramos posiblemente necesiten ser purgados (inertizados) con Nitrógeno, antes de que se ejecuten cortes o soldaduras, a fin de evitar la mezcla peligrosa Aire – Gas.

4.1 Determinación del Purgado por Nitrógeno El Superintendente de Operaciones será responsable para determinar la necesidad de utilizar Nitrógeno para la expurgación. 4.2 Purgado para Cambios de Tramos de Ductos El purgado con Nitrógeno es obligatorio en un Tramo de Ducto donde grupos de trabajadores de corte y soldadura estén trabajando simultáneamente en distintas partes del tramo a ser reparado y que no estén aislados por una válvula de bloqueo o una copa (cup) soldada a sus extremos. 4.3 Purgado para Repruebas Hidrostáticas Para tramos de ductos existentes que requieran ser nuevamente probados, previamente deberán ser purgados con Nitrógeno usando chanchos raspatubos (pigs) siempre y cuando la prueba del tramo en cuestión se efectúe en varias secciones que demandan la ejecución de soldaduras de varios sectores. 4.4 Aislamiento del Tramo del Ducto Manual de Operación y Mantenimiento



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Página 17 de 236 Los tramos o secciones de ductos que tengan que purgarse con Nitrógeno deberán estar separados y físicamente aislados de cualquier fuente potencial de gas por medio de copas soldadas (weld cups), bridas ciegas y/o globos de butilo colocados antes de la corrida con Nitrógeno. 4.5 Purgado con Nitrógeno y Raspatubos En lo posible, el purgado con Nitrógeno deberá ser efectuado usando un raspatubo de poliuretano. El raspatubo bidireccional se puede usar para purgar, llenar y desaguar un tramo del ducto. 4.6 Instalación del Equipo de Purgado Luego de la despresurización de un tramo de ducto y antes de proceder a su purgado con nitrógeno y raspatubos, se deberá instalar los siguientes materiales y accesorios. • Copas de Separación Las copas de separación deberán soldarse en los extremos presurizados del ducto para contener y prevenir el escape de gas por las válvulas hacia el segmento que se encuentra en proceso de purgado. • Trampa Lanzador y Receptora Si se considera necesario, se deberán instalar ciertas conexiones que adecuadamente funcionen como Trampas de Lanzamiento y Recepción de raspatubos, antes de iniciar la purgación.

• Gravitómetro Como es lógico, el gravitómetro deberá ser instalado a la salida con la tubería de muestreo debidamente insertado en el cuello del venteo con el fin de que los registros indiquen la presencia de Nitrógeno. 4.7 Proceso de Purga con Nitrógeno Este proceso se ejecuta con un chancho raspatubos bidireccional por delante que será empujado por el Nitrógeno a través del tramo. Un segundo raspatubos será necesario si la corrida es para tubería hidraúlica. Una vez que el último raspatubos ha sido recibido, la inyección de Nitrógeno deberá continuar hasta que el gravitómetro detecte la gravedad específica del Nitrógeno (0.976) durante cinco (5) minutos. 4.8 Purgado de Secciones Odorizadas




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Página 18 de 236 El purgado con nitrógeno de ductos que contienen gas odorizado, implica que el gas que está siendo desplazado será desodorizado a través de un filtro adecuado con Carbón Activado ó alternativamente quemado en un mechero. 4.9 Purgado sin Raspatubos En determinadas situaciones de gas odorizado, será necesario proceder al purgado con Nitrógeno sin el empleo de raspatubos. • Ejecución del Purgado Este se logra por la inyección de Nitrógeno a través de uno de los extremos del tramo de ducto y venteando la mezcla Gas – Nitrógeno por la purga de venteo del otro extremo. Este venteo debe ser realizado a través de un desodorizador portátil o un quemador portátil.

La inyección de

Nitrógeno deberá continuar hasta que el gravitómetro registre la presencia de Nitrógeno puro en forma continua durante cinco (5) minutos. •

Cantidad de Nitrógeno a Usarse

Para el proceso de purgado como mínimo se deberá de disponer de Nitrógeno en una cantidad equivalente a dos desplazamientos volumétricos del tramo del ducto a purgar. La siguiente Tabla muestra aproximadamente LOS DESPLAZAMIENTOS VOLUMÉTRICOS DE NITRÓGENO necesarios por kilómetro de ducto para varios diámetros.

DESPLAZAMIENTO VOLUMÉTRICO Diámetro Nominal

Volumen

(Pulg) 8

(MPCS/km) 1.25

6

0.63

4

0.31

3

0.23

2

0.15

4.10 Seguridad Operativa

Todo el personal involucrado en el purgado debe estar consciente de los peligros asociados con el uso de Nitrógeno para el desplazamiento o purgación de tramos de ductos sujetos a reparación. Manual de Operación y Mantenimiento



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Página 19 de 236 5. RESPONSABILIDAD Este procedimiento debe ser implementado y complementado por el Superintendente de Operaciones quien designara al personal para cada actividad. 6. INFORMES El técnico de Medición deberá elaborar el informe completo cada vez que se efectúe el purgado de un tramo del ducto. 7. FORMULARIOS Para documentar las actividades de purgado se deberán llenar los siguientes formatos. Formato N° OLY-005

INFORME DE PURGADO

Formato N° OLY-010

INFORME DE PÉRDIDAS Y VENTEOS DE GAS




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PROCEDIMIENTO N° 5 SECADO DEL DUCTO

CONTENIDO

1. INTRODUCCIÓN 2. CORRIDA DE CHANCO PREVIO SECADO 3. PROCEDIMIENTO DE SECADO 4. ASPECTO DE SEGURIDAD INHERENTE AL METANOL 5. RESPONSABILIDADES 6. REPORTES 7. FORMULARIOS




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INTRODUCCION

Considerando que la presencia del agua en un ducto luego de la prueba hidráulica representa un peligro para la operación confiable del gasoducto, este líquido elemento debe ser extraído por medio de una serie de corridas de chanchos para el secado del Gasoducto. ¿Por qué la presencia de agua es crítica? Los hidrocarburos gaseosos de bajo peso moleculares como el metano, etano, propano y butanos bajo altas presiones y bajas temperaturas, se pueden combinar con moléculas de agua formando HIDRATOS INSOLUBLES, parecidos al hielo seco, formando depósitos que bloquean el pasaje del ducto. Además el CO2 y H2S como componentes gaseosos del gas natural pueden combinarse con el agua libre y formar ácido carbónico o ácido sulfúrico. Manual de Operación y Mantenimiento



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Página 22 de 236 Estos ácidos en condiciones favorables pueden producir la corrosión de la pared interna del ducto como también de las válvulas y demás accesorios del sistema de transporte. Por lo tanto el secado de un gasoducto que ha pasado la prueba hidrostática es un proceso ineludible antes su puesta en marcha, por cuanto la generación de hidratos que se formen resultará costoso en tiempo y dinero, particularmente, cuando se tienen que interrumpir las operaciones de transporte de gas para despresurizar el ducto a menos de 100 psig para la eliminación de los hidratos formados. 2

CORRIDA DE CHANCHO RASPATUBO ANTES DEL SECADO

Antes de aplicar cualquiera de los 3 métodos para secar el ducto que se indican en la sección 3.0 a continuación de la prueba hidrostática, será necesario correr varios raspatubos para desalojar el agua libre. Como mínimo se deberán correr 2 chanchos (pigs) desaguadores y adicionalmente se deberán correr otros raspatubos hasta que ya no se observe agua a la salida. Finalmente podría ser necesario correr un taco impulsado por nitrógeno (Ver procedimiento de purgado). La presencia de lodo, arena o limo en el agua usada durante la prueba hidrostática requiera la corrida de otros tacos por cuanto este material sólido si no es eliminado puede ocasionar daños en los equipos de superficie como ser: Válvulas reguladoras de presión, medidores, compresores y otros equipos que manipulan en las operaciones.

3

PROCEDIMIENTO DE SECADO

Después de una prueba hidrostática los procedimientos a seguir para el secado del ducto pueden ser los siguientes: 3.1 SECADO CON GAS NATURAL En los meses de calor, un gasoducto puede ser secado con el caudal normal de gas natural que obviamente sea seco, es decir que contenga vapor de agua menos de 7.0 Lb/MMPC 3.2

SECADO CON METANOL

En el precio invernal, cuando el agua residual contenido en el ducto puede producir taponamiento en las estaciones de medición y regulación por congelamiento, será necesario usar metanol para secar el ducto luego de la prueba hidrostática. Esta situación es poco probable en el gasoducto Paita. Manual de Operación y Mantenimiento



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Página 23 de 236 El uso de metanol como deshidratante de la línea solo será instruido y aprobado por el Superintendente de Operaciones. 3.2.1 VERIFICAR LA COMPATIBILIDAD DEL METANOL CON LOS EQUIPOS Al considerar el metanol como agente del secado, es esencial la verificación que el arreglo (TRIMMING)

de válvulas sea compatible con metanol. Ya que algunos empaques o

arreglos que no sean compatibles se pueden deteriorar al entrar con el contacto con el metanol. 3.2.2 CANTIDAD DE METANOL A USAR El volumen del metanol variará en función del diámetro y la longitud del tramo, pero por lo general Consistirá en 10 litros por pulgada de diámetro por kilómetros, vale decir que para 6” D.N se requerirá 60 litros de metanol por cada kilómetro de longitud del tramo. La cantidad de metanol a usarse y el Número de baches será determinado por el Superintendente de operaciones. 3.2.3 CORRIDA DE BACHES DE METANOL La corrida de baches de metanol por el tramo desaguado luego de la prueba hidrostática será para eliminar el saldo de las condiciones encontradas luego del desagüe, el bache de metanol puede ser corrido después de haber purgado la línea con gas o después de una limpieza de nitrógeno.

3.2.4 LIMPIEZA CON NITROGENO De efectuarse la corrida de nitrógeno delante del bache del metanol, este bache deberá estar atrapado entre chanchos raspatubos, precedidos por nitrógeno y empujado por el gas natural. El bache de Nitrógeno deberá por lo menos un 10% del volumen desplazable del tramo del ducto a presión atmosférica. Esto con el fin de prevenir el ingreso de oxígeno en cantidad suficiente que en contacto con el frente de metanol no produzca una mezcla explosiva. 3.2.5 PRESIONES PARA EL PURGADO Durante las operaciones de purgado se mantendrán bajas las presiones de trabajo a objeto de evitar la formación de hidratos. La presión no deberá incrementarse hasta que se haya constatado que la línea ha sido completamente llenada con gas natural.




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Página 24 de 236 3.3

SECADO DE GAS PROCEDENTE DE UNA LINEA PARALELA

En el eventual caso que un ducto con gas corra paralela al tramo de ducto a secar, este puede ser secado haciendo fluir una cantidad restringida de gas desde la sección húmeda de tal manera que se obtenga una mezcla cuyo contenido de vapor de agua no exceda 7 Lb/MMPCS en la línea paralela. Este procedimiento puede ser usado en épocas de climas fríos. 3.4

COORDINACION DE LAS ACTIVIDADES DE SECADO

El Superintendente de operaciones deberá coordinar las actividades en el campo y comprobar que todos los elementos, materiales y personal se encuentren en el sitio. 4

ASPECTO DE SEGURIDAD INHERENTE AL METANOL

Se deberá remarcar que el METANOL es un líquido volátil y TOXICO y que es muy inflamable en estado líquido y vapor. El vapor puede formar mezclas explosivas con el aire o con el oxígeno. 4.1

PRECAUSIONES POR DERRAMES

No se deben permitir ninguna fuente de ignición dentro de 15 metros de distancia de una visible perdida (por goteo) de metanol. Asimismo se debe disponer de un adecuado suministro de agua para anular cualquier derrame de metanol. Minimizando su extensión mediante artificio de contención. 4.2

EVITAR CONTACTO PERSONAL

El personal encargado del trabajo con metanol deberá usar ropa adecuada para su protección tales como anteojos (tipo para motocicleta), botas y guantes para evitar el contacto directo con el metanol. Además se deberá tener a la mano recipientes con agua fresca y limpia para enjuagar los ojos si fuese necesario. 5

RESPONSABILIDADES

El procedimiento debe ser implementado por el Superintendente de Operaciones y el podrá designar o delegar ciertas actividades a otro personal de la empresa. 6

REPORTES

Aunque normalmente no se requieren informes para este procedimiento. Sin embargo, es aconsejable presentar un informe que contemple datos de las concentraciones iniciales y finales del agua contenido tanto en el gas como en el metanol, etc. 7

FORMULARIOS Manual de Operación y Mantenimiento



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Página 25 de 236 No se requiere de formulario específico para este procedimiento




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PROCEDIMIENTO N° 6 DRENAJE DE LÍQUIDOS

CONTENIDO 1. OBJETIVOS 2. GENERALIDADES 3. REQUISITO GENERAL 4. PUNTOS DE DRENAJE 5.1 Inspección y Drenaje de las Válvulas Principales 6. MANEJO DE EFLUENTES 7. SEGURIDAD OPERATIVA 8. RESPONSABILIDAD




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Página 27 de 236 9. INFORMES 10. FORMULARIOS

1. OBJETIVO

El drenaje de los efluentes líquidos en varios puntos del gasoducto Paita es importante y necesario, ya que su permanencia en el interior del tubo origina corrosión interna; así como, el congelamiento, el cual originaría reducción de su diámetro. La operación en estas condiciones causa daño a la tubería y al medio ambiente, especialmente cuando son extraídos inadecuadamente. 2. GENERALIDADES Las acumulaciones de líquidos en el interior del ducto tienen varias fuentes originales como pueden ser: •

Agua remanente de las pruebas hidráulicas. Manual de Operación y Mantenimiento



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Página 28 de 236 •

Inadecuada operación de los sistemas deshidratantes (separadores bifásicos)

•

Condensación retrograda de componentes pesados, motivada por los cambios de temperatura y presión en el sistema interno del gasoducto.

•

Introducción inadecuada de agua de producción.

Generalmente estos líquidos logran acumularse en las partes bajas dentro del ducto, en el cuerpo de las válvulas, en las uniones de juntas soldadas, etc. El efluente líquido ingresado al interior de los ductos, accesorios y tuberías de las estaciones, el que principalmente contiene agua, debe ser drenado, por cuanto su contacto con el metal de la tubería origina corrosión y al presentarse altas velocidades de gas puede originar congelamiento reduciendo el diámetro interior del ducto, el que al ir incrementando podría originar daños al gasoducto. Por esta razón se debe hacer todos los esfuerzos por extraer los líquidos en forma frecuente del interior del gasoducto y para lo cual la Superintendencia de Operaciones elaborará e implementará un programa de lanzamiento continuo de chanchos limpiadores. Este procedimiento incluye las siguientes secciones que describen los requisitos o condiciones establecidas por Olympic para el drenado de líquidos. 3. REQUISITOS GENERAL Específicamente el drenado o evacuación de los líquidos contenidos en el sistema de transporte por ducto del Gasoducto Paita, deberá efectuarse de tal manera que se evite su derrame. 4.

PUNTOS DE DRENAJE

Los principales puntos de drenaje de efluentes líquidos en el gasoducto Paita son:

5.

•

Filtros de alta presión (FS-2)

•

Filtros de baja presión para servicios (FS-1)

•

Válvulas principales.

•

Trampas receptoras de chanchos.

•

Sistemas de tratamiento con Glycol.

VALVULAS

Los líquidos acumulados en las válvulas instaladas en la línea de flujo de gas (válvulas principales), se deberán drenar como sigue: 5.1 INSPECCION Y DRENAJE DE LAS VALVULAS PRINCIPALES Manual de Operación y Mantenimiento



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Página 29 de 236 Las válvulas principales del ducto deberán ser inspeccionadas y drenadas de acuerdo a los procedimientos establecidos en los manuales de operación y mantenimiento de sus fabricantes. Los procedimientos descritos en este manual, sirven de base para la ejecución de este servicio. Estos procedimientos son: •

Inspección para Mantenimiento de Válvulas

•

Mantenimiento a Válvulas de Alivio

•

Mantenimiento de Válvulas en Servicio.

Pasaje con chancho de limpieza. El contenido de líquido que se arrastra durante el pasaje de chanchos y que se colecta en las trampas receptoras, se deberá manejar de acuerdo al procedimiento de “Limpieza interior del ducto pasando chanchos”. 6.

MANEJO DE EFLUENTES

Con la finalidad de evitar la contaminación ambiental, el Gasoducto Paita cuenta en las estaciones con un sistema de recolección y trampas de efluentes líquidos; y un plan de manejo ambiental de conformidad a su estudio de impacto ambiental, con el que se lograra un adecuado manejo de estos líquidos. 7.

SEGURIDAD OPERATIVA

Todo el personal involucrado en el drenaje de líquidos debe estar consciente de los peligros asociados con el uso de hidrocarburos líquidos y agua contaminada obtenidos en las operaciones de transporte de gas por ductos.

8.

RESPONSABILIDAD

Estos procedimientos deben ser implementados y complementado por el Superintendente de Operaciones quien designara al personal para esta actividad. 9.

INFORMES

El operador deberá elaborar el informe correspondiente cada vez que se efectué el drenaje de líquidos. De conformidad al programa de control de corrosión interna del Gasoducto, se evaluara la muestra de líquido para implementar las acciones correctivas de protección si sus resultados y recomendaciones así lo ameriten. Manual de Operación y Mantenimiento



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Página 30 de 236 10. FORMULARIOS Para documentar las actividades de drenado de líquidos se deberán llenar los siguientes formatos. Formato N° OLY-012

Remoción, almacenamiento y eliminación de Contaminantes líquidos.

Formato N° OLY-013

Limpieza a presión de válvulas

Formato N° OLY-010

Informe de perdidas y venteos de Gas

Los formatos N° OLY-012 y 013 serán elaborados en operaciones y de conformidad al EIA y Manuales de Mantenimiento de Válvulas de los fabricantes.




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PROCEDIMIENTO N° 7 DETECCION DE FUGAS

CONTENIDO 1. OBJETIVOS 2. INVESTIGACION Y DETECCION DE FUGAS 2.1 Clases de Investigación y sus Frecuencias 2.2

Otras investigaciones

2.3

Denuncia y Reparación de Fugas o Filtraciones

3. PROCEDIMIENTO DE LOCALIZACION 3.1 Equipos Detectores




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Página 32 de 236 3.2 Ubicación y Fugas 4. RESPONSABILIDADES 5. INFORMES

1.

OBJETIVO

En vista de que cualquier infraestructura de transporte de hidrocarburos al paso de los años sufre solicitudes de servicio y daños de toda naturaleza y perdiendo su rigidez de modo lento o bruscamente, entonces el objetivo de este procedimiento será detectar las perdidas o fugas en la totalidad del gasoducto Paita a fin de mantener el sistema de transporte en optimas condiciones de operatividad, seguridad y eficiencia, según el detalle de las secciones siguientes: 2.

INVESTIGACION Y DETECCION DE FUGAS




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Página 33 de 236 En consideración a que las filtraciones o fugas que puedan suceder en tuberías enterradas y en las instalaciones de superficie son causadas por corrosión, daños provocados por terceros (tractores, derrumbes, etc.), secamiento de juntas y fallas de válvulas, estas deberán ser subsanadas de inmediato para prevenir siniestros. En tal sentido, el Superintendente de Operaciones deberá establecer un programa general de detección de fugas o filtraciones de gas, disponiendo la metodología de investigación. A continuación se detallan los procedimientos en detección de fugas que deberán efectuarse en conformidad a los procedimientos de seguridad de la compañía: 2.1 CLASES DE INVESTIGACION Y SUS FRECUENCIAS 2.1.1 DETERMINACION DE FUGAS CON INSTRUMENTOS La investigación de fugas o filtraciones con la ayuda de equipos de detección de gas deberán ser ejecutadas en todas las líneas de acuerdo los intervalos de tiempo que se muestran a continuación: Frecuencia de

Clase de Localización

Odorizado

1y2

Si o No

5 años

---

3y4

Si

5 años

---

3

No

2 por año

7 ½ meses

4

No

4 por año

7 ½ meses

pruebas

Máximo Intervalo entre Pruebas

2.1.2 PATRULLAJES AEREOS O TERRESTRES

Los patrullajes aéreos o terrestres son necesarios para visualizar las condiciones imperantes en el terreno adyacente al derecho de vía del Gasoducto que denoten posibles fugas o filtraciones, actividades de construcción y otros factores que podrían afectar a la seguridad operativa. Las inspecciones visuales se efectuaran según los siguientes intervalos de tiempo.

EN CRUCES DE CARRETERAS




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Página 34 de 236 Clase de Localización Clase de Localización Clase de Localización

Odorizado Odorizado Odorizado

1y2

EN OTROS LUGARES Frecuencia de Frecuencia pruebas de

Máximo Intervalo entre Pruebas Máximo Intervalo entre Pruebas Máximo Intervalo entre Pruebas

Si o No

2pruebas por año

7 ½ meses

1 3 yy 2 4

Si Si o o No No

1 2 por por año año

715 ½meses meses

3

Si o No

2 por año

7 ½ meses

Si o No

4 por año

4 ½ meses

2.2 OTRAS INVESTIGACIONES

A criterio del jefe de Operaciones, se podrán efectuar evaluaciones de filtraciones en la vecindad del lugar donde hubiera podido suceder un reventón y que sea susceptible de afectar a la tubería. En tal sentido, se deberá documentar esta detección ya sea que se haya ejecutado con un equipo detector. 2.3 DENUNCIA Y REPARACION DE FUGAS Y FILTRACIONES Las llamadas o denuncias de posibles fugas o filtraciones en la tubería enterrada deberán ser investigadas lo más pronto posible. El ingeniero o técnico operativo deberá: 1)

Definir el grado de emergencia tomando en cuenta la seguridad de la gente y la propiedad, según: •

Situación geográfica

•

Ambiente

•

Presión de Gas

•

Concentración de gas

2)

3.

Definir la estrategia de remediación a aplicar según sea: •

Definitiva

•

Temporal

•

Definitiva en cuanto se disponga de los medios adecuados.

PROCEDIMIENTOS DE LOCALIZACION

Aquellas investigaciones de fugas o filtraciones que requieran equipos detectores deberán efectuarse como sigue: 3.1

EQUIPOS DETECTORES Manual de Operación y Mantenimiento



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Página 35 de 236 Antes de iniciar cualquier prueba el operador deberá estar familiarizado con el manejo de los equipos detectores. Los principales equipos detectores que se fabrican, están basados en diferentes principios de operación y aplicación específica, como los siguientes:

3.2

•

Exposímetros

•

Catar metros

•

Velocímetro de sonido

•

Detectores por ionización de llama

•

Localizador de tubería UBICACIÓN Y FUGAS

La localización de fugas o filtraciones debe empezarse desde un punto determinado y continuar por encima del eje central del gasoducto enterrado hasta otro punto también determinado. El detector dispone de 2 niveles de sensibilidad en su rango. El rango de alta sensibilidad será usado para la búsqueda de fugas. Una vez detectado, se moverá el selector al rango de baja sensibilidad para ubicar la pérdida con más precisión. Así mismo, durante la realización de la búsqueda de fugas, el operador deberá estar alerto para observar otros signos de filtración tales como: la decoloración y marchitado de la vegetación, burbujeo en los charcos de agua, olor a gas, leves chirridos y formaciones de películas de hielo sobre la cañería. El operador deberá verificar todos los venteos en las válvulas de paso. Durante el avance progresivo de la localización no faltara ningún cruce especial (ríos, quebradas, carreteras, etc.). 4.

RESPONSABILIDADES

Este procedimiento deberá ser implementado por el Superintendente de Operaciones quien delegara la ejecución de actividades a otros técnicos o empleados calificados de la empresa. 5.

INFORMES

El desarrollo y resultados de la localización y reparación de las fugas deberán informarse periódicamente y a la conclusión del patrullaje en los formularios siguientes:

•

Formato N° OLY-006

Informe de localización de fugas Manual de Operación y Mantenimiento



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Formato N° OLY-001

Informe de ruptura de la tubería, fugas con daños y reparaciones.

•

Formato N° OLY-008

Informe de patrullaje del ducto.

•

Formato N° OLY-010

Informe de fugas de gas.

El historial (archivo) deberá mantenerse actualizado en cuanto la tubería implica permanezca en servicio.




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PROCEDIMIENTO N° 8 INSPECCION A CRUCES DE QUEBRADAS

CONTENIDO

1. OBJETIVO 2. INFORME SOBRE PROBLEMAS POTENCIALES 3. PROGRAMACION DE INSPECCION 4. IDONEIDAD DEL CONTRATISTA 5. METODO DE INSPECCION 6. PLANO DE PERFIL 6.1

Establecimiento de la Línea de Referencia




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Ubicación del Ducto

6.3

Detalles del Perfil

6.4

Inspección de la Tubería

7. REPARACION DE DAÑOS 8. RESPONSABILIDADES 9. INFORMES 9.1 Informe Escrito 9.2 Distribución del Informe 10. MAPAS DE PLANOS Y PERFIL 11. FORMULARIOS

1.

OBJETIVO

La inspección y supervisión de los cruces de quebradas y muy especialmente la Quebrada. El Gigante y aquellas que se formen en épocas de fuertes lluvias o cuando las inspecciones de rutina detecten un posible problema, deberán ser programadas por el Superintendente de Operaciones. La inspección será realizada por una contratista especializado (experto) en compañía de un representante designado por Olympic. En el cruce del gasoducto Paita con quebrada, el cuidado y supervisión de las riberas será el principal objetivo de este procedimiento donde corresponda, por cuanto el gasoducto cruza quebradas con eventuales altos caudales de agua. 2. INFORME SOBRE PROBLEMAS POTENCIALES Se deberá hacer conocer al Superintendente de Operaciones cualquier problema detectado o sospechoso durante los patrullajes de rutina. Manual de Operación y Mantenimiento



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Página 39 de 236 3. PROGRAMACION DE INSPECCION El Superintendente de Operaciones deberá trabajar en coordinación con la Superintendencia de Mantenimiento para elaborar el programa de inspecciones de quebradas donde sea aplicable y seleccionar contratista. 4. IDONEIDAD DEL CONTRATISTA El contratista o experto empleado por la compañía deberá tener vasta experiencia en el ramo, acreditado por certificados de referencia. Este debe seguir las normas y practicas recomendadas por Olympic. 5. METODO DE INSPECCION El contratista (hidrólogo) deberá efectuar la inspección de la sección del ducto especificado por Olympic. Realizara inspecciones del plano y perfil de la tubería, detallándolo con el plano de las orillas y del fondo de la Quebrada. Lo evaluara, superponiendo el perfil determinado, con relación a los datos o planos de construcción. Elaborar un informe destacando los resultados y recomendaciones pertinentes adjuntando los planos de perfil elaborados. 6. PLANO DE PERFIL Sera elaborado de acuerdo a las siguientes pautas:

6.1 Establecimiento de la Línea de Referencia El contratista deberá usar el plano del perfil suministrado por Olympic con el fin de determinar la línea de referencia de la inspección. El contratista deberá restablecer la línea base indicada en el mapa y con precisión determinar el trazo del gasoducto a través de la quebrada con relación a esta línea base. La longitud será aquella comprendida entre dos puntos específicos de las orillas que estarán ubicados por encima del nivel del agua y más o menos alejado del borde de las orillas una distancia de 15 metros. 6.2 Ubicación del Ducto Sera por medio del localizador de tubería (Induced Tone pipe Locutor). Manual de Operación y Mantenimiento



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Página 40 de 236 6.3 Detalles del perfil Tanto el fondo de la quebrada como los puntos de referencia de las orillas serán relevados en perfil, mostrando las elevaciones (cotas) relativas a los mojones existentes. El perfil del fondo será en intervalos de 8 a 15 metros, en forma perpendicular a la tubería. También incluirá las cotas del nivel del agua (si las hubiera), de la parte superior de la tubería y todas sus secciones expuestas ó suspendidas. Las mediciones verticales podrán ser mediante sondas de profundidad u otro equipo aprobado por Olympic. 6.4 Inspección de la Tubería Serán efectuadas a intervalos de 15 metros o menos para determinar: •

El tamaño y ubicación de las acumulaciones o basura contra alguna parte expuesta de la cañería.

•

La condición o estado de la tubería y su revestimiento.

•

La naturaleza del fondo de la quebrada a lo largo del cruce del ducto.

•

Cualquier anomalía, como el socavamiento del fondo ó la erosión de las orillas que atenten a la seguridad de la tubería.

7. REPARACION DE DAÑOS El Superintendente de Operaciones deberá dirigirse al personal adecuado de la compañía para ejecutar las acciones correctivas necesarias.

8. RESPONSABILIDADES Este procedimiento será implementado por el Superintendente de Operaciones quien delega la realización de estas tareas a otros funcionarios de la empresa. 9. INFORMES En las inspecciones de cruces de quebradas mayores y en las formadas en tiempo del “Fenómeno del Niño”, será requerido presentar los siguientes informes: 9.1 Informe Escrito Además de los planos de perfil actualizados, el contratista presentara un informe escrito describiendo todos los defectos encontrados en cada tramo. El informe deberá incluir: Manual de Operación y Mantenimiento



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Lista de los tramos con tubería expuesta, remarcando el espacio entre la tubería y el fondo de la Quebrada.

•

Condiciones de la tubería desnuda, del revestimiento, del contrapeso de hormigón, de los ánodos de sacrificio, etc.

•

Alcance del deterioro del acero

•

Deformación de la tubería

•

Basuras o adherencia en la tubería.

•

Cualquier otro defecto que afecte la integridad de la tubería.

•

Identificación de los cambios encontrados desde la última inspección.

También puede requerirse al contratista, la entrega de una copia de las libretas de campo. 9.2 Distribución del Informe Un original y 2 copias tanto del informe como de los planos elaborados serán entregados a Olympic en los plazos previstos, (30 días después de concluir las inspecciones in situ.). 10. MAPAS DE PLANOS Y PERFIL Tanto el dibujo como plano como el perfil de cruce deberá ser en la misma lámina para cada rio. Los planos y perfiles deberán incluir los siguientes detalles: •

Vista de planta (ruta)

•

Perfil, definiendo el fondo y orillas entre los puntos de referencias

•

Una referencia al perfil del mojón.

•

Condición de pintura protectora.

•

Obstrucciones u objetos cerca de la tubería

•

Localización y longitud del ducto expuesto o desnudo

•

La descripción, ubicación y cota de elevación del Hito (Bench Mark) usado por el contratista.

•

De existir, el nivel del agua al momento de la evaluación.

•

Cualquier otra anomalía.




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Ubicación de la tubería, perfil del fondo y elevación del agua de la última inspección, si es conocida.

11. FORMULARIOS No existe formulario específico para este procedimiento.




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PROCEDIMIENTO N° 9 DAÑOS AL DUCTO POR TERCEROS

CONTENIDO

1. OBJETIVO

2. FUENTE DE DAÑO 2.1 Daño Reportables 2.2 Inspección de Aéreas Excavar 2.3 Operaciones con Explosivos




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Página 44 de 236 3. REPARACION TEMPORAL 4. INVESTIGACION DEL DAÑO 4.1 Obtención del Informe Sobre el Daño 5. ACCIONES CORRECTIVAS 6. INVESTIGACION DE UN INCIDENTE 7. RESPONSABILIDADES 8. INFORMES 9. FORMULARIOS

1. OBJETIVO El daño o perjuicio por terceros en forma no limitativa incluye todos aquellos daños que son provocados contra el gasoducto contra gasoducto y sus instalaciones, mediante la invasión de equipos de construcción de terceros, por el tráfico de vehículos pesados, operaciones de soldadura o explosiones en sus alrededores. En resumen, todos aquellos daños que afecten a la seguridad e integridad del sistema deben ser investigados e informados inmediatamente de conformidad a las siguientes actividades: Manual de Operación y Mantenimiento



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Página 45 de 236 2. FUENTE DE DAÑOS Para la continuidad operativa del gasoducto e instalaciones auxiliares será necesario seguir los siguientes pasos: 2.1 Daños a ser reportados Las condiciones anormales que se deberán reportar al Superintendente de Operaciones consistirán en aquellas que directamente afecten a la continuidad operativa del ducto como puede ser: ranuras o gargantas en la tubería, abolladuras, quemaduras por arco voltaico, etc. 2.2 Inspección de Áreas a Excavar Antes de efectuar actividades de excavación, los tramos de ducto operados por Olympic deberán ser inspeccionados con tal frecuencia que se garantice su continuidad e integridad. 2.3 Operaciones con Explosivos En el caso que ocurrirán explosiones en la vecindad del ducto, deberá documentarse con la investigación o localización de posibles pérdidas o filtraciones. 3. REPARACION TEMPORAL Al detectar cualquier daño en la tubería, si fuese necesario, se deberá tomar acciones a fin de prevenir y proteger a la población y también garantizar la integridad del sistema. En tal sentido el Superintendente de Operaciones será quien decida para proceder a reparar temporal o definitivamente el daño. 4. INVESTIGACION DEL DAÑO El Superintendente de Operaciones deberá cerciorarse que el daño por terceros sea investigado con el siguiente procedimiento:

4.1 Obtención del Informe sobre el Daño A la primera notificación del daño, se deberá recabar la mayor información detallada posible, de tal modo que se pueda evaluar o valorar la gravedad del daño para respaldar lo anteriormente expresado, se deberá informar o notificar a la Superintendencia de Operaciones lo siguiente: •

Ubicación geográfica o progresiva del ducto dañado

•

Si hay alguna perdida de gas. Manual de Operación y Mantenimiento



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Tipo de daño o imperfección.

•

Extensión del daño (longitud y anchura)

•

Actual espesor de la pared de la tubería adyacente no dañada.

•

Localización y orientación del daño en la tubería en sentido longitudinal, circunferencial, por encima o por debajo, etc.

•

Proximidad a cualquier accesorio o a cualquier soldadura realizada tope a tope.

•

Pieza de Niple recto, dobladura de campo o accesorio.

•

Daños al revestimiento del ducto.

•

Probable causa del daño y nombre de la parte o persona responsable.

•

Algunas medidas de emergencia tomadas.

•

Magnitud de lesiones personales si hubiera.

5. ACCIONES CORRECTIVAS El Superintendente de Operaciones deberá especificar las acciones correctivas necesarias para mantener la integridad y continuidad operativa del ducto garantizado la seguridad de la población y sus trabajadores. Todas las acciones correctivas o de reparación deberán ser ejecutadas en cumplimiento de las normas o recomendaciones internas sobre seguridad. 6. INVESTIGACION DE UN INCIDENTE Si el Superintendente de Operaciones considera necesario, los daños que impliquen infraestructura de gas, deberán ser analizados para determinar su causa y así minimizar las posibilidades de que vuelva suceder. El personal de campo asignado a la inspección de daños deberá incluir en su informe fotografías, dibujos o gráficos esquemáticos, mediciones y otros datos pertinentes que puedan llevar a conclusiones correctas. 7. RESPONSABILIDADES Este procedimiento será implementado por el Superintendente de Operaciones quien asignara o delegara tareas a otros trabajadores de la empresa. 8. INFORMES




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Página 47 de 236 Todos los daños y reparaciones de carácter operacional al gasoducto serán elaborados en el “Informe sobre roturas de ducto, filtraciones, daños y reparaciones”, que podrá ser publico a solicitud del Superintendente de Operaciones y aprobación de la gerencia. Así mismo cuando en las inspecciones o patrullajes se detecten indicios de anomalías que potencialmente puedan dañar el Gasoducto, se deberán reportar estos en el informe detección de indicios que potencialmente afecten a la Seguridad del Gasoducto. 9. FORMULARIOS Se deberán llenar los siguientes formatos: •

Formato N° OLY-001

Informe sobre rotura, filtraciones, daños y reparaciones del ducto.

•

Formato N° OLY-011

Detección de incendios que potencialmente afectan a la seguridad del

ducto ( a ser confeccionado en operaciones) •

Formato N° OLY-010

Informe de pérdida de Gas.




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PROCEDIMIENTO N° 10 INVASION AL DERECHO DE VÍA

CONTENIDO

1. OBJETIVO 2. RESTRICCIONES SOBRE INVASIONES




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Página 49 de 236 2.1 Invasión de estructuras u obstrucciones 2.2 Nivelaciones con movimientos de tierra 2.3 Carreteras y caminos propuestos 2.4 Líneas Ajenas 2.5 Áreas de Parqueo 2.6 Detonaciones 3. Localización de tubería Descubierta (Expuesta) 4. Delimitaciones Requeridas 4.1 Para Instalaciones de Línea Ajenas 4.2 Para Obras de Terceros 5. INVESTIGACION DE INVASIONES 5.1 Verificación In-Situ 6. RESPONSABILIDADES 7. INFORMES

1. OBJETIVOS El objetivo fundamental de prevenir las invasiones ó intromisión al derecho de vía (R.O.W) es para proteger al gasoducto de fuerzas externas que podrían dañar a la cañería y podrían vulnerar a la seguridad del ducto. Las causas pueden radicar en cortas actividades que ejecuten terceros en la Manual de Operación y Mantenimiento



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Página 50 de 236 vecindad del trazo del ducto o sobre el derecho de vía tales como: excavaciones, apertura de zanjas, perforaciones, movimientos de tierra (nivelación), limpieza de cunetas, denotaciones, erosiones, asentamientos, etc. Así mismo, se incluirán actividades como ser: construcciones de edificios o viviendas, casas fijas o rodantes, instalaciones de servicios públicos, otros conductos tubulares, cruce de carreteras y otras actividades de construcción que estén cerca de los gasoductos. Este procedimiento describe las actividades asociadas a prevenir y manejar las invasiones u ocupaciones autorizadas de la senda o derecho de vía 2. RESTRICCIONES SOBRE INVASIONES 2.1 Invasión de estructuras u obstrucciones No se permitirá la ubicación de ninguna estructura u obstrucción sobre o debajo del derecho de vía del gasoducto delimitado como área de servidumbre. 2.2 Nivelaciones con movimientos de tierra No se permitirá rebajes de tierra (incluida la nivelación del terreno por agricultores) que resulten en el tapado (cobertura) de la tubería menor a 0.90m, salvo instalación de protección alterna, aprobada por el Superintendente de Operaciones. 2.3 Carreteras y Caminos Propuestos Todos los caminos o carreteras que se proyecten construir en lo posible, deberán cruzar el derecho de vía en forma perpendicular. El método de protección de Ducto será determinado por el Superintendente de Operaciones. 2.4 Líneas Ajenas Están incluidos los cables de fibra óptica, cables de comunicaciones, eléctricos, alambres, ductos de gas, acueductos, etc., deberán instalarse por debajo del año del gasoducto a 0.30 metros de distancia. En área pantanosa esta distancia podrá ser mayor. 2.5 Áreas Parqueo No se permitirá construir aéreas de parqueo para vehículos sobre el derecho de vía del ducto, sin la aprobación de Olympic. 2.6 Detonaciones No se deberán permitir detonaciones dentro del área del derecho de vía sin la debida autorización del Superintendente de Operaciones. Manual de Operación y Mantenimiento



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Página 51 de 236 La acción de detonantes fuera del área del derecho de vía, pero que sean dentro de los 100 m de distancia al eje del ducto, deberá ser controlada adecuadamente, con la finalidad de que no se produzcan daños o detrimentos a las instalaciones existentes. A discreción del Superintendente de Operaciones, se efectuaran pruebas o investigaciones de filtraciones o fugas después de las detonaciones. En todo caso se deberá documentar estas acciones y sus resultados. 3. Localizaciones de Tubería Descubierta (Expuesta) La excavación de zanjas o destapado de la tubería por terceros, solamente será factible con previa notificación a Olympic y será realizada en presencia de su representante, quien determinara su posición y estaqueado o delimitara el ducto con puntos establecidos 4. Delimitaciones Requeridas Se mantendrán las distancias mínimas siguientes: 4.1 Para instalación de Líneas Ajenas En consideración a que el derecho de vía del gasoducto está definido por el contrato de servidumbre suscrito con el estado o los propietarios de la tierra; las distancias mínimas que debe guardar una línea ajena será de 8 m del Gasoducto u 8 m exteriormente de la línea más periférica donde existirán líneas múltiples. 4.2 Para Obras de Terceros En virtud de que ciertos requisitos de construcción como también de que ciertas restricciones de servidumbre de la tierra podrían variar de un lugar a otro, las clausulas o términos específicos del contrato de servidumbre deberán ser examinados antes del establecimiento de las distancias que deben respetar los constructores, los contratista, los diseñadores y los propietarios de las tierras. Sin embargo, en aquellas situaciones en las que el derecho de vía no esté definido, las imposiciones para edificaciones o estructuras deberán evitarse dentro de los 8 m. respecto del eje del gasoducto. 5. Investigación de Invasiones Cuando se haya identificado una invasión el Superintendente de Operaciones ordenara que un representante de Olympic realice inmediatamente una inspección IN-SITU y luego emita su informe correspondiente. 5.1 Verificación In Situ




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Página 52 de 236 El principal objetivo de esta inspección será detener o parar las actividades de construcción sobre el Derecho de Vía del Gasoducto, hasta cuando se haya obtenido una autorización expresar de Olympic, quien notificara a la parte invasora sobre los siguientes aspectos: •

Ubicación de los ductos

•

Distancia de separación que deben mantener para el mantenimiento y operación del Ducto.

•

Características del producto contenido en la línea y los riesgos potenciales para causar daños al gasoducto y medio ambiente.

•

Obtener los nombres, direcciones y números telefónicos, etc., de las partes involucradas.

•

En lo posible, el inspector de Olympic será acompañado por otro empleado que atestigüe las discusiones que pudieran suscitarse con las personas involucradas en la construcción.

6. Responsabilidades Este procedimiento será implementado por el Superintendente de Operaciones del Gasoducto quien delegara a otros funcionarios la realización de estas tareas. 7. Informes En adición a los informes que se indican abajo, se deberán anexar otros datos, como dibujos a mano alzada y fotografías que respalden y demuestren la veracidad de lo ocurrido. Los informes a presentar será: •

Informe de Patrullaje.

•

Informe de nuevas construcciones adyacentes al Gasoducto.

•

Informe de ubicación de ubicación del ducto a terceros.




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PROCEDIMIENTO N° 11 OPERACIONES DE LIMPIEZA INTERNA DE DUCTOS PASANDO CHANCHO




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Página 54 de 236 1.

OBJETIVOS…………………………………………………………………………………………………..

…..3

2. ALCANCES………………………………………………………………………………………………………3 3. LIMPIEZA NICIAL……………………………………………………………………………………………..…3 4. CONTINUIDAD DE OPERACIONES DE LIMPIEZA…………………………………………………………4 5. NOMINACION DE EQUIPOS……………………………………………………………………………..……4 6. LANZAMIENTO DE CHANCHO RASPATUBOS DESDE LA ESTACION OLYMPIC……………………5 6.1 PROCEDIMIENTO DE LANZAMIENTO………………………………………………………………...5 6.2 CALCULO DEL TIEMPO DE PASAJE……………………………………………………………….....6 7. RECEPCION EN LA TRAMPA DE ESTACION PAITA……………………………………………………….6

8. OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO DE ESCOTILLAS (TAPAS DE TRAMPA)…………………………… 7

8.1 OPERACION DE ESCOTILLAS……………………………………………………………………….…7 8.2 LIMPIEZAS DE ROSCAS………………………………………………………………………………....8 8.3 CUIDADO DE LAS JUNTAS HERMETICAS (O-RINGS)…………………………………………..….8 9. SEGURIDAD……………………………………………………………………………………………………...8 10. PASAJES DE RASPATUBOS EN PRUEBAS HIDROSTATICAS………………………………………...8 10.1 LIMPIEZA INICIAL………………………………………………………………………………………..8 10.2 LLENADO

DEL

TRAMO

A

PROBAR…………………………………………………………………...8

10.3 DESAGUADO

DEL

TRAMO

PROBADO……………………………………………………………….8

11. PASAJE DE RASPATUBOS EN PAROS POR REPARACION…………………………………………...9 12. LIMPIEZA DE DUCTO EN SERVICIO……………………………………………………………………….9 12.1 PLANIFICACION

DE

CORRIDAS

DE

RUTINA………………………..............................................9

12.2 LIMPIEZA

DE

DUCTOS

LATERALES………………………………………………………………….9




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Página 55 de 236 12.3 LIMPIEZA

DE

RUTINA…………………………………………………………………………………...9 12.4 COORDINACION DE LAS CORRIDAS CON EL DEPARTAMENTO DE GAS Y CONTROL……10

13. RESPONSABILIDADES……………………………………………………………………………………….10 14. INFORMES………………………………………………………………………………………………………10 15. FORMATOS……………………………………………………………………………………………………..10

OBJETIVO

La limpieza interna del ducto a través de lanzamiento de chanchos se realiza por los siguientes objetivos: •

Limpiar el ducto de cualquier materia extraña que pudiera obstruir el flujo de gas.

• Asegurar la eficiencia de la circulación por la extracción de residuos que se depositan sobre pared interna del ducto. • Mantener alta la eficiencia de transporte de gas. • Minimizar la corrosión interna. • Llenado y desaguado de ductos para pruebas hidrostáticas. • Proteger estaciones impulsoras por perdida de carga • Inspeccionar internamente las condiciones de las paredes del ducto mediante chanchos instrumentados. Las trampas de chanchos proveen los medios para lanzar y recibir chanchos a lo largo del Gasoducto Paita. ALCANCES Los términos contractuales que se suscriben los contratos de compra-venta de gas determina la necesidad de tener que operar los ducto al máximo de su capacidad en condiciones optimas para responder a clausulas como el “TOP” (Take or Pay) y/0 el “TCO” (Transport Capacity Option) en forma eficiente y programada, para cuyo fin es necesario contar con un sistema confiable de mantenimiento y limpieza durante la operación de pasaje Chanchos Raspa tubos.




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Página 56 de 236 Lo anteriormente expuesto, refleja cuando la capacidad de un ducto es seriamente afectada por pérdida de diámetro interno debido a la formación de sarros, incrustaciones duras, ceras y otros depósitos sólidos, similarmente la acumulación de líquidos que se condensan a lo largo del fondo de la tubería provoca la pérdida del área seccional del flujo. Por tanto al operación satisfactoria del ducto solo será posible si este es limpiado totalmente desde el inicio de sus operaciones y luego es mantenido limpio; limpieza que deberá ser consistente con las características de flujo, correspondiente a su diseño y construcción. LIMPIEZA INICIAL A la puesta en marcha de la operación del sistema de transporte de gas, el operador debe estar consciente que todavía existe polvo, arena, electrodos y entre otras cosas dejadas en el ducto por el personal de construcción. En este momento, se deberá hacer los máximos esfuerzos para la eliminación de estas basuras lo más pronto posible. Para cuyo efecto se recomienda correr Repetidas veces el tramo con chanchos dotados de escobillas metálicas y cubetas duras hasta completar la limpieza de estos elementos. Aclarando que cada tramo comprendido entre una trampa lanzadora y otra receptora debe ser limpiada totalmente antes de pasar a la siguiente sección. CONTINUIDAD DE OPERACIONES DE LIMPIEZA Después de que el ducto ha sido sometido a una limpieza total en todo su trayecto, será necesario poner en vigencia un programa regular de operaciones de limpieza con pasaje de chancho raspa tubos. En los separadores, filtros, purgas etc.; de cada punto de recepción se observara la acumulación de líquidos y contaminantes. Se deberá mantener en vigencia un registro de acumulaciones de líquidos y sólidos dentro del ducto de tal manera que sirva de pauta para planificar y ajustar el programa de corridas de chancho raspatubos, sean esta semanales o quincenales hasta que se determine la estabilidad operativa de las plantas de gas que alimentan al sistema. Luego, la frecuencia de corridas de chanchos podría reducirse a una vez al mes o cada 2 meses o a mayores intervalos de tiempo dependiendo del historial registrado. NOMINACIÓN DE EQUIPOS. Las válvulas y equipos usados en las trampas de E. Olympic y Paita, están designadas con la misma numeración para la función correspondiente de cada una de las estaciones o Manual de Operación y Mantenimiento



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Página 57 de 236 localidades arriba indicadas. Estas válvulas y equipos están descritas y caracterizadas en el procedimiento N° 03. Antes de ingresar a la sección de procedimiento, es aconsejable que el personal de operaciones tome en cuenta las siguientes recomendaciones: a) Estar totalmente familiarizado con todas las instalaciones de las trampas de lanzamiento y recepción de chancho raspatubos antes de cualquier corrida. b) Extraer los sensores de inspección, placas de orificación o cualquier obstrucción mecánica que estuviera dentro de la vía de pasaje antes de lanzar el chancho raspatubos. c) Tener claramente definido el tipo de limpieza que se va a efectuar y la clase de chancho raspatubos que se deberá usar. d)

Que el raspatubos viajara, aproximadamente a la misma velocidad del flujo del producto. Es decir entre 6 a 20 km/h para líneas con contaminantes. Siendo 10 a 24 Km/h el rango optimo para líneas ligeramente contaminadas. En todo caso se deberá mantener velocidades uniformes con diferenciales entre 2 a 5 psig para precautelar la normalidad operativa de las válvulas de líneas que estuvieran equipadas con activadores neumáticos o hidráulicos.

e)

El instrumentista deberá revisar periódicamente las instalaciones de superficie, particularmente los operadores neumáticos instalados sobre las válvulas de seguridad (bloqueo), ante la eventualidad de súbitas caídas de presión que provoque la corrida del chancho limpiatubos.

f)

No se deben usar chanchos provistos de cepillos en ductos que tienen revestimiento interno.

g)

Notificar con suficiente anticipación a la gerencia la fecha y ejecución de la limpieza; en lo posible adjuntando un cronograma estimado tramo por tramo.

6. LANZAMIENTO DE CHANCHO DESDE LA ESTACIÓN OLYMPIC Antes se debe aclarar que el sistemas de ductos para el transporte gas de la empresa “Olympic Perú Sucursal del Perú” son de diámetros menores y su procedimiento esta descrito en referencia al Plano N° 7. 6.1

PROCEDIMIENTO DE LANZAMIENTO

a) Verificar que las válvulas de ingreso y salidas de trampa (V-22) y (V-23) estén cerradas. b) Abrir las válvulas de venteos para despresurizar el lanzador Manual de Operación y Mantenimiento



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Página 58 de 236 c) Cuando el lanzador ha sido totalmente venteada, abrir la puerta (escotilla) del lanzador e insertar el chancho hasta que su copa delantera alcance el reductor (excéntrico o concéntrico). De ser necesario podrá ser empujado con un tubo antichispa de bronce. d) Cerrar la escotilla del lanzador. e) Abrir un poquito la válvula de ingreso (V-22) a fin de purgar el aire del lanzador mediante la válvula de venteo. f) Una vez concluida la purga, cerrar la válvula de venteo y lentamente igualar la presión del lanzador con el de la línea. g) Cerrar la válvula de ingreso (V-22). h) Abrir la válvula de salida de chancho (V-23) i) Abrir la válvula de ingreso (V-22). El raspatubos ahora esta listo para salir. Si el chancho no partiese de la trampa inmediatamente, cierre lentamente la válvula de descarga de estación (V-24) hasta que el chancho abandone el lanzador. j). Cuando se ha advertido que el chancho ha pasado el “detector de chanchos” (pig indicador), abrir totalmente la válvula 24 (V-24) k) Cerrar la válvula de salida del lanzador (V-23) y la válvula de ingreso (V-22) 6.2 CALCULO DEL TIEMPO DE PASAJE En estas circunstancias se puede estimar el tiempo que demora el pasaje del chancho raspatubos hasta Estación Paita ubicada a 33 km de distancia, de acuerdo a la siguiente fórmula:

Donde: S: Velocidad, millas por hora Q: Millones de pies cúbicos por día Pb: Presión Base, Psia Fpv: Presión de Supercomprensibilidad D: Diámetro Interior, pulgadas. Así, para este tramo tenemos tabulada la siguiente información: D:

6.625” (ID= 6.6249) Manual de Operación y Mantenimiento



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Página 59 de 236 P1:

788 psig

P2:

600 psig

T:

60° F

Q:

15 MMscf/d

Pb:

14.73 Psia

Pa:

740 mm Hg = 14.3 Psia

G:

0.558 (Gas Natural)

DESARROLLO P= P=

694 +14.73 = 708.73 Psia

Fpv= 1.1071 (Por interpolación en Tabla N° 01) Reemplazando valores en ecuación (1) se tiene:

S= 9.43 millas/hora (15.17 km/hora) Entonces el recorrido de este tramo entre la Estación Olympic y la Estación Paita, el chancho raspatubos demorara 2 horas y 10 minutos. 1. RECEPCIÓN EN LA TRAMPA DE ESTACIÓN PAITA

Antes de la llegada del chancho a la Estación Receptora, se debe seguir el siguiente procedimiento aplicado a la correspondiente ilustración grafica del plano correspondiente: a)Verificar que las válvulas de ingreso, salida y drenaje de la trampa (V-2), (V-3) y (V-5) estén cerradas. Las válvulas (V-1) y (VS-1) de ingreso a la estación y de seguridad abiertas. b)Si fuese necesario purgar y drenar la trampa receptora, abriendo la válvula de venteo y de drenaje (V-15), limpiar (purgar) la trampa mediante una adecuada apertura de la válvula (V3). c) Cerrar las válvulas de drenaje (V-15) y de venteo. Manual de Operación y Mantenimiento



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Página 60 de 236 d) Deje que la presión en la trampa sea igual a la de la línea manteniendo abierta (V-3) e) Terminada la presurización cerrar la válvula (V-3). f) Cuando estime la aproximación de chancho, proceda a la apertura de la válvula de ingreso de a la trampa (V-2) y de la válvula (V-3). g) Si el chancho quedara estacionado entre la válvula (V-2) y la Tee de ingreso, siempre y cuando la velocidad no sea excesiva, entonces cerrar despacio la válvula de ingreso a la estación (V-1) hasta que el chancho sea forzado dentro de la trampa receptora. El indicador de ingreso de chancho a la trampa será la señal positiva de esta operación. h) una vez que el chancho este dentro de la trampa, abrir totalmente la válvula (V-1) y cerrar las válvulas (V-2) y (V-3). i) Ventear la trampa abriendo la válvula de purga y luego abrir la válvula de drenaje recuperando en un depósito una muestra de líquido para análisis químico. j) Abrir la escotilla de la trampa receptora y sacar el chancho. k) Identificar el chancho y tomar nota de las condiciones físicas de llegada Nota: Algunos residuos internos del ducto pueden ser inflamables al contacto con la atmosfera. Estos deberán enterrarse o trasladarse a una fosa de quemado. l)Limpiar la trampa y cerrar la escotilla de la trampa y la válvula de drenaje (V-15). m) Abrir lentamente la válvula (V-3) para purgar el aire de la trampa tal como se describe en el punto b), e igualar la presión de la trampa con la línea, luego cerrar la válvula (V-3) El pasaje de chanchos en el resto de los ductos se efectuara siguiendo todos los pasos descritos en las secciones 6 y 7. 8. OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO DE ESCOTILLAS (TAPAS DE TRAMPAS). Los siguientes procedimientos se deben seguir cada vez que se abra una escotilla de las trampas, para asegurar su hermeticidad y su operación confiable. 8.1

OPERACIÓN DE ESCOTILLAS. Para la apertura de escotillas se deben usar llaves o herramientas adecuadas.

8.2

LIMPIEZA DE ROSCAS.




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Página 61 de 236 Tanto el casco como los hilos de la rosca de la escotilla deben ser limpiados y luego engrasar las superficies que ofician de asientos. También se deben engrasar las bisagras. 8.3

CUIDADO DE LAS JUNTAS HERMÉTICAS (O-RINGS). En lo posible evite la remoción de estos “O-Rings”, dada su dificulta de reinstalarlos. Todos los canales o ranuras donde van estos sellos deben ser limpiados y luego pasar con grasa nueva a su superficie.

9. SEGURIDAD El personal de mantenimiento y limpieza interna del ducto debe tomar en cuenta las siguientes prácticas de seguridad cuando se ejecutan pasajes de raspatubos. Que las personas ajenas a las corridas de chanchos se mantengan alejadas del área de operaciones •

Si fuese necesario actuar manualmente las válvulas operadas a motor,

antes

de

instalar el volante se debe cerrar todas las líneas que alimentan con gas de potencia a los motores y luego ser venteados. Asimismo,

el volante adosado al vástago

debe previamente ser retirado antes de rehabilitar las líneas de gas de potencia indicadas. •

Toda fuente de ignición o inflamación deberá ser eliminada.

•

Se debe disponer a la mano un adecuado stock

•

No se debe abrir la escotilla antes de que se haya venteado la trampa.

•

Nadie debe pararse frente a la escotilla durante el proceso de apertura de

de extintores de fuego

esta

trampa. 10. PASAJE DE RASPATUBO EN PRUEBAS HIDROSTATICAS 10.1 LIMPIEZA INICIAL Antes de la prueba hidrostática, el ducto debe ser pasado con raspatubos en conformidad con lo expuesto en la sección 3.0 del proc. Número 03 “PAROS DEL GASODUCTO”. 10.2 LLENADO DE TRAMO A PROBAR En el llenado de tramo a probar, se debe usar agua presurizada para impulsar al raspatubos de llenado. De esta manera, se ayuda a eliminar los bolsones de aire. Manual de Operación y Mantenimiento



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Página 62 de 236 10.3 DESAGUADO DEL TRAMO PROBADO Una vez concluida la prueba, se deberá empezar desplazando el agua de la prueba corriendo chancho raspatubos con aire comprimido, tantas veces como sean necesarios para desalojar toda el agua contenida en la línea. Solo se podrá usar gas natural para estas corridas de desplazamiento de agua bajo la aprobación del superintendente de operaciones. Luego que se evacue el agua, se deben cortar los cabezales provisionales de prueba conectados al tramo, los chanchos raspatubos serán examinados y se reportaran los daños pertinentes. Así mismo, se correrán chanchos raspatubos conforme a lo prescrito en el procedimiento de secado “PROC. NUMERO 08” para el secado de líneas después de las pruebas hidrostáticas.

11. PASAJE DE RASPATUBOS EN PAROS POR REPARACION Antes de sacar fuera de servicio un segmento de un ducto para reparaciones de tubería, el gasoducto deberá ser sometido al pasaje de raspatubos de acuerdo a la sección 2.0 del proc. Número 03 “PAROS DEL GASODUCTO”. 12.

LIMPIEZA DE DUCTO EN SERVICIO Se recomienda aplicar los siguientes procedimientos

en las operaciones de pasaje de

chanchos raspatubos, cuando el ducto se encuentra en pleno servicio. 12.1 PLANIFICACION DE CORRIDAS DE RUTINA El superintendente de operaciones es el responsable de organizar y programar las corridas de chanchos limpiatubos dentro la rutina operativa del gasoducto, respondiendo

a

requerimientos de: •

Ensayos,

•

Purgados,

•

Corridas de chanchos instrumentados,

•

Perdidas de gas y




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Si se hubiera detectado la presencia de líquidos y condensados o impurezas solidas (oxido de hierro en el ducto que pudieran proceder de la planta deshidratadora, etc.)

12.2 LIMPIEZA DE DUCTOS LATERALES El sistema de transporte contempla ductos laterales que alimentan al ducto principal (ductos de pozos, sistemas de recolección, etc.)

estos

ductos

deberán

ser

limpiados

con

chanchos antes de hacer la corrida de limpieza del ducto principal, para que cualquier suciedad de sólidos o líquidos que pudieran haberse filtrado desde los laterales, pueda ser nuevamente arrastrados por los raspatubos de los ductos principales 12.3 LIMPIEZA DE RUTINA. Por lo general se acostumbra ejecutar un mínimo de 2 corridas por cada trama de ducto como rutina de limpieza, la frecuencia de corridas y el número de pasajes dependerá de las condiciones existentes en cada tramo del gasoducto. Consecuentemente, se harán pruebas de eficiencia a cada sección del ducto en forma periódica para programar las corridas con chanchos de limpieza. Todo esto en función del costo de las corridas frente a los perjuicios económicos que conlleva a la pérdida de capacidad asociada a la pérdida de eficiencia. 12.4 Coordinación de las Corridas con el Departamento de Gas y Control. Los pasajes de chanchos durante el funcionamiento normal del gasoducto deberán ser coordinados con la Superintendencia de Operaciones y el Departamento de Gas y control en todos los casos. 13.

RESPONSABILIDADES La implementación de este procedimiento es atribución del Superintendente de Operaciones, quien podrá delegar estas actividades a otros funcionarios específicamente capacitados

14.

INFORMES Los pasajes de limpieza y purgado con chancho raspatubos deberán ser debidamente reportados a la Superintendencia de Operaciones donde serán evaluados y registrados. Estos son registrados en formato N° 014

(Historia de Corridas de Chanchos) el cual será

elaborado en operaciones y manejado por el Superintendente de Operaciones. 15.

FORMATOS Manual de Operación y Mantenimiento



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Página 64 de 236 Solo se aplica el formado de “Historial de Corridas de Chanchos” a ser formulado en operaciones. TABLA N° 01 Factor de Supercomprensibilidad del Gas (Fpv) Información Base: Gas Natural con una Gravedad Especifica de 0.6 (Aire=0.1) Presion A unaTemperaturade 20°F (Psig) Fpv Fpv₂ 200 1.1021 1.1428 400 1.0442 1.0904 600 1.069 1.1428 800 1.0955 1.2001 1000 1.1231 1.2614 1200 1.1506 1.3239 1400 1.1764 1.3839 1600 1.1978 1.4347 1800 1.2126 1.4704 2000 1.2202 1.4889

A unaTemperaturade 20°F Fpv Fpv₂ 1.016 1.0323 1.0327 1.0065 1.0499 1.1023 1.0674 1.1393 1.0847 1.1766 1.1013 1.2129 1.1126 1.2468 1.1298 1.2764 1.14 1.2996 1.147 1.3156

A unaTemperaturade 20°F Fpv Fpv₂ 1.0123 1.0248 1.0247 1.05 1.037 1.0754 1.0492 1.1008 1.0609 1.1255 1.0719 1.149 1.0818 1.1703 1.0904 1.189 1.0674 1.2043 1.01026 1.2157




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PROCEDIMIENTO N°12 USO DE INDICADOR DE GAS COMBUSTIBLE

CONTENIDO Manual de Operación y Mantenimiento



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Página 67 de 236 1. OBJETIVO 2. PRINCIPIO DE OPERACIÓN 3. USOS DEL INSTRUMENTO 4. CALIBRACIÓN DEL INSTRUMENTO 5. INTERPRETACIÓN DE LAS LECTURAS 6. OBSERVACIONES 7. PRESERVACIÓN DEL EQUIPO

Anexo I Instrucciones de Operaciones Modelos 2 A y 5 MSA Anexo II Instrucciones de Operaciones Modelos 20 - MSA Anexo III Instrucciones de Operaciones Modelos G – J.W. SNIFFER (Bacharach) Anexo IV Instrucciones de Operaciones Modelos L – J.W. SNIFFER (Bacharach)

INTRODUCCIÓN Manual de Operación y Mantenimiento



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Página 68 de 236 El presente Procedimiento es una guía para el uso adecuado de los indicadores de gas combustible de hidrocarburos. Las instrucciones contenidas en el, se han elaborado tomando como base los Manuales de Operación proporcionados por los fabricantes de estos equipos y de acuerdo a las experiencias obtenidas. Los esfuerzos para mejorar la Seguridad y Protección en las instalaciones, están dirigidas a la prevención de accidentes que puedan ocasionar daños a las salud de los trabajadores y los bienes de la empresa, es nuestro deseo que este Manual contribuya al logro de este objetivo. 1. OBJETIVO Dar los conocimientos necesarios para la correcta operación de los indicadores de gas combustible o exposímetros y para la interpretación de las lecturas tomadas en atmosfera contaminadas. 2.

PRINCIPIO DE OPERACIÓN

El indicador de gas combustible emplea el calor de combustión de los gases o vapores inflamables existentes en un ambiente para medir su presencia El elemento de medición es una pequeña bobina de platino (filamento) calentada previamente por una corriente eléctrica. Cuando la muestra de gas o vapores inflamables contenidos en el aire, entra en contacto con este filamento, se produce en su superficie una rápida combustión (oxidación) del combustible presente en los vapores o gases muestreados, con el oxigeno de la muestra. La combustión eleva la temperatura del filamento, introduciéndose un cambio proporcional en su resistencia eléctrica. Este cambio es interpretado por un medidor eléctrico calibrado en función al porcentaje del límite inferior de inflamabilidad del elemento muestreado. Se emplea un segundo filamento (pasivo) de referencia o compensador, para absorber las variaciones de voltaje o temperatura dependientes de las distintas condiciones bajo las cuales el instrumento debe operar. 3.

USO DEL INSTRUMENTO

El indicador de gas combustible es un instrumento portátil usado para la detección inmediata de gases o vapores combustibles en el aire a temperatura normal, para los cuales ha sido calibrado. El instrumento indicara de un modo general lo peligroso de la atmosfera desde el punto de vista de inflamabilidad. La lectura del medidor está dada en porcentaje del límite inferior de explosividad de la muestra; normalmente es usado en las pruebas de gas, de rigor para los permisos de trabajo (en caliente) y Manual de Operación y Mantenimiento



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Página 69 de 236 para las detección de fugas cuando estas provienen de instalaciones enterradas o poco accesibles. Viabilizando su localización. 3.1. Para la forma de muestra debe mantenerse el extremo de la manguera o tubo toma-muestra aproximadamente a “1” de distancia de superficies liquidas o solidas a muestrear, presionando la bombilla, lentamente, tres veces por cada pie de manguera.

3.2. Limitaciones El indicador debe usarse solamente en aquellos gases o vapores para los cuales ha sido calibrado por el fabricante en función a las necesidades del usuario, especificadas en la Orden de Compra; no obstante, existen “tablas de conversiones”, suministradas por el proveedor, que permiten muestrear algunos otros gases o vapores. El uso de indicadores no preparados para determinadas mezclas, pueden dar lecturas erróneas y dañar el filamento (bobina de platino), como es el caso cuando se muestrean vapores de gasolina con plomo tetra etílico. Si se intenta usar el instrumento para probar atmosferas contaminadas con solventes de alto punto de ebullición cuyos gases estén a una temperatura mayor que el instrumento, puede darse alguna condensación de vapores combustible en la línea de muestreo y en el sistema de flujo del indicador, como consecuencia de ello el instrumento puede indicar menor concentración de vapores que el real. El indicador no es capaz de medir el porcentaje de combustible en vapor de agua, o en atmosferas inertes, debido a la ausencia de oxigeno necesario para la combustión en la unidad directora del indicador. El indicador no indicará la presencia de mezclas explosivas o combustibles de aceites lubricantes y/o polvos explosivos. 4.

CALIBRACION DEL INSTRUMENTO

Cuando el indicador ha sido usado por un largo período de tiempo, el voltaje de la batería y el puente de balance de cero, debe ser comprobado. No obstantes esta deberá hacerse mensualmente. 4.1

Ajuste a Cero Para efectuar este, la entrada del indicador debe situarse en una ambiente libre de gas y operar la bombilla de succión, hasta que la aguja del indicador baje hasta cero. Podría ser que la aguja del indicador se niegue a regresar a cero después de un bombeo prolongado; ocurre llévelo s cero con el control (botón o tornillo) de ajuste a cero.

4.2

Ajuste de Voltaje Manual de Operación y Mantenimiento



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Página 70 de 236 Verifique que el voltaje sea el adecuado para la operación correcta del indicador, ajuste o compruebe el voltaje con el interruptor o botón de “ajuste de voltaje”. NOTA Tenga cuidado de no operar la bombilla durante la calibración del acero y del voltaje.

5.0

INTERPRETACIÓN DE LAS LECTURAS DEL INDICADOR 5.1. Cuando existe una fracción del límite mínimo de explosividad de un gas o vapor combustible en la atmosfera muestreada, la aguja dará una lectura fija, durante todo el tiempo que la bombilla de succión este operando. Así si una lectura es 40, ella permanecerá fija en 40 para la misma mezcla de gas, cualquiera que sea la velocidad con que sea operada la bombilla de succión, por un corto tiempo. Después la aguja fluctuara hasta el punto máximo leído cada vez que la bombilla de succión sea operada. Esto es una condición natural, la cual también ocurre cuando el medidor esta ajustado a cero y le es bombeado aire fresco, moviéndose ligeramente dentro de la zona blanca. La lectura correcta estará dada cuando la aguja del indicador permanezca estable después de cada fluctuación. 5.2. Cuando la concentración del gas o vapor muestreado este entre el mínimo y el máximo valor límite de su explosividad, la aguja del indicador se desplazara hasta o sobre la porción roja de la escala y permanecerá allí. Esto indica una mezcla violentamente explosiva y consecuente, el ambiente de donde fue obtenida la muestra deberá ser tratada de acuerdo a este resultado.

5.3. Cuando la concentración de gas está por encima de su límite de explosividad (demasiado gas y muy poco oxigeno para mantener la combustión), la aguja del indicador subirá rápidamente al extremo rojo de la escala y luego caerá hasta cero o más abajo. Esto puede ocurrir en fracciones de segundo, y a veces no es perceptible, por ello es recomendable el uso de explosímetros con alarma. Estas concentraciones de gas son extremadamente peligrosas, porque cuando se mezclan con el aire se hacen violentamente explosivas.




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. OBSERVACIONES 1.1 cuando el circuito del indicador está abierto (instrumento encendido) y la aguja del dial se desplaza hasta el extremo superior de la escala, no regresando a cero, puede suceder: a. la cámara de combustible puede estar llena de mezcla explosiva, púrguela con aire fresco, y reemplace el filtro de algodón. b. El control de ajuste a cero ha sido girado demasiado hacia la derecha, corríjalo. c. El filamento puede estar fijo o quemado.

1.2 Si cuando el instrumento esta encendido, y la aguja del dial se desplaza hacia la izquierda del cero y no puede ser ajustada a cero, deberá investigarse: a. El botón de ajuste a cero puede haber sido girado demasiado a la izquierda, ajústelo. b. El filamento compensador puede estar flojo o quemado. 6.3 Si cuando un instrumento es encendido, la aguja del dial no puede ser ajustada al voltaje correcto, o sube (en la escala) y luego baja por debajo de cero; verificar si las pilas están agotadas. 6.4 Si estando el indicador encendido, la aguja se mueve mas de 1 ½ división de la escala (cuando se bombea aire fresco), investigar: a.

El filtro de entrada puede estar obstruido.

b.

El arrestador de llama puede estar obstruido.

6.5 Si la operación del instrumento es lenta y requiere mayor numero de aspiraciones (bombeos) que el especificado (3 ó 4) para una máxima desviación de la aguja, investigar: El arrestador de la llama puede estar obstruido; revíselo y reemplácelo. El orificio de salida de la bombilla de succión puede estar obstruido; límpielo. La válvula de retención de la bombilla esta defectuosa; revísela / reemplácela. El filtro de algodón puede estar obstruido: reemplácelo.




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Página 72 de 236 Puede existir un escape en el sistema de flujo. La reparación debe ser hecha por un especialista.

7.0

PRESERVACION DEL EQUIPO 7.1 7.2

Estos instrumentos no deben ser golpeados ni mojados para evitar su descalibración. Semanalmente debe inspeccionarse y limpiarse los contactos de las baterías o pilas.

7.3

Mensualmente se debe inspeccionar la manguera y el tubo toma-muestra para detectar

obstrucciones y/o deterioros en estas.

ANEXO I




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Página 73 de 236 INSTRUCCIONES DE OPERACIÓN MODELO 2A y 5

I.

CARACTERISTICAS MARCA

:

MSA

MODELO

:

2A Y 5

SERIE

:

Correspondiente a cada instrumento

N° DE CALOGO :

89220-2A 73251-1

LECTURA

: Directa sobre escala graduada, simple, desde 0 a 100% del límite inferior de

II.

explosividad.

USO El modelo 2A para detecciones en general de gas o vapor combustible. El modelo 5 para detecciones de vapores de hidrocarburos combinados con plomo tretaétilicos; se

III.

reconocen porque la tapa del instrumento es de color rojo.

PROCEDIMIENTO DE OPERACIÓN Antes de iniciar la medición, la correa del instrumento debe colocarse alrededor del cuello, de tal manera que el instrumento cuelgue y se ubique a la altura del abdomen y facilite la lectura. Los siguientes pasos son necesarios para su operación: a. Presione la bombilla varias veces, para asegurar que la cámara esté libre de gases residuales. b. Utilizando su propia unión universal, instala la manguera y el tubo muestreador, según sea necesario, para tomar muestras de fondo, intermedias o de superficie, esto en caso de recipientes verticales, horizontales, esféricos, tuberías, etc.




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Página 74 de 236 c. Levante el seguro del encendido ubicado sobre la perilla, luego gire esta de posición OFF a posición ON, en el sentido de las agujas del reloj hasta el tope final, de tal manera que la aguja del día llegue hasta el 100% de la escala porcentual, luego regrese o gire en sentido contrario hasta colocar la aguja en cero. d. Ajuste a cero la aguja del dial haciendo girar hacia la izquierda o derecha la caeza del tornillo que se encuentre en la parte inferior del indicador, según sea el caso. e. Para tomar la muestra, presione la bombilla lentamente, tres veces por cada pie (0,3) de manguera y tubo toma-muestra, para permitir el llenado de la cámara de combustión con la muestra a analizar y determinar su porcentaje de explosividad. f.

Al terminar una prueba o medición, purgue la cámara de combustión, bombeando por no menos de cinco (5) veces la bombilla. Desconecte siempre el instrumento, evitando el desgaste innecesario de las pilas, para

ello se gira la perilla del encendido en sentido contrario y hasta que el seguro caiga en su posición normal.

NOTA: Es muy importante tener presente que un ambiente gaseoso puede no ser explosivo pero si altamente toxico.

ANEXO II




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Página 75 de 236 INSTRUCCIONES DE OPERACIÓN MODELO 20

I.


:

MSA

MODELO

:

20

SERIE

:


N° DE CALOGO : LECTURA

74767 : Directa sobre escala graduada, simple, desde 0 a 100% del límite inferior de

II.

explosividad.

USO Detección de gas o vapores combustibles par los cuales ha sido calibrado indica de un modo general si la atmosfera es peligrosa desde el punto de vista de su inflamabilidad.

III.

PROCEDIMIENTO DE OPERACIÓN Antes de iniciar la medición, la correa del instrumento debe colocarse alrededor del cuello, de tal manera que el instrumento cuelgue y se ubique a la altura del abdomen y facilite la lectura. Los siguientes pasos son necesarios para su operación: a. Situé la toma de muestra en aire fresco. b. Gire el interruptor selector de la posición “check” (para comprobación). c. Gire hacia arriba al botón “SW”, esta operación hara que la aguja del dial se mueva en la escala hacia la marca “check”. d. Llenar la cámara de combustión con aire fresco presionando la bombilla, con la finalidad de purgar la cámara de gases combustibles en que puedan haber remanentes. Dar 8 a 10 bombeos para limpiar la cámara y dos bombeos adicionales por cada 10’ de línea (manguera). Manual de Operación y Mantenimiento



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Página 76 de 236 e. Ajuste la aguja del dial hasta la marca “check) para realizar esto tire del botón “Volt” hacia arriba y gírelo hasta que la aguja se situé sobre la marca “Check”. Para operar este botón es necesario mantener la presión hacia arriba todo el tiempo hasta completar el ajuste. f. Gire el interruptor “selector” al índice de calibración deseado (a-b-c- ó d). la sustancia (gas o vapor) para el cual esta calibrado cada punto está grabada en un lugar visible en la tapa del instrumento. g. Ajuste la guja del medidor a “cero”. Tire el botón “Zero Ajust” hacia arriba y gírelo hasta que la aguja del dial señale exactamente 1 cero de la escala. Para operar este botón debe mantener la presión hacia arriba en “e”. h. Gire el interruptor “Selector” al índice de calibración deseado, si la aguja del día no coincide con el cero de la escala ajústelo como se indica en “g” i.

Para trabajo de rutina, el indicador puede usarse con la línea de muestreo de 5 pies de largo y un tubo muestreador (varilla) conectados a la toma de entrada.

Absorba la muestra oprimiendo la bombilla, esta debe ser operada continuamente hasta que la aguja del dial permanezca quieta sobre la escala; no debe darse menos de tres bombeos por cada pie de línea y tubo de muestreo. Si se muestrea con una línea (manguera) de 5 pies adicionales, la aguja del dial no se alejara del punto cero, si la bombilla no se ha oprimido al menos 15 veces, para considerarse libre de gas el lugar.

ANEXO III




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Página 77 de 236 INSTRUCCIONES DE OPERACIÓN MODELO G

I.


:

J-W SNIFFER (Bacharach)

MODELO

:

G

SERIE

:



500-002 : Directa sobre escala graduada, simple, desde 0 a 100% del límite inferior de

II.

explosividad.

USO Detección, en general, de gas o vapor combustible en el aire.

III.

PROCEDIMIENTO DE OPERACIÓN Antes de iniciar la medición, la correa del instrumento debe colocarse alrededor del cuello, de tal manera que el instrumento cuelgue y se ubique a la altura del abdomen y facilite la lectura. Los siguientes pasos son necesarios para su operación: a. Para accionar el instrumento a la posición “ON” (encendido); gire la bombilla como mínimo ¼ de vuelta en el sentido de las agujas del reloj, manténgala en esta posición con 3 dedos de la mano derecha, dejando libres dos dedos para girar la perilla “VOLTADJ”. b. Usando la manos izquierda, presione y mantenga presionado el botón rojo “VOLT TEST”, la aguja indicadora deberá coincidir con la marca verde de la escala (SET VOLTAJE); cuando sea necesario ajustar la aguja, levante y gire la perilla “VOLTADJ” con el dedo pulgar e índice hasta que coincida con la marca verde, luego suelte el botón “VOLT TEST”; si no puede hacer coincidir la aguja, esto es indicativo de que las pilas deben ser reemplazadas. Manual de Operación y Mantenimiento



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Página 78 de 236 c. Con la bombilla en la mano derecha y girando a la posición conveniente de operación (generalmente un poco menos de ½ vueltas) presione la bombilla 2 ó 3 veces para limpiar el SNIFFER de cualquier residuo de gas. d. Para calibrar el instrumento a cero, manténgase el SNIFFER encendido, levante y gire la perilla “ZERO ADJ” desplazando la aguja toda la escala unas cuantas veces, finalmente fijarlo en el “0” (cero) de la escala. e. Coloque la flecha de la vlavula de admisión en la posición “S”. f.

Para chequear rápidamente el instrumento humedezca un trapo con gasolina y acérquelo al niple muestreador, bombee 2 ó 3 veces, la aguja deberá llegar hasta el numero mas lato de la escala

g. Instale la manguera muestreadora al niple del instrumento. h. Manteniendo la bombilla en la posición “ON” disponga la manguera dentro del recipiente o ambiente a ser muestreado. Bombee 3 ó 4 veces, si el gas combustible está presente, la aguja se desplazara en el dial y mostrara la concentración, por cada 5’ de manguera y tubo muestreador, adicione aproximadamente 3 bombeos más. i.

Después de leer el valor de la concentración, limpie el SNIFFER bombeado aire fresco y limpio hasta que la aguja retorne al “0” (cero). Vuelva la bombilla a su posición inicial “OFF”.

NOTA:

Se necesita limpiar el SNIFFER sin sacar la manguera muestreadora del tanque o recinto cerrado, coloque la flecha de la válvula de admisión en posición “A” (posición Aire Fresco) y bombee hasta que la aguja retorne a “0” luego prosiga su muestreo.

ANEXO IV




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Página 79 de 236 INSTRUCCIONES DE OPERACIÓN MODELO L

IV.

CARACTERISTICAS

MARCA

:

J-W SNIFFER (Bacharach)

MODELO

:

L

SERIE

:



23766 (antes 237271) : Directa sobre escala graduada, simple, desde 0 a 100% del límite inferior de

V.

explosividad.

USO Detección, en general, de gas o vapor combustible en el aire.

VI.

PROCEDIMIENTO DE OPERACIÓN Antes de iniciar la medición, la correa del instrumento debe colocarse alrededor del cuello, de tal manera que el instrumento cuelgue y se ubique a la altura del abdomen y facilite la lectura. NOTA: Este equipo permite calibraciones en el campo. Esto es posible por la existencia de un resistor ajustable en uno de los dos circuitos derivados del puente “Wheatstone”. Posee una perilla “cero”. Los siguientes pasos son necesarios para su operación: a. Para accionar el instrumento a la posición “ON” (encendido); gire la perilla “cero” desde la posición “OFF” hacia la derecha (sentido de las agujas del reloj). Luego con la misma perilla ajuste a cero la aguja del dial. b. Presione varias veces la bombilla para purgar el instrumento de algún residuo de gas existente c. Instale la manguera muestreadora al niple del instrumento. Manual de Operación y Mantenimiento



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Página 80 de 236 d. Coloque el extremo de la manguera o tubo muestreador en el recipiente o ambiente a ser muestreado. Bombee 3 ó 4 veces la bombilla, si hay gas combustible, la aguja se desplazara en el dial, siga bombeando hasta que la agujas permanezca quieta. e. Después de leer el valor de la concentración en el instrumento, bombee varias veces la bombilla en el aire fresco, hasta que la aguja regrese a cero coloque la perilla en “OFF”.




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Página 81 de 236

MEDIDORES Y REGULADORES DE FLUJO Y PRESION

CONTENIDO Manual de Operación y Mantenimiento



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Página 82 de 236 1. OBJETIVO…………………………………………………………………………………………………………..3

2. MEDIDORES

DE

FLUJO

Y

PRESION

DE

GAS

(BARTON)

…………………………………………………..3

1.2 MEDIDOR DE PRESION DIFERENCIAL Y PRESION ESTATICA…………………………………...3 2.2

COMPONENTES DEL SISTEMA DE MEDICION……………………………………………………….3

3. REGULADORES DE PRESION ………………………………………………………………………………….8 1.2

REGULADORES DE CONTROL DE PRESION…………………………………………………………8

2.2

REGULADORES DE PRESION DE ALIVIO……………………………………………………………..9




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Página 83 de 236

1. OBJETIVO Conocimiento adecuado de los equipos principales de medición y presión del gas en el sistema de transporte de gas natural.

2. MEDIDORES DE FLUJO Y PRESIÓN DE GAS (BARTON) 2.1

Medidores de Presión Diferencial y Presión Estática




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Página 84 de 236 Para el control de la producción o consumo de gas usamos el método de medición de placa de orificio, que consiste en intercalar en el ducto una placa de orificio para provocar una caída de presión estática y presión diferencial. La presión diferencial en la diferencia de los valores de presión medidos en ambos lados de la placa de orificio (P₁- P₂) normalmente en unidades de pulgadas de agua. La presión estática corresponde al valor medido agua arriba de la placa (P₁) en unidades de PSI.

El cálculo final de los caudales de gas se efectúa en el departamento de Gas Natural mediante el uso de Sistema SCADA que incluye un integrador que calcula los millones de de pies cúbicos estándar.




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COMPONENTES DEL SISTEMA DE MEDICION Para realizar una medición del caudal de gas se requieren los siguientes componentes:

2.2.1

•

Placa de orificio

•

Porta placa de orificio

•

Registrador de presión.

Placa de Orificio Se fabrican en distintos diámetros y dimensiones de acuerdo a las especificaciones AGA N° 3 (Asociación Americana de Gas, informe N° 3). Dicha publicación establece que el borde aguas arriba del orificio debe ser construido en ángulo recto sin contornos redondeados. Además indica que los valores de espesor que deben tener las placas para distintos diámetros de tubería y el espesor del borde aguas arriba del orificio. Este último no deberá exceder de 1/50 del diámetro de la tubería (D) y de 1/8 del diámetro del orificio (d), adoptándose el menor espesor que resulte de ambos requerimientos

Por tal motivo es que algunas placas cuyo espesor supera el espesor requerido, para el borde del orificio, son biseladas o rebajadas para lograr reducir el borde al valor impuesto por tales requerimientos.

Otra especificación importante de AGA, para minimizar los errores en la medición es que la relación entre el diámetro del orificio y el diámetro interno del tubo medidor no debe superar los límites de 0.15 y 0.70; a esta relación de diámetros (d/D) se le denomina relación Beta.

2.2.2

Porta Placa




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Página 86 de 236 La función de la porta placa de orificio es mantener la placa de orificio en el centro del ducto. En las operaciones de transporte de gas se utilizan dos tipos de porta placas de orificio.

A. Tipo Bridas.- La brida porta orificio tiene dos agujeros roscados diametralmente opuestos, los de la parte superior se utilizan

para conectar al registrador de

presión y los de la parte inferior para purgar el tubo. B. Tipo Daniel.- La ventaja de este es que permite reemplazar el plato de orificio sin interrumpir el flujo, eliminándose así el uso de by pass. Este tipo de medidores es el que se usa en nuestras operaciones. Las partes del medidor Daniel son:

Partes del Daniel 1. Pernos de fijación. 2. Tapa de fijación. 3. Barra de fijación. 4. Empaque de fijación. 5. Válvula de venteo. 6. Piñón levanta placa segunda cámara 7. Piñón levanta placa primera cámara. 8. Válvula compuerta. 9. Válvula para igualar presiones. 10. Lubricador.

Forma de Operar un Medidor Daniel Extracción de una placa orificio Manual de Operación y Mantenimiento



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Fecha: Marzo 2011

Página 87 de 236 a. Abrir la válvula para igualar presiones (9), máximo 2 vueltas. b. Abrir la válvula de compuerta (8), para comunicar ambos lados. c. Girar el piñón inferior (7), para levantar la placa al primer plano. d. Girar el eje del piñón superior (6), levanta la placa al segundo plano. e. Cerrar la válvula de compuerta (8). f.

Cerrar la válvula para igualar presiones.

g. Abrir la válvula de venteo (5), para eliminar presión en la cámara superior. h. Lubricar la guía, con grasera. i.

Aflojar los pernos de fijación (1), sin sacar la placa de fijación (1), sin sacar la placa de fijación (2).

j.

Girar el eje del piñón superior (6), la placa orificio al ascender suelta el conjunto empaquetaduras y tapas (3,4).

k. Sacar la pieza de fijación (2), el conjunto (3,4) recuperar la placa orificio. Instalación de la Placa Orificio a. Cerrar la válvula de venteo. b. Colocar la placa orificio y girar el piñón superior (6), hasta que la placa apoye suavemente en la válvula de compuerta (8). c. Colocar el conjunto (3,4), en la placa de fijación (2), y ajusta los pernos (1). d. Abrir la válvula para igualar presiones (9). e. Abrir válvula de compuerta (8). f.

Girar el piñón superior (6), para bajar la placa de orificio.

g. Girar el piñón inferior (7), hasta que la placa orificio quede en su posición de trabajo. h. Cerrar la válvula de compuerta (8). Manual de Operación y Mantenimiento



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Fecha: Marzo 2011

Página 88 de 236 i.

Cerrar la válvula para igualar presiones (9).

j.

Abrir la válvula de venteo (5), para desfogar la presión de la cámara.

k. Lubricar la guía. l.

Cerrar la válvula de venteo (5).

Los agujeros del tubo para las conexiones de presiones deben ser de ½” para tubos de 4” o mayores de 3/8” para tubos de 3” y de ¼” para tubos de 2”. Al instalar las placas de orificio deberá de observarse la posición, normalmente viene marcada en una de sus caras aguas arriba. Si la placa no tuviera marca de posición y una de sus caras tiene el orificio biselado o con un rebaje de espesor, debe instalarse con esta cara del lado de aguas abajo.

2.2.3

REGISTRADOR DE PRESION En las operaciones se utilizan registradores de presión diferencial y estática de marca BARTON. Los registros de presión se efectúan con dos plumas sobre una carta circular impulsada por un reloj. La pluma que registra la presión diferencial (pluma roja), recibe el movimiento de un medidor de diafragma y la presión estática (pluma azul), recibe el movimiento de un tubo bourdon. En la Fig. Se muestra un esquema del medidor de presión diferencial BARTON, con la indicación de sus partes. El sistema constituido por los diafragmas, el pasaje entre ellos y el cuerpo central está lleno de líquido. Un compensador de temperaturas bimetálico ajusta la capacidad de dicho sistema a la variación de volumen que experimenta el equipo por cambios en el ambiente. Al actuar la presión aguas arriba de la placa orificio del diagrama compensador se comprime desalojando parte del liquido que expande al diagrama de rango. La deformación de este diagrama es resistido por la presión aguas debajo de la placa y la tensión del resorte, cuya características determina el rango del instrumento. Como resultado tendremos un movimiento lineal del diagrama compensador que es proporcional a los cambios de presión diferencial (P1-P2), dicho movimiento es transmitido al mecanismo de registro por el conjunto de brazo de vinculación y placa Manual de Operación y Mantenimiento



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Página 89 de 236 impulsora. El medidor de presión estática como su mecanismo anteriormente, este constituido por un tubo bourdon en forma espiral que se conecta aguas debajo de la placa de orificio. Por efecto de la presión, el bourdon se deforma y este .movimiento es transmitido por un brazo al mecanismo de registro.

Forma de Operar el Registrador de Presión. Para poner en servicio un registrador: •

Las válvulas de paso (4 y 5), deben estar cerradas y las válvulas (1 y 2) de desfogue deben estar abiertas.

•

Cerrar la válvula de desfogue (3).

•

Abrir lentamente y al mismo tiempo las válvulas (4 y 5).

•

Cerrar al mismo tiempo las válvulas (1 y 2).

•

Abrir la válvula de desfogue (3), el registrador este en servicio.

Nota: observar que no debe haber fuga de gas por las válvulas. (3).

Para dejar fuera de servicio un registrador • Cerrar la válvula de desfogue (3). • Abrir al mismo tiempo, las válvulas (1 y 2). • Cerrar al mismo tiempo las válvulas (4 y 5). • Abrir las válvulas de desfogue (3), registrador fuera de servicio.

2.2.4

Calibración de Registradores Es requerimiento necesario para verificar los datos de lecturas, para realizar esta operación es indispensable que el registrador este fuera de servicio, así como Manual de Operación y Mantenimiento



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Página 90 de 236 desconectar líneas y abrir las válvulas de venteo para desfogar gases o líquidos acumulados en el elemento estático del UPD (unidad de presión diferencial). La calificación se realiza con instrumentos especiales como son la Bomba Manual de Presión de 0/3000 Psi Marca Ametek-Jofra y su Modulo de Presión Manométrica marca Jofra para calibrar la presión estática y la Bomba Manual de Presión de 0/30 Psi marca Ametek-Jofra con su Modulo de Presión Manométrica marca Jofra para calibrar la presión diferencial.

Calibración de Presión Estática Se usa el instrumento mencionado líneas arriba y consiste en aplicar Presión Hidráulica al Elemento Estático por medio de un liquido hidráulico (aceite), la presión que se aplique debe compararse con el valor que registra la carta, si esta no coincide con el del Modulo de presión manométrica Jofra se procede a realizar la calibración. En la figura se observa los puntos y referencia para la calibración, es necesario tomar en cuenta varios detalles adicionales para realizar una buena calibración, como son:

•

Revisar que el elemento helicoidal de presión no muestre estiramiento ni abolladuras.

•

Revisar y eliminar fugas en conectores, si el elemento presenta una picadura o rajadura se debe reemplazar.

•

Revisar

los accesorios movibles de acoplamiento que no tengan juego,

observar que en los agujeros que engrapan no tengan desgaste. •

Revisar ajustes de pernos a ejes.

•

Revisar el estado y ajuste de la plumilla, mueva el montaje de plumas para buscar el arco de plumas. Manual de Operación y Mantenimiento



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Aproxime la barra de conexiones a los ángulos que indica la figura.

•

Conectar el instrumento de calibración en la parte posterior del registrador.

•

Ajustar el punto cero con el tornillo que indica la figura para ajuste fino del cero.

•

Aplicar presión con el instrumento y comparar la lectura en el disco con el valor que indica el manómetro.

•

Haga ajustes en la tuerca de ajuste fino y a la barra de conexiones si es necesario.

•

Repita la prueba para verificar el 100% del rango del disco.

Calibración de Presión Diferencial Para la calibración de la UPD usamos la Bomba de Presión Diferencial de 0/30 psig Marca Ametek-Jofra con su Modulo de Presión Jofra y consiste en aplicar presión en unidades de pulgadas de agua, leer el Modulo de Presión Jofra y compararla con la lectura que registra el disco. Al igual que el procedimiento anterior, es necesario que el registrador este fuera de servicio y desfogado para evitar variaciones en la calibración. • En la figura se observa los puntos y referencias para realizar la calibración del UPD, además se debe considerar algunos detalles como son: • Revisar el instrumento que se va a usar para la calibración. • El instrumento se instala en el lado de alta presión de la UPD, el lado de baja presión debe estar a la presión atmosférica. • Verifique que los accesorios de acoplamiento no tengan juego y no presenten desgaste. • Observe que los datos y medidas y ángulos que presenta la figura corresponden al 50% del rango. Manual de Operación y Mantenimiento



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Página 92 de 236 • Aplique presión con el instrumento y verifique los datos registrados en el disco. • Ajuste el punto cero con el tornillo que indica la figura para ajuste fino del cero. • Revise la linealidad (relación del cero al 100% de movimiento de la pluma) de la pluma, haga ajuste en el perno de ajuste fino de linealidad. • Haga ajuste en el tornillo de ajuste de rango y la barra de conexiones para alcanzar el valor requerido. • Es necesario verificar datos en el 25%, 50%, 75% y 100% del rango para obtener una buena calibración.

3. Medidores de Flujo y Presión de Gas (Nuflo Scanner 2000) 3.1

Regulador de Control de Presión El regulador de presión se utiliza para regular presiones en entrada de gas en sistema de distribución o controles de alimentación de gas y entradas a sistemas de compresión. Trabajan en rangos de presión que dependen del diseño y lugar de ubicación en el sistema de transporte de gas. En nuestro sistema se han colocado aguas abajo de nuestro medidor de flujo.

OPERACIÓN. El ensamble del control piloto y el vástago del motor valve, son las únicas piezas movibles en el interior del regulador. El piloto sello consiste en dos bolas inoxidables juntas unidas por una pieza rígida. La presión aguas arriba es la presión de abastecimiento al piloto y es también la presión que está en constante comunicación con la parte superior del diafragma del motor valve. El área del diafragma del motor valve es dos veces el área del asiento del motor valve asegurando así un cierre perfecto. Manual de Operación y Mantenimiento



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Página 93 de 236 El asiento inferior del piloto sello controla la presión a la parte inferior del diafragma del motor valve. El asiento de la parte superior controla la presión que se ventila. El resorte piloto carga sobre el lado superior del ensamble piloto y se opone a la presión aguas arriba, apoyado por la presión controlada aguas abajo. Supongamos que presionamos el resorte con el tornillo regulable para tener una presión deseada aguas abajo, con una presión aguas abajo demasiada baja, el piloto resorte fuerza al piloto ensamble a descender y a cerrar el asiento superior y abrir el asiento inferior. Esto ocasiona que la presión aguas arriba pase a la parte superior y cargue por la parte de abajo del diafragma produciendo un desbalance en la parte superior del diafragma. La presión aguas arriba actúa debajo del asiento del motor valve abriendo la válvula. La presión aguas abajo empieza a incrementar e ingresa al conjunto del ensamble piloto, moviendo el resorte piloto hacia arriba haciendo abrir el sello superior y permitiendo que la presión fluya a la atmosfera. El diafragma del motor valve presiona sobre la parte superior reponiendo el vástago a su posición.

3.2 Regulador de Presión de Alivio. El regulador de presión de alivio se utiliza en líneas de venteo de ductos, separadores de gas, estaciones de compresores, sistemas de recolección de gas, etc. Trabaja en rangos de presión variables, dependiendo de su operación operativa.

OPERACIÓN El ensamble del control piloto y el vástago del motor valve, son las únicas piezas movibles en el interior del regulador. El piloto sello consiste en dos bolas de acero inoxidable juntas unidas por una pieza rígida. El asiento superior del piloto sello controla la entrada de presión a la parte superior del diafragma del motor-valve, el asiento inferior del piloto sello controla la presión a la atmosfera. Manual de Operación y Mantenimiento



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Página 94 de 236 El resorte piloto carga sobre el lado superior del ensamble piloto y se opone a la presión aguas arriba. Asumimos que presionamos el resorte piloto con el tornillo regulable para un conjunto mayor de presión que el de aguas arriba, el piloto resorte fuerza al piloto ensamble a descender y a cerrar el asiento inferior del piloto sello, la parte superior del piloto sello es abierto, esto hará que la presión aguas arriba cargue sobre la parte superior del diafragma del motor-valve. El área del diafragma es dos veces el área del asiento del motor-valve, asegurando un perfecto cierre. Si la presión aguas abajo aumenta, se incrementa la presión en el asiento del motorvalve. El piloto ensamble tiende a presionar el resorte piloto hacia arriba, haciendo primero que el lado superior del piloto sello cierre y la parte inferior del piloto sello abra, disminuyendo la presión en la parte superior del diafragma, permitiendo que la presión aguas arriba presione sobre el asiento haciéndolo abrir. Cuando la presión aguas arriba empieza a disminuir el conjunto ensamble piloto asume una posición en que ambos lados del piloto sello son cerrados. En el momento que la presión aguas arriba alcanza la presión regulada, el asiento inferior del piloto sello corta el venteo a la atmosfera y la parte superior del piloto sello permite el pase de presión al diafragma del motor-valve haciendo que el vástago vuelva a su posición normal de cerrado.




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Página 99 de 236 Figure I-2




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FILTROS SEPARADORES BIFASICOS




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Página 102 de 236

CONTENIDO

1.

OBJETIVO

3

2.

SEPARADORES

3

2.1

Parte de los Separadores

3

2.2

Factores que influyen en la Separación

4

2.3

Ventajas de los Separadores

4

3.

OPERACIÓN LIQUIDO-GAS “PECO”

5

4.

OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO

6




Rev.: 2

Fecha: Marzo 2011


SEGURIDAD OPERATIVA

6

6.

RESPONSABILIDAD

7

7.

INFORMES

7

8.

FORMULARIOS

7




Rev.: 2

Fecha: Marzo 2011

Página 104 de 236

1. OBJETIVO

Conocer técnicamente los filtros-separadores de gas-líquidos (deshidratadores) para una adecuada operación y mantenimiento de estos equipos en el sistema de transporte de Gas Natural.

2.

SEPARADORES

Son equipos usados en el campo para remover el líquido de la fase gaseosa a una presión y temperatura específica y pueden ser de 2 o 3 fases. Los de 2 fases remueven el líquido total del gas y los de 3 fases remueven adicionalmente el agua de los hidrocarburos líquidos. Los tipos de separadores varían de acuerdo a su manufactura y requerimientos, los mas usados son los horizontales y verticales.

2.1

Parte de los separadores

Para una operación eficiente y estable, en un rango amplio de condiciones, un separador gaslíquido debe tener las siguientes partes:

2.1.1 Primera Sección de Separación Esta sección es para remover el mayor volumen de líquido en la entrada. Espuma y partículas grandes de líquidos primeramente son removidas para minimizar la turbulencia del gas y la reentrada de partículas líquidas a la segunda etapa de separación. Para lograr esto, es necesario el momento y cambio de dirección del flujo; esto se logra con la instalación de un difusor de entrada.




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Página 105 de 236 2.1.2 Segunda Sección de Separación El fundamento de separación en esta sección es el asentamiento por gravedad del líquido dentro de la corriente del gas después que su velocidad se ha reducido. La eficiencia de esta sección depende de las propiedades

del gas y del líquido, así como también del

tamaño de las partículas y grado de turbulencia del gas. Algunos diseños incluyen difusores internos para reducir la turbulencia y disipar la espuma. Estos difusores pueden también actuar como colectores de goteo.

2.1.3 Sección de Acumulación de Líquidos El líquido es colectado en esta sección. El líquido debe tener un mínimo de movimiento por efecto de la corriente del gas. Un buen espaciamiento es necesario para permitir la agitación y proporcionar el tiempo de agitación necesario para una eficiente separación del gas en solución y separar el agua libre del petróleo en separadores de tres fases. Se puede colocar un sifón sobre el orificio de salida del líquido para prevenir que el gas o el líquido reentren con el fluido del fondo.

2.1.4 Sección de Extracción de Niebla El extractor de niebla de la sección de condensación puede ser uno de los siguientes diseños: •

Una serie de obstrucciones a las líneas de flujo,

•

Malla de alambre o,

•

Dispositivo de centrifugado.

El extractor remueve de la corriente del gas, las pequeñas gotas de líquido (normalmente menores a 10 micras de diámetro), antes de que el gas deje el separador. El líquido que ha salido en el gas debe ser menor a 0.1 galón por cada MMSCF.

2.2 Factores que influyen en la separación. Manual de Operación y Mantenimiento



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Fecha: Marzo 2011

Página 106 de 236 2.2.1 La Presión La presión de operación depende de la presión fluyente del gas en tubería y de las características del gas y líquidos presentes. Un cambio en la presión produce cambio en las densidades del gas y líquido, en la velocidad permisible y el régimen de flujo. Un incremento de la presión origina un incremento de la capacidad del gas en el separador.

2.2.2 La Temperatura Afecta la capacidad del separador solo en la medida que afecta a los regímenes de flujo y a las densidades del gas y líquido. Un incremento en la temperatura origina una disminución de la capacidad del separador.

2.2.3 Velocidad del gas La máxima velocidad del gas para la separación de partículas de líquido de cierto diámetro, se basa en las propiedades físicas del líquido y del gas. Una partícula cayendo bajo la acción de la gravedad, se acelera hasta que la fricción, debido a la colisión con el gas, iguala al peso de la partícula. Cuando estas dos fuerzas son iguales, la partícula caerá con una velocidad constante, llamada velocidad de hundimiento.

2.2.4

La viscosidad

Afecta a las velocidades de hundimiento

3.1

Ventajas de los Separadores.

Las ventajas para cada tipo de separadores para un misma condición de operación son:

3.1.1

Ventajas del separador vertical Manual de Operación y Mantenimiento



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Fecha: Marzo 2011


El control de nivel de líquidos no es crítico.

•

Manipula grandes cantidades de arena.

•

Fácil de limpiar.

•

Tiene menor capacidad de oleaje del líquido.

•

Menor tendencia a re evaporación de líquido.

3.1.2

Ventajas del separador horizontal

•

Exitosamente usado en hidrocarburos líquidos espumosos.

•

Mas barato que el separador vertical.

•

Más fácil de transportar.

•

Más económico y eficiente para procesar grandes volúmenes de gas.

•

Diámetro más pequeño para una capacidad dada de gas.

Las especificaciones que cubren los requerimientos mínimos de diseño, fabricación y prueba de separadores de gas-líquido, están dadas en el API-Specc 12J.

4. SEPARADOR DE LIQUIDO-GAS “PECO” El separador PECO, es un filtro separador horizontal diseñado para operar en la entrada de Estación Paita, que emplea un nuevo concepto para la separación de los sólidos y líquidos, que se hayan mezclados en el flujo de gas. Su principio se explica a continuación.

El Filtro-Separador PECO separa el 99.4% de los sólidos y el total de las partículas mayores o iguales a u una micra de tamaño, que pueden estar presentes en el flujo de gas. Sus aplicaciones son muy numerosas y muy especialmente en los sistemas de transporte de gas, refinerías y plantas petroquímicas, para: Manual de Operación y Mantenimiento



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Página 108 de 236 • Quitar los líquidos y sólidos que puedan ingresar al flujo de gas en el proceso de succión de los reservorios. • Quitar los hidrocarburos líquidos libres en las descargas de las estaciones de transporte de gas para prevenir la contaminación del líquido. • Prevenir la contaminación quitando los líquidos y sólidos en la entrada de flujo de gas a los medidores (Puntos de Fiscalización de la Producción). Los filtros de prueba pueden determinar la cantidad de líquidos libres presentes en cualquier flujo de gas.

Fuente y tipo de contaminantes La contaminación de líquidos es causada por los restos de limpiadores de tipo convencional, separadores inadecuados o extractores de partículas sólidas y aerosol, la presencia de agua salada libre, hidrocarburos y aminos que contienen los inhibidores de corrosión. Las partículas solidas son de hierro y compuestos de sílice, también pueden prevenir del sistema de engrase de válvulas, solventes usados para engrase y otros, dependiendo del tipo de equipos que se encuentren antes del separador. Los inhibidores químicos basados en aminas pueden presentarse por los tratamientos de corrosión preventivos que se haya en los pozos productores.

Efectos de contaminantes en la eficacia del disecante 1.0

Absorción de hidrocarburos que no pueden vaporizarse durante la regeneración y permanecen en las camas que causan pérdidas de superficie del disecante.

2.0

Hidrocarburos de alto peso molecular que tapan los poros microscópicos de la superficie del disecante.

3.0

Regeneración repetida de la cama que causa formación de Coke causando problemas en la superficie de las partículas del disecante.

4.0

Algunos hidrocarburos más ligeros, particularmente como el C4´s, tienden a polimerizarse debido a una reacción catalizadora con el disecante. Manual de Operación y Mantenimiento



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Página 109 de 236

Las partículas libre se agua chocaran con las partículas del disecante causando una presión excesiva que no es deseable en el funcionamiento de flujo de gas. Las partículas que permanecen en la parte superior del flujo de gas pueden dañar el equipo que esta a continuación. Las partículas de aerosol se evaporaran durante la regeneración de las sales en los poros microscópicos del disecante.

Las aminas de los inhibidores de corrosión llegan a descomponerse en compuestos de amoniaco durante el ciclo de regeneración. El amoniaco reacciona químicamente con el disecante y causa pérdida en su actividad.

El diseño de los filtros PECO proveen la protección de las camas del disecante. Las partículas sólidas y el aerosol libre en el hidrocarburo van de 3 micras a 15 micras aproximadamente. Estas partículas y aerosoles no son captados por lo limpiadores de gas de entrada convencional, separadores o eliminadores, debido a sus limitaciones en la eficacia. Pruebas en el laboratorio han determinado que los filtros PECO elimina en un 99.5% todas las partículas solidas y liquidas de 1 micra de tamaño a mas. El filtro separador extenderá la vida del disecante durante su funcionamiento normal. Así mismo, en caso de líquidos que estén pegados al tubo debido al desgaste o mal funcionamiento del limpiador de la entrada de gas, el filtro separador impedirá la destrucción de la cama antes de que el sistema sea cerrado.

5. Operación y Mantenimiento. La operación de los separadores instalados en el Gasoducto Paita se realizara en forma automática, operando para una Presión Máxima de Diseño de 1370 Psig y los flujos máximos de 15 MMSCF/D

6. Seguridad Operativa. Manual de Operación y Mantenimiento



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Página 110 de 236 Todo el personal involucrado en la operación de los separadores y el drenaje de líquidos deben estar conscientes de los peligros asociados con el uso de hidrocarburos líquidos, sólidos y agua contaminada obtenidos en las operaciones de transportes de gas por ductos.

7. Responsabilidad. Este procedimiento debe ser implementado y complementado por el Superintendente de Operaciones quien designara al personal para esta actividad.

8. Informes El operador deberá elaborar el informe correspondiente cada vez que se efectué el drenaje de líquidos de los separadores.

9. Formularios. Para documentar las actividades de drenado de líquidos de los separadores se deberá llenar el siguiente formato. Formato N° OLY-012 Remoción, almacenamiento y eliminación de contaminantes líquidos.




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CALCULOS HIDRAULICOS




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CONTENIDO 1.

DUCTO DESDE EL MANIFOLD LA CASITA A ESTACIÓN OLYMPIC

3

2.

DUCTO DESDE LA ESTACIÓN OLYMPIC HASTA ESTACIÓN PAITA

6

3.

DUCTO DESDE LA ESTACIÓN PAITA A ESTACIÓN COMPLEJO PESQUERO

10




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Página 113 de 236

1. DUCTO DESDE EL MANIFOLD LA CASITA A ESTACION OLYMPIC

Simulación Hidráulica del Gasoducto de 4”. De acuerdo a los parámetros de la Asociación Americana de Gas (AGA)

GASODUCTO LA CASITA-ESTACION OLYMPIC Datos Generales. Temperatura Base

60.00 °F

Temperatura del gas en el ducto

88.00 °F

Presion Base

14.7 Psia

Gravedad del gas

0.559 (air: 1.00)

Factor de rugosidad del ducto

735.00 u”

Factor de flujo

92.00%

Gasoducto Diámetro Nominal

4.000 pulgadas

Diámetro Interno

4.125 pulgadas

Diámetro Externo

4.500 pulgadas

Espesor

0.188 pulgadas

Longitud

3.095 mi (4.98 Km)

Diferencia de cotas entre Manifold La Casita y Estación Olympic

43.75 pies

Calculo de la presión de Salida del Manifold La Casita Presión de llegada (Psig) a Estación Olympi Q

1200

(MCSF/D)

1100

1000

900

800

700

600

Presión de Salida en (Psig) en el Manifold La Casita

15000

1327

1239

1152

1068

987

910

838

13000

1297

1206

1116

1029

944

863

785

11000

1270

1177

1085

994

906

820

737

9000

1247

1152

1057

964

872

782

695




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Página 114 de 236 7000

1229

1132

1035

939

844

751

659

5000

1215

1116

1018

920

823

726

631

3000

1205

1106

1007

907

808

710

611

DUCTO DESDE EL MANIFOLD LA CASITA A ESTACION OLYMPIC Simulación Hidráulica del Gasoducto.

De acuerdo a los parámetros de la Asociación Americana de Gas (AGA) GASODUCTO LA CASITA – ESTACION OLYMPIC Datos Generales Temperatura Base:

60°F

Presión Base:

14.7 Psia

Gravedad del Gas:

0.559 (aire=1.00)

Gasoducto: Diámetro Nominal:

4.000 pulgadas

Diámetro Interno:

4.124 pulgadas

Longitud Total:

4.98 Km.

CALCULO DE LA VELOCIDAD DE FLUJO Longitud Km

Diámetro

Presión

Flujo MMscf/D

Gas Temp. °F

Velocidad

Pulg.

Psig

pies/s

1.00

4.124

838.0

15.0

100

35.36

1.50

4.124

814.1

15.0

92

35.87

2.00

4.124

790.2

15.0

87

36.62

2.50

4.124

766.3

15.0

85

37.63

3.00

4.124

742.4

15.0

83

38.70

3.50

4.124

718.5

15.0

82

39.91

4.00

4.124

694.6

15.0

82

41.28

4.50

4.124

670.7

15.0

81

42.68

4.98

4.124

600.0

15.0

81

47.71




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2. DUCTO LA ESTACION OLYMPIC A ESTACION PAITA Simulación Hidráulica del Gasoducto




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Fecha: Marzo 2011

Página 117 de 236 De acuerdo a los parámetros de la Asociación Americana de Gas (AGA) GASODUCTO ESTACION OLYMPIC - ESTACION PAITA Datos Generales Temperatura Base:

60.00°F

Temperatura del Gas en el Ducto:

88.00°F

Presión Base

14.7 Psia

Gravedad del Gas:

0.559 (Aire= 1.00)

Factor de Rugosidad del Ducto:

735.00 u”

Factor de Flujo:

92.00 %

Gasoducto Diámetro Nominal:

6.000

pulgadas

Diámetro Interno:

6.249

pulgadas

Diámetro Externo:

6.625

pulgadas

Espesor:

0.188

pulgadas

Longitud:

20.51 millas (33 km.)

Diferencia de Cotas entre Estación Olympic y E. Paita

35.75 pies

Calculo de la Presión de Salida en Estación Olympic

Presión de llegada en Psig a Estación Paita Q

600

(MMscf/d)

550

500

450

400

350

Presión de salida en Psig en la Estación Olympic

15000

788

752

717

684

653

624

13000

746

707

669

633

600

568

11000

707

666

626

587

550

515

9000

674

630

587

546

505

467

7000

646

600

554

510

467

425

5000

624

576

528

481

435

390

3000

609

560

510

462

413

365

DUCTO DESDE LA ESTACION OLYMPIC A ESTACION PAITA Manual de Operación y Mantenimiento



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Fecha: Marzo 2011

Página 118 de 236 Simulación Hidráulica del Gasoducto. De acuerdo a los parámetros de la Asociación Americana de Gas (AGA) GASODUCTO ESTACION OLYMPIC-ESTACION PAITA Datos Generales Temperatura Base:

60°F

Presión Base:

14.7 Psia

Gravedad del gas:

0.559 (aire: 1.00)


6.000 pulgadas

Diámetro Interno:

6.249 pulgadas

Longitud Total:

33 Km.

CALCULO DE LA VELOCIDAD DEL FLUJO Longitud

Diámetro

Km

Pulg

Psig

MMscf/d

1.00

6.249

624.0

15.0

80

19.94

2.00

6.249

615.7

15.0

80

20.21

3.00

6.249

607.4

15.0

80

20.49

4.00

6.249

599.1

15.0

80

20.77

5.00

6.249

590.8

15.0

80

21.06

6.00

6.249

582.5

15.0

80

21.36

7.00

6.249

574.2

15.0

80

21.67

8.00

6.249

565.9

15.0

80

21.99

9.00

6.249

557.6

15.0

80

22.32

10.0

6.249

549.3

15.0

80

22.65

11.0

6.249

541.0

15.0

80

23.00

12.0

6.249

532.7

15.0

80

23.36

13.0

6.249

524.4

15.0

80

23.73

14.0

6.249

516.1

15.0

80

24.11

15.0

6.249

507.8

15.0

80

24.51

16.0

6.249

499.5

15.0

80

24.91

17.0

6.249

491.2

15.0

80

25.33

18.0

6.249

482.8

15.0

80

25.77

Longitud

Diámetro

Presión

Presión

Flujo

Flujo

Gas Temp. °F

Gas Temp.

Velocidad Pies/s

Velocidad




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Página 119 de 236 Km

Pulg

Psig

MMscf/d

6.249

474.5

15.0

80

26.22

20.0

6.249

466.2

15.0

80

26.69

21.0

6.249

457.9

15.0

80

27.17

22.0

6.249

449.6

15.0

80

27.67

23.0

6.249

441.3

15.0

80

28.19

25.0

6.249

424.7

15.0

80

29.30

26.0

6.249

416.4

15.0

80

29.88

27.0

6.249

408.1

15.0

80

30.49

28.0

6.249

399.8

15.0

80

31.12

29.0

6.249

391.5

15.0

80

31.78

30.0

6.249

383.2

15.0

80

32.47

31.0

6.249

374.9

15.0

80

33.19

32.0

6.249

366.6

15.0

80

33.94

33.0

6.249

350.0

15.0

80

35.55

19.0

°F

Pies/s




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Fecha: Marzo 2011

Página 121 de 236 3. DUCTO DESDE LA ESTACION PAITA A ESTACION COMPLEJO PESQUERO Simulación Hidráulica Gasoducto De acuerdo a los parámetros de la Asociación Americana de Gas (AGA) GASODUCTO ESTACION PAITA – ESTACION COMPLEJO PESQUERO Datos Generales Temperatura Base:

60.00°F


88.00°F

Presión Base

14.7 Psia

Gravedad del Gas:

0.559 (Aire= 1.00)


735.00 u”

Factor de Flujo:

92.00 %


6.000

pulgadas

Diámetro Interno:

6.249

pulgadas

Diámetro Externo:

6.625

pulgadas

Espesor:

0.188

pulgadas

Longitud:

0.786

millas (1.26 km.)

Diferencia de Cotas entre Estación E. Paita y E. Complejo Pesquero

- 217.1

pies

Calculo de la Presión de Salida en Estación Paita

Presión de llegada en Psig a Estación Complejo Pesquero Q

350

(MMscf/d)

300

250

200

150

125

Presión de salida en Psig en Estación Paita

10500

357

308

259

212

165

142

10000

356

307

258

210

163

141

9000

355

306

257

208

161

138

7000

353

303

254

205

156

132

5000

351

302

252

202

153

128

3000

350

300

250

200

151

126




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Página 122 de 236

DUCTO DESDE LA ESTACION PAITA A ESTACION COMPLEJO PESQUERO Simulación Hidráulica del Gasoducto. De acuerdo a los parámetros de la Asociación Americana de Gas (AGA)

GASODUCTO ESTACION PAITA – ESTACION COMPLEJO PESQUERO

Datos Generales Temperatura Base:

60°F

Presion Base:

14.7 Psia

Gravedad del gas:

0.559 (aire: 1.00)


6.000 pulgadas

Diámetro Interno:

6.249 pulgadas

Longitud Total:

1.26 Km.

CALCULO DE LA VELOCIDAD DEL FLUJO Longitud Km

Diámetro

Presión

Pulg

Psig

Flujo MMscf/d

Gas Temp.

Velocidad

°F

Pies/s

0.25

6.249

142.0

10.5

80

61.34

0.50

6.249

138.6

10.5

80

62.84

0.75

6.249

135.2

10.5

80

64.43

1.00

6.249

131.8

10.5

80

66.09

1.25

6.249

125.0

10.5

80

69.68




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4. DUCTO DESDE LA ESTACION PAITA A ESTACION TIERRA COLORADA Simulación Hidráulica Gasoducto De acuerdo a los parámetros de la Asociación Americana de Gas (AGA) GASODUCTO ESTACION PAITA – ESTACION TIERRA COLORADA Datos Generales Temperatura Base:

60.00°F


88.00°F

Presion Base

14.7 Psia

Gravedad del Gas:

0.559 (Aire= 1.00)


735.00 u”

Factor de Flujo:

92.00 %


6.000

pulgadas

Diámetro Interno:

6.249

pulgadas

Diámetro Externo:

6.625

pulgadas

Espesor:

0.188

pulgadas

Longitud:

1.173

millas (2.692 km.)

Diferencia de Cotas entre Estación E. Paita y E. Tierra Colorada

-68.6

pies

Calculo de la Presion de Salida en Estación Paita Presion de llegada en Psig a Estación Tierra Colorada Q

350

(MMscf/d)

300

250

200

150

125

Presión de salida en Psig en Estación Paita

10500

360

312

264

218

173

151

10000

359

311

263

216

171

149

9000

358

309

261

213

167

145

7000

355

306

257

208

161

137

5000

353

303

253

204

156

132

3000

351

301

251

202

152

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DUCTO DESDE LA ESTACION PAITA A ESTACION TIERRA COLORADA Simulación Hidráulica del Gasoducto. De acuerdo a los parámetros de la Asociación Americana de Gas (AGA) GASODUCTO ESTACION PAITA – ESTACION TIERRA COLORADA Datos Generales Temperatura Base:

60°F

Presión Base:

14.7 Psia

Gravedad del gas:

0.558 (aire: 1.00)


6.000 pulgadas

Diámetro Interno:

6.249 pulgadas

Longitud Total:

2.692 Km (1.173 mi)

CALCULO DE LA VELOCIDAD DEL FLUJO Longitud

Diámetro

Presion

Flujo

Gas Temp.

Km

Pulg

Psig

MMscf/d

0.25

6.249

142.0

10.5

80

54.9

0.50

6.249

138.6

10.5

80

56.1

0.75

6.249

135.2

10.5

80

57.5

1.00

6.249

131.8

10.5

80

58.9

1.25

6.249

125.0

10.5

80

61.8

°F

Velocidad Pies/s




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MANTENIMIENTO DEL GASODUCTO PAITA




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CONTENIDO 1. GENERALIDADES

3

1.1 Concepto de Mantenimiento Industrial

3

1.2 Importancia del Departamento de Mantenimiento

3

1.3 Concepto del Departamento de Mantenimiento

3

1.4 Nivel Jerárquico del Departamento de Mantenimiento

4

1.5 Coordinación mantenimiento-producción

4

2. PLANEAMIENTO

4

2.1 Concepto de Planeamiento

4

2.2 Características del Planeamiento

5

2.3 Tipos de Planeamiento

5

2.3.1 Planeamiento a Largo a Plazo

5

2.3.2 Planeamiento a Corto a Plazo

5

2.3.3 Planeamiento Día a Día

5

2.4 Objetivos de un Departamento de Mantenimiento

5

2.5 Funciones de un Departamento de Mantenimiento

6

3. PROGRAMACION

6

3.1 Importancia

6

3.2 Etapas a cumplir

6

3.3 Consideraciones generales

7

4. TIPOS DE MANTENIMIENTO

7

4.1 Mantenimiento Preventivo (MP)

7




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Página 129 de 236 4.1.1 Tipos de Inspecciones

7

4.1.2 Características del Mantenimiento Preventivo

7

4.1.3 Objetivos

8

4.1.4 Etapas de Diseño de un Programa de Mantenimiento Preventivo

8

4.2 Mantenimiento Correctivo

8

4.2.1Caracteristicas del Mantenimiento Correctivo

8

4.2.2 Concepto de Falla

9

4.3 Mantenimiento Predictivo (MPe)

9

4.3.1 Características del Mantenimiento Predictivo

9

4.4 Mantenimiento Programado (MPR)

9

4.5 Mantenimiento Extraordinario (ME)

9

4.5.1 Características del Mantenimiento Extraordinario

10

4.6 Mantenimiento General (MG)

10

4.7 Operación de Maquinas (OM)

10

1. GENERALIDADES 1.1

Concepto de Mantenimiento Industrial

El mantenimiento industrial representa una función de servicio que se ha dispuesto en la empresa para lograr a un costo optimo la conservación de la planta física y el funcionamiento eficiente de las maquinas, equipos, instrumentos e instalaciones de tal manera que se garantice el cumplimiento de las metas de producción bajo condiciones seguras de operación. Mantenimiento tiene la gran responsabilidad de influir directamente en los costos de la empresa, dado que es responsable de disminuir a un nivel razonable, los paros de las maquinas y equipos durante la producción. Teniendo bajo control los paros, las perdidas por falta de producción, no afectaran negativamente los costos de la empresa.




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Página 130 de 236 Lo anterior indica claramente que el concepto de mantenimiento abarca aspectos de ingeniería y de administración.

1.2

Importancia del Departamento de Producción

La importancia del Departamento de Producción se refleja en los siguientes párrafos: • La mejora de las actividades de mantenimiento y reparación en los países en desarrollo seria uno de los

medios más importantes y efectivos de estimular la industrialización.

• El termino de mantenimiento no debe abarcar únicamente las tareas de reparación ejecutadas al pie de

la maquina y equipos cuando sufren averías sino también en las actividades de

planificación y

administración.

• Es necesario que la empresa ponga especial énfasis en las actividades de administración del mantenimiento y fomentar un espíritu consiente de la necesidad del mantenimiento a todos los niveles con el fin de obtenerse una reducción de costos generales de producción.

Los problemas de mantenimiento no pueden resolverse concentrando la atención únicamente en los aspectos técnicos pues todas las soluciones no son necesariamente de ese tipo, sino en otros aspectos, como la ampliación y mejora de la capacidad de reparación y formación de mano de obra especializada, lo que llevaría a mejorar y optimizar la gestión de mantenimiento.

1.3

Concepto del Departamento de Mantenimiento

El concepto de la función de mantenimiento se hace posible a través de un departamento de mantenimiento cuyo personal es el responsable de que esta función sea realizada en la forma más eficiente posible. Esta situación hace indispensable que dentro de la estructura organizativa de la empresa se contemple al Departamento de Mantenimiento, para lo cual es necesario tener en cuenta lo siguiente: • Concebir el mantenimiento desde la fase de proyección y compra de la maquinaria, equipo o instrumento.




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Página 131 de 236 • Con la maquina en operación realizar estudios de fallas que se repitan con miras a definir acciones para reducir su frecuencia. • El mejoramiento de las condiciones de trabajo en lo concerniente a la planta, herramientas, equipos de

seguridad, etc.

• Capacitación constante del personal de mantenimiento y producción.

1.4

Nivel Jerárquico del Departamento de Mantenimiento

La ubicación o nivel jerárquico del Departamento de Mantenimiento en la empresa dependerá de la importancia de las decisiones que este autorizado para tomar. Dependiendo del grado de consulta que requiera el departamento; su posición será alta o baja. Cualquiera que sea el nivel jerárquico que ocupe el departamento de mantenimiento en la empresa, es necesario interesarse por la posición que este tenga con respecto al Departamento de Producción, en este sentido se debe tener presente la importancia de que el departamento de Mantenimiento, este al mismo nivel jerárquico que el de producción, de modo que se pueda establecer una relación horizontal entre ambos, que propicie la coordinación de sus actividades, permitiendo a su vez, que mantenimiento pueda desarrollar sus planes en forma autónoma e independiente, pero eficazmente coordinada con el Departamento de Producción.

1.5Coordinación Mantenimiento – Producción Entre el departamento de mantenimiento y el de Producción existe una dependencia mutua, esta se manifiesta directamente en el equilibrio que debe existir, entre el tiempo que las maquinas y equipos deben estar funcionando y el tiempo que necesitan Mantenimiento para poder revisar y reparar las mismas.

Esta situación en su mayoría trae desacuerdos entre estos departamentos, los cuales se pueden superar por medios de una adecuada y consciente coordinación, que permita tomar las decisiones que sean más razonables ante un caso dado.




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2. PLANEAMIENTO 2.1

Concepto de Planeamiento

Es un proceso mediante el cual se definen objetivos y se determinan por adelantado, las actividades y recursos que permitirán lograr dichos objetivos.

2.2

Características del Planeamiento

• Se relaciona con las condiciones de certidumbre o incertidumbre relativa implicando acciones futuras. • Es intelectual por naturaleza. • Contribuye a tener actividades ordenadas y con propósitos. • Señala la necesidad de cambios futuros. • Proporciona una base para el control. • Implica un análisis de los recursos disponibles y necesarios.

2.3

TIPOS DE PLANEAMIENTO

2.3.1 Planeamiento a Largo Plazo Está vinculado a los niveles gerenciales por que maneja proyectos a largo plazo tanto de producciones como de ventas. Manual de Operación y Mantenimiento



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Página 133 de 236 Está ligada a los objetivos y políticas generales de la empresa. Las decisiones que se toman significan proyecciones a cinco o diez años.

2.3.2 Planeamiento a Corto Plazo Es responsabilidad directa de la dirección del Departamento de Mantenimiento. Las decisiones que se toman significan proyecciones a un año de plazo.

2.3.3 Planeamiento Día a Día Es responsabilidad del Jefe de Mantenimiento Está directamente relacionada con las actividades que se van a realizar en un día determinado.

2.4

OBJETIVOS DE UN DEPARTAMENTO DE MANTENIMIENTO

• Lograr que las maquinas, equipos e instrumentos funcionen eficientemente, minimizando los paros durante la producción. • Lograr que las maquinas, equipos e instrumentos funcionen eficientemente, garantizando condiciones

seguras de operación.

• Lograr que las maquinas, equipos e instrumentos alcancen la vida útil establecida por el fabricante y si es posible aumentarla. • Lograr la máxima eficiencia en la ejecución de los trabajos asignados. • Lograr una correcta retroalimentación acerca de los trabajos asignados. • Lograr que la labor de mantenimiento se realice a un costo óptimo. • Lograr que los diferentes talleres o secciones encargadas de dar el servicio, cuenten con los repuestos y materiales necesarios. • Lograr una clara definición de las responsabilidades y funciones de cada uno de los trabajadores del departamento. Manual de Operación y Mantenimiento



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Página 134 de 236 • Lograr que los talleres y personal del Departamento de Mantenimiento cuenten con el equipo de seguridad necesario.

2.5

FUNCIONES DE UN DEPARTAMENTO DE MANTENIMIENTO

• Realizar labores de mantenimiento en las maquinas, equipos e instrumentos de la empresa. • Corregir las fallas que se presentan en las maquinas, equipos e instrumentos durante su operación. • Efectuar modificaciones en las maquinas, equipos e instrumentos de la empresa. • Efectuar montajes en las nuevas maquinas, equipos e instrumentos de la empresa y reubicación

de la existentes de ser necesario.

• Desarrollar programas de entrenamiento y capacitación del personal del departamento. • Poner en funcionamiento sistemas para el control de los costos de mantenimiento. • Realizar estudios para determinar que repuestos se pueden hacer en la planta o talleres de la empresa

o el país.

• Realizar estudios para determinar las cantidades óptimas de repuestos y materiales que se deben tener

en almacén. Llevar datos estadísticos de consumo de cada repuesto.

• Establecer procedimiento administrativos y técnicos para la ejecución de los trabajos asignados.

3. PROGRAMACION 3.1

IMPORTANCIA

Su importancia radica en el beneficio que tiene para la Jefatura del Departamento de Mantenimiento, puesto que a través de las técnicas de programación ella puede lograr mayor eficiencia en la ejecución y control de los trabajos a realizar.




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Página 135 de 236 3.2

Etapas a cumplir

• Determinar los trabajos a realizar • Determinar cuándo y en cuánto tiempo van a estar disponibles las maquinas, equipos e instrumentos para la etapa de producción. • Determinar los posibles repuestos, materiales, herramientas y equipos a necesitar para la etapa de mantenimiento. • Estimar la duración de cada uno de los trabajos del programa de mantenimiento. • Determinar la cantidad y especialización del personal que se va a necesitar en cada trabajo. • Determinar la cantidad y especialización del personal que se va a necesitar para realizar el programa de mantenimiento en su totalidad.

3.3

Consideraciones Generales

• La programación debe ser realizada con la intención de que el conjunto de trabajos finalizase lo más rápido posible. • Se debe determinar si en el periodo en el cual se van a programar los trabajos, hay días feriados, personal en vacaciones o incapacitados. • Se debe establecer un factor de seguridad de modo que situaciones imprevistas no afecten la finalización del programa. • El diseño del formato a utilizar para programar los trabajos, debe contribuir al control de los mismos,

concretamente lo referido al señalamiento de los trabajos terminados y diferencias en

el inicio o finalización de estos.

4. TIPOS DE MANTENIMIENTO 4.1

Mantenimiento Preventivo (MP)




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Página 136 de 236 Es un tipo de mantenimiento basado en la ejecución de inspecciones periódicas, a las maquinas, equipos, instrumentos e instalaciones en forma planificada, programada y controlada, con el objetivo de detectar desgastes conducentes a fallas y corregirlos.

4.1.1 Tipos de Inspecciones • Con maquina parada: son aquellas inspecciones que tienen que ver con desarme del componente a revisar. • Con maquina en marcha: son aquellas inspecciones que tienen que ver con la medición de los parámetros de funcionamiento.

4.1.2 Características del Mantenimiento Preventivo Este tipo de mantenimiento es implantado por medio de un programa de Mantenimiento Preventivo (PMP). Como lo establece el Mantenimiento Preventivo necesita de su funcionamiento de una adecuada organización, ya que se involucra acciones antes y después de efectuar una inspección. La implantación del Mantenimiento Preventivo varía de acuerdo al tipo de empresa, especialmente los aspectos referidos a la disponibilidad que pueda tener mantenimiento para las inspecciones con maquina parada y a las posibilidades económicas de la empresa. Un programa de Mantenimiento Preventivo especialmente en su primera etapa requiere de un seguimiento detallado, para verificar que lo realizado se esté efectuando según lo planeado.

4.1.3 Objetivos • Minimizar los paros por fallas de los equipos durante la producción. • Lograr que los activos de la empresa no sufran deterioro excesivo o prematuro. • Aumentar la vida útil de los activos. Manual de Operación y Mantenimiento



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Página 137 de 236 • Lograr que las maquinas funcionen eficientemente garantizando condiciones seguras de operación. • Servir como un medio para optimizar los costos de mantenimiento.

4.1.4 Etapas de Diseño de un Programa de Mantenimiento Preventivo • Seleccionar las maquinas que formaran parte del programa de mantenimiento preventivo. • Valorar el grado de deterioro de las maquinas. • Estudio técnico de las maquinas. • Formación del archivo técnico. • Codificación de las maquinas. • Dividir las maquinas en partes. • Dividir las partes de maquina en sub partes. • Elaborar el Manual de Mantenimiento Preventivo. • Determinar los repuestos requeridos para ejecutar el programa de mantenimiento preventivo. • Elaboración del cronograma de ejecución del programa de mantenimiento preventivo. • Organizar la ejecución de las inspecciones. • Definir las estrategias de motivación. • Calcular el costo total del programa de mantenimiento preventivo. • Actualización final del programa de mantenimiento preventivo. 4.2

Mantenimiento Correctivo (MC)

Es un tipo de mantenimiento que consiste en la localización y solución inmediata, de fallas ocurridas en las maquinas que normalmente se presenta durante los periodos de producción. 4.2.1 Características del Mantenimiento Correctivo Manual de Operación y Mantenimiento



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Página 138 de 236 • Se presenta durante los periodos de producción. • Se trabaja a partir de fallas. • Se debe realizar lo más rápidamente posible de tal manera que la maquina este el menor tiempo | parada. • El personal debe estar preparado para pensar y actuar rápidamente pero con calma y seguridad necesaria para localizar la falla con el menor número de pasos. Es necesario que el personal este lo suficientemente capacitado en lo referente al conocimiento del funcionamiento de las

maquinas y equipos.

• El jefe de Mantenimiento y su personal supervisor deben atacar el programa analizando la falla y las alternativas de solución y no lanzarse a resolver la falla llevando en la mente solo la presión propia del problema. • Se debe tener repuestos y materiales cerca de la zona productiva y no en el almacén general especialmente cuando este quede distante.

4.2.2 Concepto de Falla. Una falla es un desgaste o desajuste imprevisto, que le impide a la maquina seguir funcionando eficientemente.

4.3

Mantenimiento Predictivo (MPE)

Es un tipo de mantenimiento basado en la medición periódica de la condición de la maquina mientras opera, utilizando instrumentos y técnicas especializadas, con el objetivo de detectar desgastes conducentes a fallas y corregirlos.

4.3.1 Características del Mantenimiento Predictivo • Se debe tratar como si fuera un mantenimiento preventivo, con un programa aparte que implica planificación, programación y control. Manual de Operación y Mantenimiento



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Página 139 de 236 • Para su implementación se debe establecer las verificaciones o mediciones que se requieren realizar para determinar los tipos de instrumentos que se deben establecer. • En este tipo de mantenimiento se pueden utilizar: Vibrómetros, analizadores de vibración, ultrasonido,

rayos X, magnaflux, líquidos penetrantes, etc.

• El personal debe ser especializado en este tipo de mantenimiento porque deberá sabe interpretar los resultados y relacionarlos con el componente inspeccionado. • Se debe capacitar permanentemente al personal que desarrolla este tipo de mantenimiento.

4.4

Mantenimiento Programado (MPR)

Es un tipo de mantenimiento el cual se basa en la ejecución de trabajos planificados o preestablecidos que no pertenecen a un programa de mantenimiento preventivo, como: • Trabajos producto de una inspección de mantenimiento preventivo. • Modificaciones a los equipos. • Reparaciones en general. • Programas de trabajo semanales o aprovechando algún paro de producción.

4.5

Mantenimiento Extraordinario

Es el tipo de mantenimiento relacionado con la ejecución de trabajos esporádicos, cuya importancia y costo notable, hacen que sea necesario separarlos de los trabajos normales realizados por el departamento de mantenimiento.

4.5.1 Características del Mantenimiento Extraordinario • Los trabajos de este tipo requieren planificación y programación.




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Página 140 de 236 • La realización de estos trabajos demandaran al departamento de mantenimiento una gran atención

que pueden implicar una reorganización temporal del porque demanda de un

análisis para buscar la

forma de no descuidar otras labores.

• Generan un gasto elevado que generalmente altera el presupuesto de Mantenimiento y su funcionamiento normal, se considera dentro de este tipo de mantenimiento : - Los montajes - Las modificaciones importantes - Los trabajos de gran dimensión (overhaul)

4.6

Mantenimiento General (MG)

Es un tipo de mantenimiento que involucra la ejecución de trabajos tales como limpieza, eliminación de desechos, pintura, mantenimiento de jardines, trabajos de albañilería y plomería.

4.7

Operación de Maquinas (OM)

La operación de maquinas se puede considerar un tipo de mantenimiento, dado que los funcionarios que ejecutan los trabajos de operación pertenecen al departamento de mantenimiento. Este tipo de mantenimiento abarca todo lo relacionado con la operación de las maquinas que estén instaladas en las salas de control.




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MANTENIMIENTO GENERAL

CONTENIDO 1. MANTENIMIENTO DEL DUCTO 1.1

3

Patrullaje

3

2. PROCEDIMIENTO DE REPARACION DE FUGA DE GAS

4

2.1

Generalidades

4

2.2

Reparación de Emergencia

4

2.3

Reparaciones Permanentes

5

3. MANTENIMIENTO DEL AREA DE SERVIDUMBRE

9




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4. MANTENIMIENTO DE VEHICULOS

10

5. EQUIPO DE MANTENIMIENTO

10

6. MANTENIMIENTO DE ESTACIONES

10

6.1 Mantenimiento de Maquinarias

11

6.2 Mantenimiento de Tuberías y Válvulas

11

6.3 Mantenimiento a Tanques de Almacenamiento de Combustible

12

6.4 Limpieza y Orden

12

7. PROCEDIMIENTO DE LLAMADA DE EMERGENCIA

12

7.1 Fuga de Gas o Incendio en la Estación Olympic o Manifold Casita

12

7.2 Fuga de Gas o Incendio en Estación Paita

13

7.3 Incendio en Tanque de Combustible

14

7.4 Fuga de Gas en el Ducto del Gasoducto

14

8. MANTENIMIENTO DE SISTEMAS SANITARIO

15

8.1 Tanque Séptico

9. SISTEMA DE MANTENIMIENTO DEL AGUA POTABLE 9.1 Procedimientos Específicos

15

16 16




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Página 145 de 236 10. SEGURIDAD

16

10.1 Algunas Causas Directas de Accidentes

17

10.2 Algunas Causas Básicas de Accidente

18

10.3 Practicas de Seguridad

19

10.4 Sulfuro de Hidrogeno – Un Veneno Paralizante

20

1. MANTENIMIENTO DEL DUCTO El mantenimiento de los ductos figura entre los servicios más importantes de Olympic. El valor del equipo de mantenimiento radica en mantener operando los ductos con la máxima eficiencia y a un mínimo costo de mantenimiento con mínima pérdida de tiempo de operaciones como sea posible.

1.1

Patrullaje

Es de vital importancia el patrullaje rutinario y de la inspección del gasoducto y de sus instalaciones. El procedimiento de patrulla es el siguiente a) Cada semana el gasoducto será patrullado en una unidad móvil o caminando sobre el área de

servidumbre, se realizara patrullajes aéreos en casos extremos como en

épocas de lluvias

fuertes.

b) La persona o personas que patrullan revisaran el área del derecho de vía para observar señales de escapes de gas o erosión y salvo que sean muy grandes, repararan el lugar erosionado de

manera de evitar la posibilidad de socavaciones serias que podrían

causar roturas del ducto. c) Comprueba la cantidad de arbustos o vegetación en el área de servidumbre e informa la condición general al Superintendente de Mantenimiento. Esto es importante ya que el área de

servidumbre debe estar en perfectas condiciones, para que permita en

cualquier

instante que

el equipo de mantenimiento pueda trasladarse por ella para

reparar fugas o erosiones mayores. d) Verifica las Estaciones de toma de potencial del sistema de protección catódica, para asegurarse que todos estén intactos y en buen estado. Reporta cualquier daño al Superintendente de Mantenimiento de manera que pueda repararse. Manual de Operación y Mantenimiento



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Página 146 de 236 e) Verifica las señales de postes kilométricos y mantiene un registro de aquellos que necesitan reparación. f) Inspecciona cada válvula de paso y otros, para hallar escapes de gas o daños y registrar

la condición de cada una. Lubrica las piezas que requieran lubricación.

g) Todas las válvulas de la tubería principal deben abrirse y cerrarse cada 3 meses para asegurar que estén en buen estado de funcionamiento. Esto debe hacerse únicamente cuando no está funcionando el gasoducto se requiere que el Superintendente de Operaciones coordine estas comprobaciones de operación de válvulas del Sistema de Recolección, ducto principal y extensiones, con las Estaciones del Gasoducto operaciones de campo

las

involucradas.

h) Revisa las áreas de dunas y desplazamientos de arena por fuerzas eólicas para ver si el gasoducto no ha sido descubierto o si el lomo del eje del ducto ha sido erosionado. i) Investiga e informa sobre cualquier construcción operación externa, que se realice en o cerca

del área de servidumbre del gasoducto.

2. PROCEDIMIENTO DE REPARACIÓN DE FUGAS DE GAS 2.1

Generalidades

Los informes de escapes de gas se pueden recibir de personas que no pertenecen a Olympic; es probable que el escape que noten sea el resultado de obras no autorizadas o de un accidente y por lo tanto sea de un tamaño considerable. Por este motivo se requiere medidas prontas toda vez que se reporte un escape. Todos los escapes que reportan deben tratarse como una emergencia y debe usarse el procedimiento de llamada en caso de emergencia y activarse el “Plan de Contingencias”. Por lo que es muy importante el entrenamiento a equipos de mantenimiento del gasoducto y al personal de cualquier contratista. Cada hombre debe saber lo que va hacer en una emergencia ya que puede estar trabajando a muchos kilómetros del Superintendente de Mantenimiento y su único contacto será mediante radio o teléfono.

2.2

Reparación de Emergencia. Manual de Operación y Mantenimiento



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Fecha: Marzo 2011

Página 147 de 236 a) El Superintendente de Operaciones, al ser notificado de un escape de gas en su zona de

operaciones, despachara inmediatamente un Supervisor de Seguridad en un

vehículo

equipado hacia la ubicación del escape. Cuando el supervisor llega a la

ubicación del escape, debe advertir a los habitantes de la zona (si los hubiera) que podrían ser

afectados, luego

bloquear los caminos y así, posiblemente, evitar

incendios y dar por radio la mayor

información

posible con respecto al tamaño del

escape de gas, ubicación de exacta, daños, equipos de reparación requerido, etc. El Supervisor permanecerá en la ubicación del escape hasta su solución

o

hasta

la

llegada del personal de apoyo. b) El Superintendente de Operaciones, inmediatamente de se pondrá en contacto con el Superintendente de Mantenimiento reunirá su personal y sus equipos de Mantenimiento y hará que se reúnan en su sede. Allí prepararan y cargaran el equipo necesario y adicionalmente el

de emergencia y partirán para la ubicación del escape

c) El operador dispondrá del cierre de las válvulas necesarias del gasoducto que aíslen el escape y cierren el ducto. d) En el lugar del daño a la tubería, a la llegada del equipo de mantenimiento, el supervisor ordenara el equipo el levantamiento de un cerco para un área restringida contra incendios y para mantener segura la fuga del gas, dentro de un área de posible control. Debido a que el gas es menos denso que el aire, este se elevara. Sin embargo este cerco confinara en área de mayor riesgo. e) Se puede considerar el levantamiento de una cerca provisional de área mayor para mantener fuera a los residentes locales. De no existir adecuado viento para dispersión del

gas, se podrá ubicar un compresor de aire a una distancia segura y ponerse en

marcha de tal manera que

se pueda bombear aire en forma vertical y hacia arriba

para dispersar el gas y ayudar a su rápido ascenso. f) Tan pronto como se haya reducido el nivel de escape de gas en la zona, el supervisor, vistiendo vadeadores de cadera de neopreno, vestido de caucho y mascara de respiración

de

aire intentara determinar la naturaleza del escape y la forma y

tamaño del hueco. Es muy importante obtener esta información en este momento ya que se determinara la naturaleza de

la reparación permanente. Por ejemplo si la

tubería está fuertemente mellada, tal como de un balde o al borde de una hoja

por

ejemplo cuando se debe al diente

de tractor que perfora le gasoducto, entonces los Manual de Operación y Mantenimiento



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Página 148 de 236 chanchos raspadores se quedaran

trabados en la

retención y por tanto

necesario cuando se efectúe la reparación permanente, sacar esta En

cambio si fuera un corte o una grieta limpia

es

sección del tubo.

sin abolladura o distorsión

del

diámetro, entonces se podrá colocar inicialmente una grampa (abrazadera de sello hermético de alta presión) y posteriormente será necesario sacar una porción del tubo y la

reparación permanente se puede hacer utilizando una

puede

instalar tan pronto como la zona quede segura para

procedimiento de

tubería a soldar, que se trabajar.

El

reparación y desplazamiento del gas interno están en los

procedimientos específicos. g) Se tomara la decisión si se hará una reparación provisional de emergencia o una reparación permanente. Normalmente resulta una reparación provisional y el equipo de mantenimiento de

del

gasoducto, vistiendo ropa protectora y mascaras de respiración

aire, instalara y atornillara la

grampa o grampas.

h) Luego de esta reparación, la válvula del gasoducto entre la estación corriente arriba y el escape, puede abrirse lentamente y ponerse en marcha la estación y probarse la presión de

las

grampas contra el escape. Si las grampas no tienen escape, se

puede abrir la válvula de la tubería principal corriente abajo del escape y puede proseguir el transporte de gas. i) Seguidamente se limpiara el área de la fuga. El equipo excavara toda la tierra contaminada y lo reemplazara con suelo limpio, si estuviera disponible y rellenara la zanja de la tubería a su condición original de diseño y operación. j) Desde este momento la condición crítica de la emergencia está concluida y se debe planear cuidadosamente los pasos que deben tomarse para reparar la tubería en alguna fecha

futura y debe informarse a aquellos que son responsables del trabajo

acerca del programa permanente recomendaciones

de estas

de reparación y el calendario de las mismas. Las

reparaciones deben evaluarse y considerarse en las

futuras reparaciones.

2.3

Reparaciones Permanentes.

a) Frecuentemente antes que se haga una reparación permanente, se ha hecho una reparación de

emergencia y se debe haber emitido un informe de reparación y/o fuga Manual de Operación y Mantenimiento



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Página 149 de 236 de

gas. En base a esto, el Superintendente de Mantenimiento puede decidir el tipo

de equipo, material de

reparación y el

número de personas que se necesitan para

la reparación permanente y deberá coordinar con el Superintendente de Operaciones para que se cierre la línea o se

regule el caudal durante el

tiempo que se requiere

para efectuar la reparación. b) El Superintendente de Mantenimiento se pondrá en contacto con el Supervisor de Mantenimiento y hará que se reúna el equipo necesario en su sede. El supervisor asegurara que el personal, equipo y material de reparaciones apropiado se cargado en los

vehículos.

c) El Supervisor de Mantenimiento informara entonces al Operador en que tiempo estará en

el lugar del trabajo, de manera que este pueda informar al personal de la estación

para que estén

alertas para cerrar o retardar el transporte de gas como sea

requerido. d) A su llegada al lugar de la reparación, el Supervisor de Mantenimiento hará que el equipo descubra el gasoducto y excave una zanja del tamaño requerido, dependiendo si la reparación es un trabajo sencillo de grampa, o de soldado de parche, o un reemplazo de una sección del tubo. El equipo también descubrirá la tubería según se requiera. De requerirse se desplazara gas inerte (Nitrógeno) en el tramo afectado, con el fin de poner

en

condición más segura el ducto. Su procedimiento esta descrito

en el capítulo correspondiente. e) Tan pronto como se haya excavado la zanja u se haya descubierto la tubería, deben hacerse pruebas para detectar gas combustible y gas venenoso con equipos indicadores.

Si el indicador de gas combustible muestra que las condiciones que las

condiciones están

seguras para proceder a soldar, se debe bajar una antorcha

encendida de soldar dentro del

hueco de campana antes que entre el soldador. La

zanja (tipo hueco de campana) debe estar libre de humedad para evitar la posibilidad de un shock eléctrico debido a cables de

soldar

al hueco de campana para H₂S con el detector

deteriorados. También se probara

de H₂S y será

declarado

como

condición de área segura antes que comience el proceso de soldadura. f) Si el trabajo solo consiste en soldar la grampa o parche a la tubería, se notifica al operador que disminuya la presión en el punto de soldadura en un valor igual a la que haya determinado el Superintendente de Operaciones. A esta presión se tendrá un bajo Manual de Operación y Mantenimiento



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Página 150 de 236 caudal el cual será lo suficientemente bajo como para mantener baja la presión y también pasar suficiente gas por le punto de soldadura como para llevarse y disipar el calor. No se permitirá ninguna soldadura longitudinal. Se harán grampas y parches con envolturas de manga completa. g) La condición del tubo determinara el calor de soldadura y la penetración que se puede hacer. Siempre resulta deseable que el soldador compruebe al calor haciendo una soldadura de prueba en una pieza de tubo de muestra del mismo grosor y clasificación y determinar así, la profundidad de penetración del arco requerido. Debe utilizarse la varilla de soldar del tamaño más pequeño que sea practicable para hacer la primera soldadura en una tubería cargada. El motivo para esto es que el uso de una varilla mayor a la primera soldadura requeriría un amperaje mayor, mientras que después (si se usa una varilla más pequeña) el soldador puede accidentalmente olvidarse de reajustar la máquina para una amperaje más bajo. Esto podría causar una quemazón del tubo que produciría un incendio serio. Para la primera soldadura, debe ajustarse la máquina de soldar a una posición de amperaje de calor mediano. h) El soldador verificara el calentamiento de la tubería continuamente durante las operaciones de soldadura para asegurarse que el calor no se está volviendo excesivo. Esto se hace mediante la colocación de la mano del soldador lejos del soldado en el lado de corriente abajo. Si el tubo esta tibio, sabe que el gas esta fluyendo y que las condiciones son satisfactorias. Sin embargo, si el tubo se recalienta en ese punto, debe detener la soldadura y determinar la causa. En todas las operaciones anteriores, no debe soldar a menos que haya suficiente flujo de gas a baja presión a través del gasoducto como para que no se eleve el calor en forma excesiva. El elevar o bajar el caudal del gasoducto durante dicha labor de reparación es la responsabilidad del Supervisor de Mantenimiento en el lugar, quien mantendrá informado al operador acerca de cualquier cambio que se necesita en el caudal del transporte de gas. i) Después que el soldador haya completado el soldado de la envoltura de reparación a la tubería, el equipo de mantenimiento limpiara el área soldada y sacara el revestimiento de uno a dos pies a cada lado de la envoltura y volverán a revestir la tubería. j) El Supervisor de Mantenimiento comprobara el trabajo de revestimiento para asegurar que ha sido debidamente aplicado y el equipo de mantenimiento cubrirá entonces el tubo y quedara completado la reparación de este tipo. Manual de Operación y Mantenimiento



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Página 151 de 236 k) Si el trabajo de reparación permanente consiste en la inserción de una nueva sección de tubo de gasoducto, el procedimiento para la reparación es más complicado y requiere considerablemente más planeamiento en el lugar de la obra. l) Las reparaciones permanentes que requieren la inserción de una nueva tubería se realizan empleando los equipos taponadores “Stopple” (T.D Williamson o equivalente) para aislar la zona dañada. Esta máquina, sus accesorios asociados y las bridas y las válvulas complementarias permiten la instalación de tapones a ambos lados del tubo dañado, reduciendo el volumen de gas a manejar luego que la línea ha sido abierto. Además, en la eventualidad de que se prevea un largo tiempo de reparación, debiendo continuarse las operaciones del gasoducto, el uso de los tapones “Stopple” permite la instalación de un bypass con una interrupción mínima de las operaciones de transporte de gas. El siguiente procedimiento presume que se instalara la línea de bypass.

• El ducto es descubierto y toda el área revisada siguiendo los procedimientos indicados en los párrafos de la “a” a la “e”. • El Supervisor de Mantenimiento determinara la sección de Tuberia a ser reemplazada y dirigirá el ensamble de la adecuada línea de by- pass. • El caudal se baja al mínimo posible y las monturas para Stopple, con su brida “lock-oring” se sueltan en ambos extremos de la sección a aislarse y reemplazarse. • Luego los accesorios indicados para el by-pass se sueldan sobre la parte no dañada de la tubería, 30 cm detrás de cada brida lock-o-ring. • En la parte dañada de la línea, a unos 15 cm de cada montura Stopple, se suelda un accesorio de dos pulgadas con válvula incluida, para purga e igualación de presión. • En cada montura Stopple y accesorio de by-pass se instala una válvula sándwich para perforación del gasoducto. • Se monta la máquina perforadora en cada válvula sándwich y se ejecutan las correspondientes

perforaciones en el gasoducto. Después de la ejecución de cada

agujero se retrae la máquina perforadora y se cierran las válvulas sándwich para permitir posteriormente el pase del gas a través de la línea del by-pass. Manual de Operación y Mantenimiento



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Página 152 de 236 • Se instala la línea by-pass en los accesorios correspondientes y se abren las válvulas sándwich para permitir el pase del gas a través del by-pass. • Se instala la maquina Stopple en la montura corriente arriba. La maquina consiste en un cilindro hidráulico, un alojamiento para la cabeza de cierre y la cabeza de cierre o taponamiento. Se baja el tapón hasta la posición de cierre. Se instala la otra máquina Stopple en la montura corriente abajo y se baja también el tapón a la posición de cierre. El sector dañado de la tubería queda así aislado. • Tan pronto como el ducto se haya purgado al máximo posible, el equipo de mantenimiento instalara un cable a tierra de enlace a través de la sección dañada, para prevenir la posibilidad de una chispa provocada por algún potencial creado por corriente de protección catódica, corrientes erráticas o electricidad estática. Luego el equipo de mantenimiento, usando la sierra “Watch” o semejante cortara la sección dañada de la tubería. Cada vez que se corte la tubería debe estarse atento a la posibilidad de que el ducto este en tensión y salte bruscamente al seccionarse, hiriendo el personal que no esté alerta. • Luego de quitada la sección dañada, se disipara todo el gas que quede en la tubería y se drenara el agua que haya caído en la excavación y se reemplazara la tierra impregnada con agua sucia por arena seca. Se colocara un ventilador impulsado por aire en la excavación y tubería abierta, y se ventilara el área durante media hora. Se investigara la presencia de mezclas gaseosas combustibles o de H2S

y antes de

proseguir con el trabajo se declara el área segura. • La nueva sección de reemplazo se bajara a la zanja y se alineara con los extremos cortados de la tubería y se soldaran. • Luego que la nueva sección este en su lugar, se igualan presiones conectando la línea de purga de 2”φ al alojamiento del “Stopple”. • Quitar los tapones “Stopple”, retirar las maquinas, instalar los tapones “lock-o ring” en las bridas de las monturas soldadas, retirar las válvulas sándwich y colocar en su lugar una brida ciega. Retirar y tapar el accesorio de igualación de presiones. • Se cerraran las válvulas sándwich en los accesorios del by-pass, se retira la tubería, se instalaran tapones “lock-o-ring” y se recuperaran las válvulas sándwich. Instalar bridas en los accesorios del by-pass. Manual de Operación y Mantenimiento



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Página 153 de 236 • Las monturas y accesorios del Stopple, by-pass y línea de igualación quedaran soldadas a la línea. La reparación en este punto estará completa. El equipo de mantenimiento revestirá la tubería, limpiara el área de la fuga, nivelara el área de servidumbre a su anterior configuración, quitara toda cerca temporal; y en general, restaurara el área a sus condiciones primitivas. • El Supervisor de Mantenimiento notificara al Operador que el gaseoducto esta reparado y ya puede reanudar el transporte de gas en forma normal. • En caso de no ser necesario el by-pass, seguir todo el procedimiento anterior omitiendo la parte que corresponde a la instalación de la línea de by-pass.

3. MANTENIMIENTO DEL ÁREA DE SERVIDUMBRE. Un programa de mantenimiento de la carretera en el área de servidumbre es necesario para que se tenga un adecuado patrullaje del gasoducto ya sea caminando, en unidad móvil o volando a lo largo del gasoducto. a) Se debe efectuar una inspección completa de la carretera cada 6 meses y deben anotarse todas las erosiones o cortes a través de la pista en lo que respecta a tamaño. Debe hacerse un estimado de las horas/hombre requeridas para restaurarla debidamente a su estado anterior. b) Se debe investigar cualquier construcción extraña o cerca al área de servidumbre del gasoducto, y si esta construcción violase de cualquier manera el área de servidumbre, el inspector debe investigar, tan pronto como sea posible, cuando tendrá lugar esa construcción, en qué consiste, de manera que Olympic S.A, tenga un inspector presente al momento de la construcción, para asegurarse que no sea dañada la tubería. c) Se hará un informe de estas condiciones al Superintendente de Operaciones y debe planearse un programa para el trabajo de mantenimiento. Debe ponerse en estado utilizable el área de servidumbre y la pista lo antes posible.

4. MANTENIMIENTO DE VEHÍCULOS.




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Página 154 de 236 La capacidad de los equipos de reparaciones de emergencia, reparaciones permanentes, mantenimiento del área de servidumbre y la vía de acceso del gasoducto depende, en gran medida, del estado de los vehículos a utilizarse. a) El Superintendente de Mantenimiento es responsable de ver que todos los vehículos bajo su responsabilidad estén en buen estado de funcionamiento, debe planearse un programa de reparación y mantenimiento vehicular sobre una base anual. El reemplazo de cualquier vehículo debe formar parte del presupuesto anual de mantenimiento. b) El operador o chofer del vehículo de mantenimiento es responsable de reportar a su Supervisor todas las reparaciones necesarias, de manera que pueda mantenerse al vehículo en buen estado de funcionamiento. c) El Superintendente de Mantenimiento deberá realizar un programa de mantenimiento de todas las unidades móviles a su cargo de tal manera que los vehículos siempre estén en buen estado de funcionamiento y listos para hacer frente a todos los requerimientos de los mantenimientos programados o de emergencia.

5. EQUIPO DE MANTENIMIENTO. El Superintendente

de Mantenimiento, en coordinación con el Superintendente de

Operaciones, debe elaborar programas de mantenimientos e inspecciones periódicas de todo el equipo de mantenimiento del gasoducto asegurándose que siempre estén en buen estado de funcionamiento para hacer frente a cualquier requerimiento de mantenimiento, programados o de emergencia. El buen ordenamiento y limpieza es una responsabilidad de todo el personal de la empresa; debe reconocerse que el equipo en mal estado es un riesgo de seguridad para todo el personal que debe utilizarlo en la ejecución de sus tareas de rutina.

6. MANTENIMIENTO DE ESTACIONES. El mantenimiento constante de los equipos juega el papel más importante en la eliminación de las paralizaciones y reparaciones costosas. El mantenimiento de las Estaciones se puede clasificar en: Manual de Operación y Mantenimiento



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Página 155 de 236 a) Mantenimiento programado de toda la maquinaria y equipo auxiliar. b) Mantenimiento programado de todas las válvulas, instrumentación y actuadores de motores y tubería que han sido instaladas dentro del área de la Estación. c) El orden y limpieza dentro de la Estación, incluyendo cercas, almacenes, talleres y edificios auxiliares. d) El ordenamiento

de un almacén donde la tubería y los materiales se guarden

ordenadamente y se registren con precisión las existencias.

El Superintendente de Operaciones y su personal son responsables por todo lo que suceda. Ya sea que el trabajo de mantenimiento lo haga personal de Olympic o terceros, dentro de la propiedad de la Estación por cualquier motivo que sea. El Superintendente siempre estará completamente a cargo del área y responderá al Gerente de la seguridad del trabajo realizado y de la emisión de “Permisos de Trabajo en Caliente” Las reparaciones menores de la maquina y del equipo auxiliar que ejecuta el personal de la estación incluirán la lubricación de válvulas, reemplazo de empaquetaduras y reparaciones de equipo auxiliar, tales como la reparación o reemplazo de válvulas , inspección del separador, medidores y el mantenimiento de rutina e inspección de toda la instrumentación cuando sean instaladas. El personal de la Estación debe ser capaz de realizar sus obligaciones normales de la Estación, además de su trabajo de reparaciones menores, pero es deseable efectuar la mayoría de las reparaciones durante el día, cuando pueda disponerse de personal adicional en la Estación. Es importante que los instrumentistas muestren todas las fallas que surjan en la Estación, por este motivo deben completarse “Informes de Problemas “, cuando surjan, de manera que puedan aplicarse los procedimientos correctos de mantenimiento. La información suministrada por el sistema SCADA será una buena herramienta de trabajo para el logro de este fin.

6.1

Mantenimiento de Maquinarias. Manual de Operación y Mantenimiento



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Página 156 de 236 Para realizar el mantenimiento a los equipos del gaseoducto se debe recurrir a las instrucciones específicas del Manual del Mantenimiento de cada equipo. Lo siguiente es únicamente una guía general y se dan más en detalle en los correspondientes procedimientos descritos en este manual. Cuando la maquinaria está funcionando deben verificarse cada hora las siguientes cosas y reportarse cualquier irregularidad (el sistema SCADA registrara la información en tiempo real). a) Los filtros se deben limpiar tan frecuentemente como sea necesario. b) Observar las presiones de succión y de descarga en los manómetros de llegada y salida de

las estaciones y llevar un control de ellas.

c) Todos los manómetros deben calibrarse con una balanza de peso muerto cada 60 días.

6.2

Mantenimiento de Tubería y Válvulas.

a) Las válvulas de bola lubricadas deben mantenerse llenas de lubricante en todo momento. b) Las válvulas de bola ajustables no lubricadas deben mantenerse ajustadas de manera que no tengan escapes, ya que esos tenderán a recortar el asiento y causar escapes permanentes.. c) Las válvulas de alivio deben probarse periódicamente y calibrarse a las presiones correspondientes. d) La tubería aérea deberá ser pintada cada 2 años y reparada cada vez que se observe daño a su protección. 6.3 Mantenimiento a Tanques de Almacenamiento de Combustible. a) No debe permitirse que se acumule suciedad y tierra en el fondo de los tanques ya que esto causara una oxidación seria de la plancha del fondo del tanque. b) No debe permitirse que trapos grasosos queden alrededor de la boca de muestreo, llenado y

/o descarga de los tanques ya que esto es un serio peligro de incendio. Manual de Operación y Mantenimiento



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Página 157 de 236 c) Se debe inspeccionar periódicamente el estado de los tanques y si esta en mal estado, deberá ser eliminado o cambiarse por otro en buenas condiciones. d) El área estanca debe conservarse limpios. e) Se debe inspeccionar periódicamente la pintura del tanque y si se está descascarando debe limpiarse y volverse a pintar.

6.4 Limpieza y Orden. Debe ser motivo de orgullo para cada empleado mantener limpia las instalaciones y todos los equipos e instrumentos de la estación. El operador será responsable de lo siguiente: a) Reparar las pequeñas fugas o filtraciones en la tubería y empaquetaduras de la estación que puedan originar riesgo de incendio o explosión y causar una apariencia desordenada o

pintura descolorida.

b) Evitar colocar trapos u otros materiales inflamables alrededor de pequeños fugas en las tuberías o instrumentos de control ya que ofrece una apariencia muy desordenada además de

ser un peligro potencial de incendio.

c) No se debe permitir que los empleados guarden en sus armarios ropa grasosa de trabajo ni

trapos grasosos o empapados de pintura, ya que estas dos cosas pueden

causar combustión espontanea cuando son confinados en un espacio cerrado. d) Deben existir en cada estación recipientes metálicos para desechos domésticos, desechos industriales peligrosa (trapos usados, etc.) y botarse todos los días.

7. PROCEDIMIENTO DE LLAMADA DE EMERGENCIA. 7.1

Fuga de Gas o Incendio en Estación Olympic o Manifold La Casita




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Página 158 de 236 Si se produce una fuga en los sistemas de tuberías y accesorios de gas en la estación, o en el gasoducto dentro de los terrenos de la estación, comenzara a funcionar inmediatamente el siguiente procedimiento de emergencia: a) El operador o custodio apretara inmediatamente el pulsador de paralización de emergencia

ubicado en la sala de control.

b) No importando cual sea el motivo de la emergencia, el operador o custodio verificara que todas las válvulas estén en posición cerrada aislando el escape o incendio. c) El personal presente tomara entonces cualquier equipo disponible de combate contraincendios de sustancias químicas secas y lo extinguirá si fuera posible. d) El operador o custodio debe asegurar que se haya puesto en OFF todos los interruptores eléctricos y que se haya sacado del área cualquier material combustible ubicados cerca del incendio, tales como madera, trapos, etc. Para aislar el incendio en la medida de lo posible. e) El operador o custodio llamara inmediatamente al Superintendente de Operaciones informándole de la paralización, y si la emergencia es un incendio o fuga de gas. f) El supervisor notificara entonces a todas las estaciones de la situación y les avisara si deben paralizar, hasta que haya concluido la emergencia y se haya reparado la fuga, o se haya apagado el incendio. g) Las estaciones corriente arriba (si es que los hubiera) de la fuga deben recibir órdenes de parar. Las estaciones corrientes abajo deben seguir transportando el gas para evacuar la tubería en la vecindad del escape en la medida posible.

7.2

Fuga de gas o incendio en Estación Paita.

Si ocurre una fuga o incendio en el gasoducto dentro del terreno de la Estación Paita, debe entrar inmediatamente en efecto el siguiente procedimiento de emergencia:




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Página 159 de 236 a) El Supervisor de Operaciones, si está presente en la estación, o el operador, llamara inmediatamente al Superintendente de Operaciones, informándoles del acontecimiento y el

tipo de emergencia; incendio o fuga de gas.

b) El operador que esta de turno cerrara las válvulas que conectan al área de incendio o fuga con el gasoducto. c) Se llamara al servicio contra incendios “Bomberos Paita”. d) El Supervisor de Operaciones y/o operador tomara entonces cualquier equipo disponible de

lucha contra incendio con sustancia química secas y lo extinguirá si fuera posible.

e) El operador debe retirar del área todo material combustible ubicado cerca del incendio, tales como madera, trapos, etc. para aislar el incendio en la medida de lo posible. f) El Superintendente de Operaciones, al ser notificado de una fuga o incendio, notificara al gerente. Si la emergencia es una fuga, el notificara entonces al Superintendente de Mantenimiento de manera que pueda despachar un supervisor y equipo de mantenimiento para reparar la fuga. g) El Supervisor de Operaciones, notificara entonces a todas las estaciones de la situación y les avisara si deben paralizar o disminuir las presiones de operación en la tubería hasta que haya terminado la emergencia y se haya reparado el escape, o apagado el incendio.

7.3

Incendio en tanque de combustible

Si ocurriese un incendio en el tanque de almacenamiento de combustible de los Moto generadores de la Estación Olympic, se pondrá en acción el siguiente procedimiento. a) Activar el Plan de Contingencias. El Operador instruirá inmediatamente a todo el personal presente sobre los deberes específicos que deben cumplir. b) El primer objetivo debe ser el de bajar el nivel de combustible en el tanque que se está incendiando. Esto es posible utilizando la bomba de descarga del surtidor para transferir el combustible a otro recipiente. Esta medida no solo minimizara la pérdida de




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Página 160 de 236 combustible, sino

que puede evitar que el combustible se derrame hirviendo y

extienda el incendio. c) La bomba de descarga del surtidor que se esté usando como una bomba de transferencia debe mantenerse operando tanto tiempo como sea posible pero si es que la proximidad de las llamas retardan la operación de la misma, debe paralizarse la bomba y cortarse la

electricidad del área.

d) En lo posible el operador cerrara las válvulas del tanque. Aislando el tanque incendiado y evitando que el combustible que ha sido bombeado del tanque retorne por gravedad al tanque. e) Se debe utilizar el sistema contra incendio del tanque para intentar extinguir, o al menos controlar el incendio del tanque. f) El Supervisor

de Operaciones,

al ser

notificado del

incendio,

notificara al

Superintendente de Operaciones. g) El Supervisor de Operaciones notificara entonces a todas las estaciones de la situación y les avisara si deben paralizar el gasoducto hasta que haya concluido la emergencia y se haya apagado el incendio.

7.4

Fuga de gas en el ducto del Gasoducto

Si se produjera una fuga o rotura de tubo en el gasoducto entrara el siguiente procedimiento de emergencia:

a) La persona a quien se reporta la fuga de gas notificara inmediatamente al Operador de Turno

o al Supervisor de Operaciones quien identificara la ubicación de la fuga.

b) El Supervisor de Operaciones notificara inmediatamente al Superintendente de Operaciones y

al Superintendente de Mantenimiento responsables del área en el cual

se reporta, que ha tenido lugar el escape. El Supervisor de Operaciones notificara entonces a todas las

estaciones del escape reportado y les informara si deben

paralizar o disminuir la presión en la tubería, cualesquiera que sea aplicable. Las estaciones corrientes arriba de la fuga deben recibir instrucciones de paralizar. Las Manual de Operación y Mantenimiento



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Página 161 de 236 estaciones corrientes abajo deben seguir transportando

gas para evacuar la tubería

en la vecindad de la fuga en la medida posible. c) En caso de que deba paralizarse el gasoducto, el Supervisor de Operaciones instruirá al personal de la estación, o al personal del mantenimiento del área, por el medio más rápido

sea radiofonía o teléfono, para cerrar las válvulas de paso necesarias del

gasoducto,

aislando el área de la fuga.

d) El Supervisor de Operaciones mantendrá contacto por radiofonía o teléfono con el Superintendente de Mantenimiento y con el Superintendente de Operaciones con el fin de

transmitir todas las instrucciones entre la oficina y los equipos de mantenimiento

de

reparaciones.

e) En Superintendente de Mantenimiento inmediatamente se pondrá en contacto con el Supervisor de de Mantenimiento y el equipo de mantenimiento, se reunirán en su sede, cargaran el equipo necesario de emergencia en sus vehículos y partirán para la zona de fuga. f) El

superintendente

de

Mantenimiento

llevara

entonces

llevara

entonces

las

instrucciones al personal de campo de conformidad con el procedimiento de emergencia de reparación de fuga de gas.

8. MANTENIMIENTO DE SISTEMAS SANITARIOS 8.1 Tanque Séptico a) Debe

evacuarse

congestionamiento

ocasionalmente

mediante

bombeo

el

lodo,

para

evitar

del sistema de absorción del suelo. La frecuencia dependerá de

las características de las

agua negras y de la capacidad del tanque séptico

seleccionado. b) En los que respecta a cualquier sistema de tanque séptico, debe mantenerse al mínimo la cantidad de sólidos y material grueso descargado en el sistema de drenaje. c) Los tubos que constituyen el sistema de absorción del suelo (tipo lixiviación de campo se deben de resguardar de ruptura o aplastamiento por equipos o camiones que crucen el área. Manual de Operación y Mantenimiento



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Página 162 de 236 d) En lo que respecta al tanque séptico, se tiene que evacuar regularmente mediante bombeo el lodo y los sólidos asentados para proporcionar un buen funcionamiento. Del sistema. La capacidad de almacenamiento de los tanques y el flujo máximo operativo, determinaran los tiempos de mantenimiento. e) Debe retirarse el lodo a un lugar adecuado para desechos sólidos.

9. Sistema de Mantenimiento de Agua Potable. 9.1

Procedimientos Específicos

Se empleara agua potable de la localidad de Paita, sin embargo debe emplearse agua natural y como medida de control y vigilancia del agua potable se procederá de la siguiente forma: Consultar el manual de operaciones del fabricante para la rutina específica y los procedimientos de mantenimiento correctivo para cada componente del sistema. El mantenimiento requerido para este sistema es una verificación diaria del residuo de cloro en el agua. Periódicamente los filtros tienen que ser lavados para limpiar el sedimento acumulado. Esto se determina mediante la presión del manómetro del filtro. Dependiendo del contenido de cloro del análisis diario, puede ser necesaria regular la bomba de inyección de cloro para la tasa de alimentación de la solución.

10.

SEGURIDAD

Muchas vidas se pierden todos los años y se destruyen incontables millones de dólares en bienes debido a empleados negligentes o descuidados en la industria. Las siguientes páginas sobre seguridad se han escrito en un intento de enfocar la atención en algunos de los riesgos de operación de gasoducto y los medios y maneras mediante los cuales pueden soslayarse otros riesgos innecesarios. Olympic cuenta con su Manual de Seguridad, donde podrán conseguir información de procedimientos detallados en seguridad.




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Página 163 de 236 La rigurosa observancia de las reglas de seguridad de parte de todos los empleados ayudara grandemente a la reducción de los accidentes, con un buen historial con índices de accidentes bajos, que debe ser el objetivo de todos los empleados leales. Muchos riesgos naturales están presentes en el funcionamiento de un Sistema de Gasoductos, algunos de los cuales son: a) Peligro de incendio y explosión por el manipuleo de gas altamente combustible. b) Subir a lugares altos mediante las escaleras de los tanques. c) Electricidad de alto voltaje. d) Funcionamiento de tuberías y recipientes de procesamiento de gas de alta presión. e) Posibilidad cercana de proximidad al gas venenoso (H₂S).

Todas estas cosas pueden manipularse de manera segura si se observan las precauciones apropiadas. Cada estación y el Supervisor de Mantenimiento del gasoducto deben mantener un libro en que se registren todas las lesiones, no importan cuan insignificantes sean. Cuando ocurra un accidente de “tiempo perdido”, debe llenarse el formato de informes de accidentes. Las siguientes páginas dan alguna orientación en informar las causas de los accidentes.

10.1 Algunas de las causas directas de accidentes El acto inseguro o la condición mecánica insegura que estuvieron presentes inmediatamente antes que tuviera lugar el accidente. a) Ropa inapropiada-sea especifico b) Condiciones de la Naturaleza • Clima • Insectos y animales Manual de Operación y Mantenimiento



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c) Instalación, Construcción • Mala construcción • Instalación indebida • Iluminación o ventilación inadecuada.

d) El equipo protector personal (EPP) • Defectuoso • Dejo de usarlo • Usado inapropiadamente • Se utilizaron incorrectamente

e) Resguardo-Barandas, etc. • No instaladas • Mal instaladas • Insuficientemente resguardadas

f) Herramientas-Equipo, Material, etc. • Defectuoso • Mal usado Manual de Operación y Mantenimiento



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Página 165 de 236 • Tipo equivocado • Sobrecargado

g) Lugar de trabajo • Mala limpieza y orden • Herramientas y equipos inseguramente almacenados, apilados o colocados • Superficie mala-hielo, nieve lodo, aceite o grasa, arena suelta, superficie desigual • Clavos protuberantes

h) Actos inseguros • Payasadas-distracción, fastidio, etc. • Posición o postura inapropiada • Operar sin autoridad • Trabajar a una velocidad insegura • Hacer que los dispositivos de seguridad sean inoperantes • Tirar materiales herramientas, etc. • Tomar atajos • Usar improvisaciones • Falta de colaboración en equipo • Falta de inspección • Otros (especificar)




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Página 166 de 236 i)

Accidentes de vehículos • Condiciones del camino • Mala condición mecánica • Llantas malas • Falta de inspección del vehículo • Hábitos indebidos de manejo

10.2

Algunas causas básicas de accidentes

La causa o causas detrás de la causa directa; las cosas que has contribuido a la causa directa. a) Estado físico de la persona-especificar (defecto físico, enfermedad, influencia de alcohol, etc.)

b) Equipo –Bienes • Falta de mantenimiento • Falta de inspección • No se ha provisto equipo de seguridad • No se ha provisto equipo ni herramientas adecuadas • Diseño inapropiado

c) Instrucciones • No se han dado • No se han comprendido Manual de Operación y Mantenimiento



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Página 167 de 236 • Incompletas • No se han obligado • Incorrectas

d) Conocimiento del trabajo o Aptitud • Falta de adiestramiento • Falta de experiencia • Falta de comprensión

e) Organización • Distribución incompleta del personal • Insuficiente fuerza de trabajo • No se ha planteado el trabajo • Falta de cooperación • Falta de coordinación • Insubordinación • No se han aplicado las reglas

f) Factor personal inseguro • Falta de atención • Insatisfacción • Ataques de cólera Manual de Operación y Mantenimiento



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Página 168 de 236 • Indiferencia • Excesivamente ansioso, apurado • Tomar riesgos innecesarios • No adaptado para el tipo de trabajo.

10.3

Practicas de Seguridad

Las siguientes son algunas prácticas de seguridad recomendadas, basadas en investigación de accidentes fatales en gasoductos. a) Nunca levantar alta presión en líneas no ancladas-el tubo puede latiguear violentamente y posiblemente romperse. b) En reparaciones de línea, dejar el mínimo posible de tubos sin apoyo de manera que la línea tenga menos posibilidad de moverse y romperse en acoplamientos, debilidad de corrosión, etc. c) Reducir la presión en el gasoducto pero mantener un flujo de petróleo mientras se suelde o repare escapes. d) Cuando se suelde cualquier recipiente o tubo con vapores adentro, disponer un alivio de vapores, de otra manera el aumento de presión podría causar una explosión. e) Para asegurar que una tubería o recipiente de presión no pierde hacia una línea vacia conexa, el mejor método es desconectar completamente la tubería, instalar un tapón o dos válvulas consecutivas con una purga entre las mismas. f) Colocar guardias para mantener a los curiosos alejados de zonas de peligro (gaseosas) mientras se están realizando reparaciones g) Mientras se están cortando con cortadores de tubos o perforando una tubería no debe permitirse ninguna soldadura ni ninguna otra fuente de encendido dentro del área. h) Usar perforador a mano o neumático (no eléctrico) para la perforación de agujeros en la línea.




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Página 169 de 236 i) No limpiar con gasolina j) Inspeccionar a fondo la línea para descubrir corrosión antes de comenzar cualquier reparación. k) En trabajos de reparación donde se requiera cierre de líneas, el supervisor debe revisar personalmente las tuberías para ver que estén debidamente cerrados por válvulas, tapones de lodo, etc. Antes de dar el visto bueno para comenzar el trabajo. El supervisor debe dar el visto bueno escrito antes de que se inicie un trabajo en presión. l) Cuando se esté haciendo pruebas de presión, debe salirse de la zona de peligro m) Analizar el trabajo por adelantado y planear el trabajo paso a paso de manera que puedan moverse los riesgos probables y tomarse medidas de precaución para resguardar contra accidentes. n) Adiestras los equipos de reparación en la evaluación debida de los escapes antes que se intenten reparaciones.

10.4 Sulfuro de Hidrogeno – Un veneno paralizante El peligro principal del gas de Sulfuro de Hidrogeno es en que en concentraciones de más de 6 partes de gas en 10 000 partes de aire, inmediatamente paraliza la respiración. Se ha informado de muchos casos de envenenamiento por Sulfuro de Hidrogeno que ha producido inconsciencia. La mayoría de los hombres afectados tuvieron la suerte de que un amigo estuviera cerca para darles inmediatamente respiración artificial. La única protección contra el Sulfuro de Hidrogeno es NO respirarlo. La única manera de evitar la muerte, una vez que se ha detenido la respiración es la respiración artificial inmediata.




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PROCEDIMIENTO N° 13 MANTENIMIENTO DEL DERECHO DE VIA




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CONTENIDO 1. OBJETIVO…………………………………………………………….……………………........3

2. LIMPIEZA DEL DERECHO DE VIA…………………………………………………………..3

2.1 Mantenimiento de la visibilidad de la línea… …………………………….……… 3 2.2 Método de limpieza……………………………………………………………..………4 2.3 Limpieza y mantenimiento a cercas y cruces de caminos………………….……..4 2.4 Limpieza de área publica……………………………………….……..………….……4 2.5 Disposición de la maleza y basura……………………………………………………4

3. MEDIDAS PARA CONTROLAR LA EROSION………..………………………………….…4

3.1 Mantenimiento del suelo vegetal………………………………………………………4 3.2 Control de la erosión……………………………………………………………….……5 3.3 Cruces de corrientes de agua…………………………………………….………..…..5 4. MANTENIMIENTO DE LOS LETREROS Y SITIOS DE PRUEBA………….……………...5

5. TUBERIAS EXPUESTAS A LA SUPERFICIE…………………………………….………….5

6. MANTENIMIENTO DE CAMINOS Y VIAS DE ACCESO………………………….………...6 Manual de Operación y Mantenimiento



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7. TRABAJO PARTICIPATIVO CON PROPIETARIOS DE TIERRAS…………………….….6

8. IDENTIFICACION DE FALTA DE SEGURIDAD…………………………………………..…6

9. RESPONSABILIDAD………………………………………………………………………..…..6

10.INFORMES………………………………………………………………………………………..6

11. FORMULARIOS…………………………………………………………………………………..6

1. OBJETIVO Los principales objetivos para el mantenimiento adecuado del Derecho de Vía del Gasoducto Paita, están dirigidos a la protección y cuidado de la tubería o ducto. De modo que siempre exista facilidad en el acceso a la infraestructura de transporte, teniendo cuidado en respetar y no interferir los derechos del propietario del terreno (público o privado) y el uso de la tierra. Para este efecto, periódicamente se deberán efectuar patrullajes terrestres para evidenciar erosiones, socavaciones, hundimientos, deslizamientos del terreno u otras circunstancias que potencialmente afecten a la estabilidad de la pista. En condiciones críticas de imposibilidad de patrullajes terrestres (fuertes lluvias por Fenómeno del Niño), se deberá efectuar patrullajes aéreos. Manual de Operación y Mantenimiento



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Página 173 de 236 Se recomienda poner atención especial a los sectores que han sido sometidos a erosión eólica u otros agentes externos que puedan causar la perdida de cobertura de tierra sobre la tubería. Situaciones en las que inmediatamente se debe dar parte al Superintendente de Operaciones para remediar estas anomalías mediante trabajos de profundización del ducto o medida técnica de protección del ducto más adecuada. Este procedimiento comprende de las siguientes secciones que describen las actividades asociadas con el mantenimiento del derecho de vía: • Limpieza del derecho de vía (R.O.W) • Medidas para controlar la erosión • Letreros y sitios de prueba del ducto. • Cañerías expuestas a superficie. • Caminos y vías de acceso. • Convenios con propietarios. • Identificación de falta de seguridad. • Responsabilidades. • Informaciones • Formularios.

2. LIMPIEZA DEL DERECHO DE VÍA Esta tarea deberá cumplirse de acuerdo a los siguientes procedimientos: 2.1

Mantenimiento de la Visibilidad de la Línea




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Fecha: Marzo 2011

Página 174 de 236 Periódicamente, se deberá hacer la supervisión de las condiciones de la visibilidad del derecho de vía a fin de permitir una inspección adecuada de la línea ya sea por

patrullajes aéreos o

terrestres. 2.2

Método de Limpieza

Este debe tomar en cuenta la estabilidad del suelo, su vegetación natural y las características del terreno adyacente. La vegetación crecida debe ser cortada en todo el ancho del Derecho de vía por medio de tractores agrícolas- desbrozadores u otros medios adecuados.

2.3

Limpieza y Mantenimiento a Cercas y Cruces de Caminos

Las hierbas y vegetación continuas a las cercas de las válvulas de paso y estaciones deberán ser cortadas perfectamente hasta una distancia de cinco metros de las cercas por medios mecánicos o manuales de uso general. Todos los postes y letreros que se encuentran dentro del derecho de vía deberán pintarse de acuerdo al procedimiento “Letreros de Ductos”, a ser implementado por el Superintendente de Operaciones.

2.4 Limpieza del Área Pública Los árboles, arbustos y hierbas que se hubieran cortado en el Derecho de Vía y en áreas de dominios publico deberán ser evacuados del lugar a la conclusión del trabajo sin mayor demora.

2.5 Disposición de la Maleza y Basura Se deberán seguir cuidadosamente todas las disposiciones legales y ambientales para quemar la maleza. El quemado nunca debe ser efectuado directamente sobre el Derecho de Vía. Los raigones o tocones de arboles que se encuentren adyacentes a los caminos y otras áreas de vista publica se deberán cortar ala ras del suelo o mejor extirparlo y luego quemarlos.

3. MEDIDAS PARA CONTROLAR LA EROSIÓN




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Página 175 de 236 Para controlar la erosión del suelo en el Derecho de Vía

del ducto, se pueden seguir los

siguientes métodos:

3.1

Mantenimiento del Suelo Vegetal

Todos los esfuerzos deben estar dirigidos a evitar la destrucción de la vegetación superficial, el “humus” del suelo, excepto en la apertura de zanja, pero donde esto ocurra, la naturaleza del terreno deberá ser restablecida y estabilizada. Antes de abrir una zanja el material superficial orgánico deberá ser retirado y Colocado en un lugar separado del material de zanjado, el cual deberá ser colocado en su mismo lugar al finalizar las operaciones que originaron el zanjado.

3.2

Control de la Erosión

En terrenos con pendientes, para prevenir la erosión se deberán construir terrazas y zanjas de escorrentías. Los sitios que ya se encuentren erosionados deberán ser reparados a la brevedad. Si la vegetación del derecho de vía hubiese sido dañada por causas naturales y esta represente un potencial erosivo, se deberá resembrar la grama o vegetación de conformidad con las características iníciales del suelo.

3.3

Cruces de Corrientes de Agua

Donde existen cruces de ríos, quebradas y otras corrientes de agua, sus orillas, necesariamente deberán ser establecidas. Para prevenir la erosión, todas las instalaciones de superficie del ducto que tuvieran que ejecutarse deberán ser dirigidas de tal manera que se minimice a las orillas o riveras de quebradas y se respete las áreas de recreación y conservación de la flora y la fauna. Adecuados avisos o letreros que identifiquen la presencia del gasoducto deberán ser colocados sobre la directriz en ambos lados del rio o quebrada.

4. MANTENIMIENTO DE LOS LETREROS Y SITIOS DE PRUEBA Manual de Operación y Mantenimiento



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Página 176 de 236 El personal de mantenimiento del Derecho de Vía, al efectuar sus tareas de inspección a todos los letreros y marcadores de patrullaje aéreo en casos necesarios, procederá a su inmediata reparación, en conformidad al procedimiento, “Letreros de Ductos”. Así

mismo, los postes de prueba electrolítica contra la corrosión deberán ser verificados de

posibles daños y luego reportar el técnico de control de corrosión.

5. TUBERÍAS EXPUESTAS A LA SUPERFICIE Todo segmento de la tubería que se encuentre expuesto a la superficie o que se encuentre a una profundidad fuera de lo establecido en su construcción, deberá ser reportado al Superintendente de Operaciones. La máxima prioridad debe aplicarse a la restauración de las cunetas de caminos y carreteras, campos de cultivo, cruce de quebradas u otros sectores habitados, donde el ducto pueda ser vulnerable. En todo caso, se colocaran postes y letreros de precaución y también se deberá informar a la población aledaña o propietarios de los terrenos a fin de minimizar los riesgos.

6. MANTENIMIENTO DE CAMINOS Y VÍAS DE ACCESO Las vías de acceso del Derecho de Vía y los caminos de servicio público deberán mantenerse con la capa base adecuada, con drenajes y pendientes apropiados para minimizar la erosión del suelo. Con mucho criterio, se debe manejar el mantenimiento compartido con terceros y otras instituciones o agencias encargadas de la administración y uso del suelo. A la conclusión de las tareas de construcción o mantenimiento del ducto, todos los caminos temporales serán eliminados y luego restablecer el suelo correspondiente.

7. TRABAJO PARTICIPATIVO CON PROPIETARIOS DE TIERRAS Tanto el Superintendente de Operaciones como el Superintendente de Mantenimiento deberán mantenerse en contacto con los propietarios, arrendatarios y concesionarios de las tierras por las que atraviesa el gasoducto con el fin de tomar acciones coordinadas ante problemas de libre acceso que pudieran existir.




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Página 177 de 236 Los portones o cercos y alambrados que estuvieran aseguradas con cadena y candados no podrán ser violentados a objeto de transitar salvo que cuenten con la aprobación del propietario. Sin embargo, para salvaguardar estas situaciones en caso de emergencia, por mutuo acuerdo se colocaran candados por cuenta de Olympic cuya llave duplicada será entregada al propietario del terreno.

8. IDENTIFICACIÓN DE FALTA DE SEGURIDAD El Superintendente de Operaciones deberá ser informado en forma escrita de cualquier anomalía o situación que podría poner en peligro la integridad del gasoducto y el sistema. En este caso, el problema será evaluado técnicamente para determinar las acciones correctivas que correspondan.

9. RESPONSABILIDAD Este procedimiento será implementado por el Superintendente de Operaciones en coordinación con el Superintendente de Mantenimiento.

10.

INFORMES

Se deberán elaborar informes correctos y detallados en los formularios que se indican en la siguiente sección.

11.

FORMULARIOS

Ineludiblemente, se deberán llenar los formularios que a continuación se detallan, como resultado de las inspecciones periódicas de campo, existan o no anormalidades observadas. Estos formatos se diseñaran en operaciones: • Formato N° 014

Informe sobre el derecho de vía y daños y perjuicios a la propiedad.

• Formato N° 015

Informe sobre poca profundidad de la cañería enterrada.




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PROCEDIMIENTO N° 14 MANTENIMIENTO DE VALVULAS DE ALIVIO




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CONTENIDO

1. OBJETIVOS

3

2. AJUSTE DE PRESION PARA GASODUCTOS

3

3. FRECUENCIA DE INSPECCIONES

3

3.1 Verificación de la Presión Ajustada

3

3.2 Verificación de la Capacidad

3

4. PRUEBAS

3

4.1 Notificación Previa

3

4.2 Inspeccion Física Preliminar

4

4.3 Sacar Fuera de Servicio

4

4.4 Desarme, Inspeccion y Prueba

4

4.5 Retorno al Servicio

4




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5. RESPONSABILIDADES

5

6. INFORMES

5

7. FORMATOS

5




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1. OBJETIVOS Este documento descríbelos procedimientos de inspección, ajuste, reparación y mantenimiento de las válvulas de alivio, instaladas en los ductos a objeto de verificar y garantizar su normal funcionamiento para proteger al sistema de gasoductos. Este procedimiento toma en cuenta las siguientes secciones relacionadas con el ajuste y mantenimiento de las válvulas de alivio.

2. AJUSTE DE PRESIÓN PARA GASODUCTO El ajuste de presiones de alivio en las válvulas de seguridad , generalmente son efectuadas en función a las condiciones operativas del ducto de transporte , para lo cual se deberá tomar en cuenta la máxima presión de operación (MPO), la máxima presión de operación y despacho (MPOD) , datos que serán obtenidos de la gerencia operativa. Sin embargo, se debe tomar en cuéntalas siguientes pautas: • El ajuste de presión a las válvulas de alivios, deberá ser igual al 104 % de la máxima presión de operación y despacho (MPOD). • En las líneas que operen al 72 % de su mínima resistencia a la tensión (Specified mínimum yield strength), las válvulas de seguridad por alivio, serán ajustadas por debajo del 110% de su (MPO) o al 75% de su resistencia a la tensión (SMYS).

3. FRECUENCIA DE INSPECCIONES Sera de acuerdo a lo siguiente: 3.1

Verificación de la Presión Ajustada

Cada válvula de la línea será inspeccionada, verificando su presión de ajuste y así poder determinar su confiabilidad operativa por lo menos cada 15 meses.




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Página 182 de 236 3.2

Verificación de la capacidad

Esta prueba será una cada año, pero a intervalos que no pasen de 15 meses. Efectuándose una comparación de la capacidad de alivio calculada y la requerida, de tal manera que se evidencie la protección de la infraestructura.

4. PRUEBA Las válvulas de alivio deberán ser revisadas y probadas según el siguiente procedimiento: 4.1

Notificación Previa

La Superintendencia de Operaciones deberá ser previamente notificada con antelación y antes de que cualquier válvula sea retirada de línea. Asimismo, se deberá notificar al Departamento de Movimiento de Gas, sobre el alcance y naturaleza de cualquier actividad que se ejecute durante el tiempo que dure la intervención de la válvula de alivio, actividad que podría afectar a la presión y caudal de operación.

4.2

Inspección Física Preliminar

Una inspección visual general deberá proceder el retiro de la válvula de alivio en operación. Esta inspección visual será efectuada como sigue: • Que el personal de la empresa este familiarizada con su fabricación en particular. • Detectar cualquier filtración o daño exterior de la válvula o a sus accesorios de conexión. • Determinar la necesidad de mantenimiento preventivo y si requiere pintado. • Apoyar al aislamiento de la válvula de alivio de las instalaciones conexas.




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Página 183 de 236 4.3

Sacar Fuera de Servicio

El inspector de Olympic aislara la válvula y venteara la presión interna del cuerpo y accesorios tubulares interconectados. Mientras dure la reparación de la válvula de alivio, la presión sobre la tubería que está protegida deberá ser controlada sobre cualquier presión.

4.4

Desarme, Inspección y Prueba

El desarmado de la válvula debe tener lugar de inmediato, verificando los daños y reemplazando las partes dañadas (repuestos) que pudieran interferir con una adecuada operación. Luego de su rearmado, se ejecutara la prueba de presión constatando que la válvula aliviara y cerrara a las presiones indicadas. El mecanismo de ajuste deberá ser lacrado o precintando a la conclusión del trabajo. En los casos que correspondan, las tapas de los escapes o venteos serán examinadas para verificar que estén adecuadamente protegidos para evitar el ingreso y acumulación de agua, suciedad, etc. En los casos que correspondan, las tapas de los escapes o venteos serán examinadas para verificar que estén adecuadamente protegidos para evitar el ingreso y acumulación de agua , suciedad , etc. Los orificios o conductos de drenajes que previenen la acumulación de agua deberán permanecer abiertos. 4.5

Retorno al Servicio

Para poner nuevamente en servicio la válvula de alivio reparada, se seguirán los siguientes pasos: • Abrir la válvula de bloqueo (Isolation) y verificar perdidas en el cuerpo de la válvula de alivio y sus conexiones. • La válvula deberá ser trabada (locked) en la posición de “abierta”.

5. RESPONSABILIDADES La responsabilidad de implementar este procedimiento corresponde al Superintendente de Operaciones, quien podrá delegar las actividades a otros funcionarios de la compañía. Manual de Operación y Mantenimiento



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6. INFORMES El inspector designado por Olympic deberá documentar la inspección y pruebas para luego reportarlos en informes por separado, tanto para la inspección de válvulas de alivio como para la perdida de gas.

7. FORMATOS • Formato N° 002

Reporte de Inspección de Válvulas de Alivio.

• Formato N° 001

Reporte de Perdida de Gas.




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PROCEDIMIENTO N° 15 MANTENIMIENTO DE VALVULAS EN SERVICIO

CONTENIDO 1. OBJETIVO…………………………………………………………..……………………………3

2. DRENADO Y LAVADO DE VALVULAS DE ESCLUSA.……..……………………………..3

2.1 Volumen en cuerpo de válvulas.....……………..…………………………………………..3 Manual de Operación y Mantenimiento



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Página 186 de 236 2.2 Pasos a seguir para drenar.……………………………..………………………………..…4 2.3 Etapas para lavar una Valvula esclusa…..………….……………………………………..5

3. DRENADO Y LAVADO DE VALVULAS DE BOLA.………….………….…………………...6 3.1 Lavados a Presión………….………………………………………………………………...….6

4. EQUIPO Y MATERIALES NECESARIOS………………..……..………………………..……8 4.1 Materiales de Conexión…........……………………………………………………….…..…. 8 4.2 Equipos y Herramientas…………………………………………………………………..… .8 4.3 Insumos……………………………………………………………………………..……..…….8

5. MANEJO DE LIQUIDOS…………………………………………………………………….…..9 5.1 Recipiente y Leyendas………………………………………………………………….….…...9 6. RESPONSABILIDADES……………………………………………………………………..….9

7. INFORMES…..………………………………………………………………………………..….9

8. FORMULARIOS….…………………………………………………………………………..…..9




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1.0

OBJETIVO

El principal objetivo de lavar y limpiar las válvulas en servicio es evacuar el agua y otros líquidos para prevenir la formación de hidratos y la corrosión que dificultaría y debilitarían su operación normal. Siendo recomendable drenar el cuerno de las válvulas por lo menos una vez al año como parte del mantenimiento rutinario. Este procedimiento incluye las siguientes secciones: •

Drenado y lavado de válvulas de esclusa.

•

Drenado y lavado de válvulas de bola.

2.0

DRENADO Y LAVADO DE VALVULAS DE ESCLUSA Para este efecto seguirán los siguientes procedimientos o pasos:

2.1 Volumen en cuerpo de válvulas Primeramente, se deberá tener a la mano recipientes aptos como para recibir los volúmenes de líquidos que pueden residir en el cuerno de cada válvula. Los volúmenes de líquidos estimados en válvulas según su diámetro son: D.N (Pulg) 2

Cantidad de liquido (Galones) 0.4

D.N (Pulg) 12

Cantidad de liquido (Galones) 22

3

0.8

16

41

4

1.5

18

55

6

4.5

20

68

8

12.0

22

82

10

15.0

24

100




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Página 188 de 236 2.1 Pasos a seguir para drenar Se seguirá la siguiente secuencia de pasos para el drenado de una válvula.

2.2.1

Posición de la válvula para drenar

La válvula deberá estar totalmente abierta o totalmente cerrada mediante el uso solamente de la volante, sin sobre ajustar en cualquiera de las posiciones. PRECAUCION: Si fuese necesario operar manualmente una válvula a motor, previamente se desconectaran las tuberías de gas que alimentan al motor y ventearlas antes de instalar el volante o manija. Así mismo, la manija deberá retirarse antes de reabrir el gas de potencia a las líneas de alimentación. 2.2.2 Instalación de conexiones para drenar Las tapas o capuchones de los accesorios de drenaje serán retirados muy cuidadosamente para asegurar que los asientos estén soportando adecuadamente la presión. Luego, la herramienta de liberación de presión o herramienta del accesorio de drenaje debe ser instalada. Entonces, un extremo de la manguera de alta presión será conectada en el accesorio de drenaje o en la válvula de drenado y el extremo opuesto colocado en un colector de líquidos. 2.2.3 Drenado de Líquidos Insertar la aguja de la herramienta de liberación de presión en la guarnición para desasentar la bola y drenar los líquidos. En los drenajes con válvulas en posiciones incomodas, simplemente se abre la válvula para drenar los líquidos. 2.2.4 Perdida de presión en el cuerpo de la válvula Algunas válvulas en la posición totalmente abierta o totalmente cerrada sellarían el cuerno contra la presión del tubo y el cuerno podría ventear cuando se drena. Si esto, ocurriera, la aguja liberadora de presión debiera ser separada de la guarnición de drenado o cerrar la válvula de drenaje. La válvula principal debiera ser parcialmente abierta o cerrada para dejar Manual de Operación y Mantenimiento



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Página 189 de 236 que aumente nuevamente la presión en el cuerno de la válvula. Luego cerrar o abrir totalmente otra vez antes de terminar el proceso de drenado. 2.3

Etapas para lavar una válvula esclusa El lavado de válvulas para evacuar agua, líquidos corrosivos y otros contaminantes que se asientan al fondo del cuerno de las válvulas será por inyección de n solvente como es el diesel, para válvulas de 6” y para diámetros mayores a 6” se empleara el solvente recomendado por el fabricante de las válvulas debido a posibles daños al empaque o arreglo de la válvula.

2.3.1 Drenado Inicial La válvula deberá ser drenada de acuerdo con la sección 2.2.3, antes del lavado 2.3.2 Instalación de las conexiones de la bomba Un extremo de la manguera se conecta a la succión de la bomba y el otro extremo dentro el tanque de solvente. Una manguera de alta presión se conecta a la descarga de la bomba de alta presión que lleva un manómetro. 2.3.3 Purgado de la descarga de la bomba Luego de arrancar la bomba, hacer funcionar hasta que el solvente fluya y la manguera descargue nuevamente al tanque de solvente. Esto a fin de purgar el aire de la descarga de la bomba y verificar que la bomba este funcionando apropiadamente. 2.3.4 Conectando a la válvula a ser lavada Se apaga la bomba temporalmente, mientras el extremo suelto de la manguera de alta presión se conecta a la guarnición superior de drenaje, a la válvula de drenado o a la guarnición de venteo sobre el cuerno de la válvula a ser lavada. 2.3.5 Inyección del solvente dentro del cuerpo de la válvula Se arranca nuevamente la bomba y el solvente es inyectado. Observar el manómetro que la máxima presión de descarga no pase en más de 200 Psig la presión del Gasoducto. 2.3.6 Determinación del volumen de solvente a inyectar Manual de Operación y Mantenimiento



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Página 190 de 236 Como los líquidos más pesados y los sólidos se depositaran en el fondo de las cavidades de la válvula, no será necesario más que llenar esta porción del cuerno de la válvula para el lavado.

En la tabla que sigue se indican las cantidades de solvente a usar para cada lavado a presión de una válvula esclusa. D. N. VALVULA

CANTIDAD DE SOLVENTE

(Pulg)

(galones)

<6

1

6-8

1.5

10-12

3

14-20

5

22-28

8

2.3.7 Lavado a presión y drenado Después de que ha sido inyectado el solvente, se debe drenar la válvula otra vez. Recogiendo todo los líquidos en un recipiente. Este procedimiento se deberá repetir hasta que el líquido drenado tenga apariencia limpia. Como mínimo se requiere 3 lavados a presión.

3.0 DRENADO Y LAVADO DE VÁLVULAS DE BOLA Se estima que casi todas las válvulas de bola tienen el cuerno con una capacidad aproximadamente igual a la mitad de la esclusa. El drenado de las válvulas de bola seguirá el mismo procedimiento delineado en el numeral 2.2. 3.1

Lavado a presión




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Página 191 de 236 El procedimiento de lavado a presión de válvulas de bola por inyección con solvente es básicamente igual al de válvulas de cortina (ver sección 2.3). Sin embargo, se debe tomar nota de los siguientes puntos:

3.1.3 Determinación del volumen de solvente a inyectar En atención a que la capacidad del cuerno de las válvulas de bola es un tanto menor a los de esclusa, tenemos:

D. N. VALVULA

CANTIDAD DE SOLVENTE

(Pulg)

(galones)

<6

0,5

6-8

1

10-12

2

14-20

3

22-28

5

2.3.1 Conexión a la válvula a ser lavada En caso que una Válvula de Bola podría tener dos guarniciones de drenaje, se drenara la válvula desde una guarnición y por la otra guarnición se inyectara el solvente.

4.0

EQUIPOS Y MATERIALES NECESARIOS Manual de Operación y Mantenimiento



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4.1

Materiales de Conexión • Mangueras de alta presión. • Manguera para la succión de bomba. • Repuestos de tapas y guarniciones de drenaje. • Accesorios menores, reductores, válvulas, etc. para acoplar las mangueras o la bomba a las guarniciones. • Adaptadores de lubricación para acoplar la manguera al venteo o drenaje.

4.2

Equipos y Herramientas • Herramienta despresurizadora. • Equipo para lubricar las válvulas. o

Bomba para líquidos de alta presión. Esta debe tener válvula de seguridad para alivio en

el lado de la descarga cuyo caudal sea acorde a la capacidad de la bomba.

El ajuste de las presiones de alivio será como sigue:




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CLASES DE VALVULAS

AJUSTE DE ALIVIO

ANSI 300

700 Psig

ANSI 600

1400 Psig

ANSI 900

2000 Psig

ANSI 1500

3500 Psig

ANSI 2500

5000 Psig

- Recipiente cuya capacidad sea aproximadamente igual o mayor al volumen a inyectar. - Colectores aprobados y debidamente identificados (marcados).

4.0

5.0

INSUMOS -

Lubricante de válvulas.

-

Diesel u otro solvente para lavado.

MANEJO DE LIQUIDOS Se seguirá el siguiente procedimiento:

5.1

Recipiente y Leyendas

Todos los líquidos drenados desde la válvula serán almacenados en cilindros que estén en buenas condiciones. Cada cilindro será marcado con membrete de “inflamable” y en la parte lateral del cilindro “Liquido del Gasoducto” con fines de identificación. Manual de Operación y Mantenimiento



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Página 194 de 236 6.0 RESPONSABILIDADES Este procedimiento será implementado por el Superintendente de Operaciones del gasoducto quien designara a otros funcionarios su cumplimiento y ejecución.

7.0 INFORMES Cada vez que una válvula principal sea drenada y lavada a presión , sus datos y resultados deberán ser documentados y reportados al Superintendente de Operaciones en los formatos preparados por la empresa tales como Drenaje y Limpieza de Válvulas en Servicio y Requisición de materiales.

8.0 FORMULARIOS Se emplearan los siguientes formatos a ser elaborados en operaciones: Formato N° 017

Drenaje y Limpieza de Válvulas en Servicio.

Formato N° 018

Requisito de Materiales




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PROCEDIMIENTO N° 16 OPERACION Y MANTENIMIENTO DEL SISTEMA SCADA




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CONTENIDO

1. DESCRIPCIÓN GENERAL DEL SISTEMA

3

2.

DESCRIPCIÓN DE LOS PROCESOS

4

2.1

Estación Paita

5

2.2

Estación Olympic

7

2.3

Estaciones Terminales

3. CONTROLADOR DE PROCESO

7 7

3.1

Control y Regulación de Presiones

8

3.2

Contabilización del Flujo

8

4. VENTAJAS DEL SISTEMA

8

5. MANTENIMIENTO DEL SISTEMA

9

5.1

Mantenimiento Semestral

9

5.2

Mantenimiento Anual

10

5.3

Diagnostico de Errores

10




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1. DESCRIPCIÓN GENERAL DEL SISTEMA AutoMATE es una marca registrada por la compañía Flow Automation Inc. que corresponde a un sistema completamente integrado con una estructura de base de datos global, basada en una nueva tecnología que incluye inicialmente con: •

Dos microprocesadores AutoMATE Intel 80C188EB, con EPROM y RAM de 128

Kbyte, expandible a 512 kbytes, con 7 canales analógicos de entrada, con 2 puertos de comunicaciones tipo RS -232b (local y externo), con pantalla LCD y 2 salidas. • Un microprocesador AutoPILOT Intel 80C188EB con memoria EPROM de 128 kbytes, expandible a 512 kbytes en el RAM, con 3 canales analógicos de entrada (Presión, diferencia de presión y flujo) con 2 puertos de comunicaciones tipo RS -232, con pantalla LCD. • Transmisores remotos AutoMITTER, son unidades de interfases completas para medidas de flujo de gas empleando plato de orificio. Estas unidades proporcionan la presión estática, la presión diferencial y temperatura del medidor de flujo. La unidad es ligera y puede montarse directamente en el soporte del plato del orificio. Tienen una interfaz del tipo RS-485 que puede conectarse directamente al computador (Laptop), AutoMATE o del AutoPILOT. • Receptores AutoWAVE, con interfase para conectar la antena

de radio con las

Microcomputadoras ubicadas a distancia, cono es el caso del Centro de Control en Estación Paita. Manual de Operación y Mantenimiento



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Página 198 de 236 • Microcomputadoras portátiles Laptop , con servidor dentro de la plataforma Windows de Microsoft, para obtener muestreos dinámicos de datos , alarmas ,interfases hombremaquinas, eventos , históricos y funciones de reporte. • Antenas de radio en cada estación. • Herramientas orientadas a objetos para una rápida y fácil construcción de estrategias y algoritmos de control que pueden ser re utilizables. • Fuentes de Energía Solar de 12 voltios en cada Estación. El Sistema AutoMATE provee un alto nivel de desempeño, flexibilidad y facilidad de uso, porque permite aprovechar el rendimiento, la potencia de Windows y la comodidad de su hardware sin sacrificar la funcionalidad y la inter operatividad de los sistemas. El control integrado, se logra a través de una arquitectura simple e integrada lo cual reduce la complejidad y asegura una rápida implementación, una fácil operación y la integridad de la data de producción de campo. La arquitectura del sistema se puede inicia con procesos pequeños y permite el crecimiento del sistema en función de las necesidades, mediante un único sistema de control, de igual forma proporcionar interface con otros controladores de terceros, como Honeywell, Allen Bradley, Siemens, Modicom, etc, por sus características abiertas y transparentes para la integración en el ámbito, petrolero y gasífero.

2. DESCRIPCIÓN DE LOS PROCESOS El Sistema SCADA implementando, tiene la arquitectura DSA ( Distributed Server Architecture) y está conformado por dos servidores Auto MATE de Proceso que están ubicadas en las Estaciones de Paita y pesquero; y un servidor AutoPILOT en la estación OLYMPIC, que a través de sus respectivos controladores de proceso , nos permiten efectuar el control integral de su propia estación. El Centro de control de Operaciones es Base Paita, ubicada en la misma Estación Paita. La Estación Paita es el punto de Fiscalización de la Producción que a través de su red local recibe funciones operatrices y de visualización de procesos a una PLC ubicada en el AutoMATE de la misma

Estación.

Las Estaciones Tierra Colorada y Complejo Pesquero, trasladan las funciones operatrices y de visualización a una base ubicada en Estación Paita. Manual de Operación y Mantenimiento



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Página 199 de 236 Desde el centro de control de Estación Paita se tendrá el control de la información de los servidores de Estación tierra Colorada y Complejo Pesquero. Diariamente y cada vez que se requiera la información registrada en las estaciones mencionadas serán recolectadas a través de la microcomputadoras portátiles (Laptop), cuya información será almacenada y analizada en el Centro de Control de Estación Paita. También en el futuro, por medio del manejo de cuatro puertos de comunicación serial hará la recolección de datos o las acciones de control pertinente a las Estaciones Cético. Toda la data de los procesos y las acciones de control inherentes al sistema estarán visibles en la PC del centro de control de Estación Paita. La visibilidad de la data también estará disponible a otros accesos remotos a través de una laptop o PC instalada con el sistema receptor integrado por el autoWAVE, Los microprocesadores AutoMATE y AutoPILOT son los núcleos del sistema y cumple tres funciones básicas: Comunicación hacia los controladores, estación de trabajo y/o operar y manipular la base de datos en tiempo real. La información de los procesos se concentra y se coordina a través del servidor para que sea de fácil acceso a los ingenieros de proceso, operadores y a los sistemas de información superiores, para implementación de programas avanzados de control, como el control de fugas, control de inventarios, control de activos etc. Igualmente la información está disponible para compartirla con cualquier base de datos compatibles con Microsoft. Cada estación tiene una filosofía de trabajo autónoma, pero se podrá hacer acciones de control también desde el centro de control de Estación Paita vía radial o telefónica. Para lograr la autonomía local deseada, cada estación cuenta además del sistema de supervisión, con tablero de comando de operación local manual en el campo (Apertura o Cierre Válvulas en remoto o desde el tablero o desde la propia válvula de seguridad a través del sistema neumático). Sin embargo el sistema está preparado para incrementar la redundancia de control tanto en el controlador como en el servidor, minimizando los puntos de ruptura o falla del sistema y agregando la redundancia que se desea, por ejemplo en el servidor o en el controlador de Paita se lograra una autonomía total del sistema próximamente. Las estaciones que poseen AutoMATE, permitirán la operación y el desplegado de las pantallas para: •

Diagnósticos y reportes estándares.

•

Resumen de alarmas y eventos. Manual de Operación y Mantenimiento



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Grupos de operación y pantalla de tendencias o gráficos de corrida.

2.1.1 Centro de Control de Estación Piura. Por ubicación geográfica y facilidades existentes, en este centro de control estará ubicada la estación máster de control del sistema SCADA la cual posee el siguiente equipamiento: • Un microprocesador Studio WORD con capacidad de 80 GB • Una unidad de interface AutoWAVE. • Antena de radio. • Sistema de energía publica de Paita. • Estarán bajo su responsabilidad directa los siguientes algoritmos de control: o

Verificación de la apertura o cierre de las válvulas de seguridad de las estaciones

o

Información de la presión de entrada de las Estaciones Paita, Complejo Pesquero y Tierra Colorada. •

Información de la presión de salida para las Estaciones anteriormente mencionadas y posteriormente Céticos.

•

Información de la medición del flujo de llegada a las estaciones.

•

Información de la temperatura de operación (del gas) de las estaciones.

•

Balance total del volumen transportado.

•

Verificación de los valores de los transmisores por contraste matemático.

•

Información del análisis cromatografico del gas, alarmas y otros que puedan ser integrado.

•

Control de requerimiento de volúmenes requeridos por las extensiones de los ductos principales.

2.2

•

Control de seguimiento de chancho.

•

Control de inyección del odorizante Etil Mercaptano.

•

Control de condiciones de filtro de alta y baja presión. Estación Paita Manual de Operación y Mantenimiento



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Página 201 de 236 Por ubicación geográfica y facilidades de campo existentes, en esta estación estará ubicada el punto de fiscalización de la producción y posee el siguiente equipamiento: •

Un microprocesador AutoMATE.

•

Una unidad Interface AutoMITTER.

•

Cromatografo Daniel 2350.

•

Antena de radio.

•

Sistema de energía solar de 12 VDC.

Estarán bajo su responsabilidad directa los siguientes algoritmos de control: •

Verificación de la apertura y cierre de válvulas de seguridad de la estación VS-1

•

Control de presión descarga de la estación.

•

Medición de flujo de llegada a la estación.

•

Totalización del volumen totalmente transportado (valido contractualmente para Perupetro).

•

Análisis cromatografico del gas, alarmas y otros que pueden ser integrados.

Para un control amigable se piensa habilitar sinópticos o pantallas (de visualización de procesos). De la estación y del sistema.

2.3

Estación Olympic Esta será la locación inicial del sistema SCADA. Poseerá el siguiente equipamiento: •

Un procesador AutoPILOT scada server.

•

Antena de radio.

•

Sistema de energía solar de 12 Vdc.

Estarán bajo su responsabilidad directa los siguientes algoritmos de control: •

Verificación de la apertura o cierre de la Válvula de Seguridad de la estación.

•

Control de la presión de salida de estación. Manual de Operación y Mantenimiento



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Medición del flujo de llegada a la estación.

•

Medición de la temperatura en el medidor de flujo.

Se habilitaran sinópticos o pantallas de visualización de procesos de la estación.

2.4

Estaciones Terminales Las estaciones Complejo Pesquero, Tierra Colorada y Céticos (Futuro) serán terminales del sistema SCADA y poseerán el siguiente equipamiento: •

Un microprocesador AutoMATE

•

Transmisor AutoMITTER.

•

Antena de radio.

•

Sistema de energía solar de 12 Vdc. Estarán bajo su responsabilidad los siguientes algoritmos de control:

•

Verificación de la apertura o cierre de la Válvula de Seguridad de la estación o extensión

•

Control de la presión de salida de estación.

•

Control de presión de despacho o extensiones de entrega a clientes

•

Reportes de flujo de despacho.

3. CONTROLADOR DE PROCESOS El control de procesos se efectuara en cada controlador, con el procesador de control, que es un modulo ensamblado con un procesador de las siguientes características: •

Microprocesador

•

EPROM

128 kbytes, expandible a 512 kbytes.

•

RAM

128 kbytes, expandible a 512 kbytes.

•

Entradas analógicas

7 canales de entrada, 0.5 Vdc, transductor de

Intel 80C188EB

Potencia. Manual de Operación y Mantenimiento



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Convertidor AC/DC

16 Bit ADC, 4 canales de monitoreo

interno. •

Ingreso directo de pulsos

dos contactores de ingresos de pulsos.

•

Salidas discretas

2 salidas abiertas MOSFET en los rangos

de +30 Vdc max a 250 mA. +16Vdc max a 500 mA. +10 Vdc max a 1000 mA. •

Puertos de comunicación

2 RS-232 compatible.

•

Display

4 líneas, 16 caracteres LCD.

Las estrategias de control de procesos que serán visualizadas en tiempo real en las PC supervisoras y en la del operador son las siguientes: 3.1 Controlador y Regulación de Presiones. Se realiza a través de un lazo de control PID, entre una válvula de control de presión modulante y un transmisor de presión ubicado después de la válvula de control. 3.2

Contabilización del Flujo

La cual se logra con la lectura del flujo instantáneo en los puntos de medición, así como la lectura de la temperatura instantánea su compensación correspondiente. El cálculo del volumen es efectuado por algoritmos de cálculos prefijados para gas natural. Con el registro instantáneo de los volúmenes de gas se puede hacer un balance de presiones y flujos para obtener una alerta inicial de posibles fugas o pérdidas. 4.0

Ventajas del Sistema.

Los sistemas SCADA, es una tecnología de supervisión, control ya adquisición de de datos de los procesos cuya característica principal es la de efectuar control y/o supervisión de equipos ubicados en diferentes localidades, pudiendo ser locaciones ubicadas a larga distancia entre sí. Manual de Operación y Mantenimiento



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La supervisión, el control y la adquisición de datos involucra muchos subsistemas, por ejemplo la adquisición de datos puede estar a cargo de un PLC (controlador lógico programable) o de un controlador de procesos, el que además de tomar la data para enviarla a otras estaciones remotas, efectúan sobre el proceso mismo funciones de control o en la estación remota a través de una computadora efectuar las mismas funciones de control y supervisión o monitoreo de los datos remitidos.

•

Las funciones indicadas anteriormente permite realizar acciones sin la ayuda de la persona humana, la cual es muy propensa a la realización de errores que pueden comprometer seriamente las instalaciones o el medio ambiente. Como los sistemas modernos de supervisión, control de adquisición de datos, han sufrido una transformación acorde a los avances tecnológicos, llegando a estados de arte de la aplicación de la tecnología, desplazando la hegemonía que tenían las grandes computadores para realizar los scada.

•

Los sistemas de control avanzado permiten que la data de campo se integre con los sistemas comerciales de la empresa (ejemplo: control de activos), a través del manejo de bases de datos inter-operables. El almacenamiento en gran volumen de la data permiten la investigación y el análisis avanzado de datos, como por ejemplo el control estadísticos de procesos. Herramientas que nos permite predecir futuros eventos.

5.0

MANTENIMIENTO DEL SISTEMA

A los sistemas se le debe proporcionar un mantenimiento mínimo, así por ejemplo al sistema de supervisión se le debe verificar la capacidad del disco duro de la PC y podemos definirlo como un mantenimiento preventivo del software en forma semestral, el cual estará dirigido a la PC que contiene el software supervisor y que consiste en efectuar los Back-Up correspondientes según a los estándares normales y a la limpieza interna-hardware de la PC 5.1

Mantenimiento Semestral

Según los procedimientos de los fabricantes de la PC. Igualmente al sistema de control y comando se le debe proporcionar también un mantenimiento mínimo, como son las limpiezas periódicas d superficies y de inspecciones oculares, pero que podemos definirlo en mantenimiento preventivo semestral y mantenimiento anual. El mantenimiento semestral será dirigido a todos los instrumentos de medición de campo, como son los detectores, transmisores de señales de presión, nivel, flujo etc. El mantenimiento anual estará dirigido a los equipos de panel propiamente dicho, PLC, monitor, relees y borneras.




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Página 205 de 236 La severidad del mantenimiento va a depender de la ubicación y de las condiciones ambientales en las que se encuentran los equipos, pero en general una buena limpieza exterior para quitar el polvo ayudara en mucho para el buen funcionamiento y conservación de los mismos. Consiste en las siguientes acciones: •

Verificación e inspección de conexiones y posicionamiento de los switches de nivel. Se debe inspeccionar para detectar posibles fugas o desalineamientos.

• 5.2

Verificación de la capacidad del disco duro de la PC supervisora. Mantenimiento Anual

Deberá efectuarse las siguientes acciones: •

Limpieza de borneras del tablero y verificación de que no existan cables flojos o sueltos.

5.3

•

Verificación de los valores de monitoreo y de los mensajes del operador interfase.

•

Verificación de los valores de los transmisores, por contraste matemático.

Diagnostico de errores. Los errores que puede presentar el sistema es de dos tipos: errores físicos y de ejecución. Los errores físicos están ligados al hardware del sistema como son malas conexiones, mal funcionamiento de los transmisores, circuitos abiertos etc. Pueden ser detectados con mucha facilidad, si inspeccionamos los planos y las condiciones de error de ejecución del PLC o del monitor con esto queremos decir que si el PLC no indica ninguna condición de error y si no activa ninguna válvula se debe verificar el estado de la válvula de seguridad con su remoto y luego las condiciones físicas. Los errores de ejecución, están referidos a las fallas que le PLC o el monitor puedan tener los cuales pueden ser informados por los propios equipos. Veamos los siguientes casos probables que puedan darse con los equipos: 1. PLC no entra en funcionamiento, foco de indicación PLC-ON está apagado •

Verifique si foco indicador PLC-ON, está en buenas condiciones. Manual de Operación y Mantenimiento



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Verifique que 12 Vdc de la fuente, este dentro de los valores especificados.

•

Verificación que PLC se encuentre en estado EX.

2. Errores detectados por CPU y/o la PLC. Los errores específicos se encuentran en el manual del fabricante. 3. Para mayores detalles deberá consultarse con los manuales de FLOW AUTOMATION Inc.

PROCEDIMIENTO N° 17 Manual de Operación y Mantenimiento



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MANTENIMIENTO DEL SISTEMA DE PROTECCION CATODICA

CONTENIDO

1. INTRODUCCION

3

1.1 Objetivo General

3

1.2 Áreas a Proteger

3

1.3 Antecedentes

3

2. CRITERIOS DE PROTECCION

3

3. OPERACIÓN DEL SISTEMA

5

4. MANTENIMIENTO DEL SISTEMA

5

4.1 Mantenimiento Preventivo al Sistema de Protección Catódica

6

4.2 Recolección de Datos en el Campo

6




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REPONSABILIDADES

7

6.

INFORMES

7

7.

FORMULARIOS

7

1. INTRODUCCION 1.1 Objetivo General Dado que los gasoductos enterrados constituyen importantes inversiones que se deben mantener adecuadamente, el cuidado y mantenimientos de estos es el capitulo mas importante en cuanto al control y protección contra la corrosión, objetivo que se logra con la aplicación de un método adecuado para este fin. Para lograr este objetivo se ha instalado un sistema de Protección Catódica por Ánodos de Sacrificio para los tramos del sistema de Recolección Principal, Ducto Principal y extensiones del Gasoducto Paita que brinda protección contra la corrosión a los ductos por un periodo de vida útil de 20 años; siendo repotenciado luego de su evaluación según su condición física. Manual de Operación y Mantenimiento



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Página 209 de 236 1.2 Áreas a proteger El área a proteger será el 100% de las estructuras enterradas. 1.3 Antecedentes Las tuberías de acero, enterradas o sumergidas están sumergidas a un proceso de deterioro por corrosión que depende de la agresividad del electrolito compuesto de tierra y agua. La corrosión se puede manifestar en forma generalizada, propia de estructuras en superficie o en forma de picaduras propias de las estructuras enterradas o sumergidas. La corrosión en tuberías que transportan gas, sobre todo a altas presiones es muy crítica desde que cualquier fuga puede ocasionar una condición insegura ya que al mezclarse con ciertas cantidades de oxigeno del aire forman mezclas altamente explosivas, que ante la presencia de cualquier chispa pueden ocasionar explosiones que dañarían la infraestructura del gasoducto, poniendo en riesgo vidas humanas e infraestructura propias y ajenas. Es por este motivo que el presente proyecto considera el empleo de los métodos más modernos para controlar la corrosión en cualquiera de sus formas de tal manera de lograr la total seguridad del proyecto durante toda su vida productiva.

2. CRITERIOS DE PROTECCIÓN. La corrosión interior está totalmente controlada desde que los análisis de las muestras de gas, obtenidas durante las etapas de exploración, indican que reservorios a explotar contienen un gas totalmente dulce o sea sin presencia de H2S. Si en los futuros pozos a explotar se detectara la presencia de gas acido es decir con presencia de H2S, se emplearían modernas técnicas de eliminación de este acido con tratadores que tienen como base los secuestrantes de H2S, lo que nos garantizara la eliminación de cualquier tipo de corrosión interior. La corrosión exterior se minimiza o elimina con una adecuada combinación de recubrimientos y protección catódica. El sistema de recubrimientos conforman la principal protección contra la corrosión de afectan a las tuberías enterradas o sumergidas dado que Manual de Operación y Mantenimiento



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Página 210 de 236 ningún tipo de recubrimiento es totalmente impermeable e indestructible con el tiempo, se debe complementar a este con un sistema adecuado de protección catódica, que cubra la superficie de la tubería donde el recubrimiento sufra deterioro ya sea durante su instalación o durante su vida operativa. El recubrimiento seleccionado está de acuerdo a la agresividad del terreno donde será enterrada la tubería y a la vida operativa del proyecto. El recubrimiento considerado es un recubrimiento de alto espesor de POLYURENATO aplicado en planta denominado frecuentemente como EFB (fusión Bonded Epoy). La protección catódica también será de acuerdo a la agresividad del terreno y a la calidad del recubrimiento seleccionado, esta agresividad será determinada mediante un estudio de toma de resistividad del terreno a todo lo largo de la ruta donde ha sido enterrada la tubería. Entre los sistemas de protección catódica a considerar, tenemos los sistemas de ánodos de sacrificio y de corriente impresa que se consideran los más adecuados para trabajar en terrenos secos y de altas resistividades. Considerando que las áreas a proteger, se instalaran en un medio relativamente homogéneo, en Referencia a : resistividades obtenidas al mínimo deterioro general del revestimiento que se le colocara y a las estructuras cercanas a la tubería a proteger que no poseen ningún tipo de sistema de protección catódica , que puedan causar interferencias al sistema y por último a la vida útil requerida del sistema que inicialmente es de

20 años, se ha

determinado utilizar un sistema de ánodos de sacrificio ya que técnica y económicamente es lo más recomendable para tuberías de grandes longitudes y para vidas operativas largas que presentan altas resistividades en la mayor parte de su recorrido , situación que favorece a la operación y es de fácil mantenimiento. Todos estos aspectos han sido completados teniendo en cuenta los requerimientos y recomendaciones establecidas por la NACE en la norma estándar RPO1-69 (revisión 1996). El sistema seleccionado de ánodos d sacrificio será aplicado a todo lo largo dl recorrido de la tubería enterrada, desde los ductos de salida de los pozos de producción hasta los ductos finales del gasoducto.




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Página 211 de 236 3. OPERACIÓN DEL SISTEMA Antes de iniciar la operación del gasoducto se realizara la lectura de potenciales en los puntos determinados o registros de potenciales y se reportaran como iníciales. Una vez iniciada la operación se realizara nuevamente la lectura de potenciales en los mismos puntos que se tomaron inicialmente y se reportaran como finales de tal manera que se pueda establecer los potenciales tubo- suelo con relación al electrodo. Las mediciones de potenciales

se efectuaran con un multímetro Fluke

o similar

caracterizado por sus alta impedancia (10 Megahoms) y con un electrodo de referencia Cobre / Sulfato de Cobre (suelo). Estas mediciones de potenciales se realizaran, tratando de obtener el potencial mínimo de protección de – 850 mv en posición “on” de acuerdo a la norma NACE RP 01-69 Rev. 96 que establece los diversos criterios de protección contra la corrosión al aplicar el método de protección catódica. Se tendrá en cuenta cualquiera de los criterios de protección siguiente: a)

Un potencial negativo (catódico) no menor de 0.85 voltios o 850 mv entre la estructura y un electrodo de referencia Cu/ CuSO 4 contactando el electrolito en este caso en el suelo.

b)

Al aplicar la corriente protectora deberá existir una diferencia mínima de cambio de voltaje negativo (catódico) de 300 mv , para lograr la protección adecuada , es decir tomando potenciales en “OFF” y luego en “ON”

4.

MANTENIMIENTO Se deberá efectuar un adecuado mantenimiento al sistema tomando potenciales luego de una semana

iniciada la operación del sistema de protección. Si la lectura de potencial se

encuentra entre – 850 m V vs Cu/ CuSO4 el valor es conforme. Un potencial negativo mayor

a- 1100 Mv

requiere insertar una resistencia,

reemplazando el puente eléctrico en el panel de terminales de una estación de prueba con un valor que reduzca el potencial aproximadamente en - 1000 Mv .La resistencia debe ser material NiCr , alambre de o.05 mm, enrollado como resorte , también la resistividad del suelo debe tener un valor de 1 a 5 Ohm . Si se encuentra un potencial negativo menor de -850 mV, se deberá proceder a instalar un cable adicional del mismo tipo, en cantidad a ser definida por el especialista de Olympic. Manual de Operación y Mantenimiento



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Página 212 de 236 Posteriormente se deberán tomar los potenciales por lo menos una vez cada seis meses para controlar y analizar la evolución de los potenciales de protección. Paralelamente se deberá vigilar el funcionamiento de las bridas aislantes, “Grounding Cell” (celdas a tierra de zinc) y los buzones para registro de potenciales. 4.1 Mantenimiento Preventivo al Sistema de Protección Catódica El

personal

especializado

del

Departamento

de

Mantenimiento

deberá

hacer

verificaciones periódicas en el campo de acuerdo al detalle de actividades que a continuación se recomiendan: 4.1.1

Control Mensual •

Lectura de potencial de las estructuras en los puntos definidos en el primer año (los años siguientes este control será trimestral).

4.1.2

Control Semestral •

4.1.3

4.1.4

Inspección de las conexiones del cable a la estructura.

Control Anual •

Lectura de potencial de las estructuras en los puntos definidos.

•

Chequeo general de las instalaciones del sistema de protección catódica.

•

Inspección de los ánodos.

Control Eventual •

Inspección de los ánodos.

•

Inspección al sistema de protección catódica.

4.2 Recolección de Datos en el Campo a) En forma simultánea a las visitas de verificación de la efectividad de la protección , es recomendable efectuar anualmente la recolección de la siguiente información : b) Excavación o destapado de 3 metros de tubería para extraer el revestimiento en todo su circunferencia. Luego cepillar y limpiar para determinar su condición y reportar. Esta se hará en determinados puntos seleccionados. Con el propósito de recolectar datos para fines de inversión. c) Mediciones de la resistividad del suelo a lo largo del ducto. Remarcando la ubicación o progresiva, color y tipo de suelo, regularidad del terreno, si es quebrado o pantanoso. Manual de Operación y Mantenimiento



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Página 213 de 236 d) Determinar del pH del suelo de las aguas que se drenan, quebradas que cruza, etc. Utilizando Peachimetros de papel (Hydrion o smilar ) Toda la información así obtenida, luego de ser constatada y compatibilizada con los historiales servirá para las acciones correctivas o de mitigación y de algunos para la adecuación de sistemas instalados o finalmente para el diseño de nuevas instalaciones de protección catódica.

5.

RESPONSABILIDADES El Superintendente de Operaciones en coordinación con la Superintendencia de

Mantenimiento será responsable de decidir las políticas preventivas y correctivas sobre la performance de todo el sistema de protección catódica. Así mismo, mantendrá el historial de registro y las conclusiones obtenidas. En los puntos donde no hubieran sido instalados postes de prueba electrolítica, el personal especializado de Mantenimiento en corrosión hará uso de electrodos compatibles, para determinar la diferencia de potencial tubería / suelo. Los que se consideraran adecuados si están alrededor de – 850 mili voltios.

6. INFORMES El especialista de mantenimiento en corrosión elaborara informes de: •

Resultados de mediciones y conclusiones obtenidas.

•

Localización de los principales equipos (con sus características) instalados a lo largo de la red de ductos, reportando los cambios y alteraciones sucedidas.

•

Reportara el efecto de los trabajos correctivos sobre el potencial. Así mismo, será obligación del Superintendente de Mantenimiento el cuidado de los

instrumentos y equipos especiales de medición de circuitos.

7. FORMULARIOS El más importante es el de “Condicion de la Tuberia “, que debe ser preparado por el especialista en corrosión del departamento de mantenimiento: Otros formularios que reflejen Manual de Operación y Mantenimiento



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Página 214 de 236 lo exigido en el mantenimiento y recolección de datos en el campo y que sean necesarios serán diseñados o implementados por el Superintendente de Mantenimiento.




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PROGRAMA DE MANTENIMIENTO PREVENTIVO

CONTENIDO 1.

OBJETIVO………………………………………..……………………………………………3

2. CONTROLES PERIODICOS……………………..…………………………………………..3




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1. OBJETIVO Ejecutar un mantenimiento preventivo de los principales equipos y sistemas del gasoducto para garantizar una operación continua y segura.

2. CONTROLES PERIÓDICOS En la siguiente tabla se especifica la frecuencia con la que se controlaran los principales equipos e instrumentos de las instalaciones del Gasoducto Paita para mantenerlos eficientes: Manual de Operación y Mantenimiento



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CONTROLADORES E INSTRUMENTOS

FRECUENCIA

Todas las válvulas manuales (abrir/cerrar),se Cada 6 meses Controlaran para evitar que se bloqueen. Reguladores de presión

Calibración cada 6 meses

Transmisores de presión

Cada 6 meses

Transmisor de caudal

Cada 6 meses

Indicador de caudal

Cada 6 meses

Todos los instrumentos eléctricos como

Calibración cada 6 meses

Transmisores, reguladores, válvulas neumáticas Todos los manómetros

Cada mes

Los niveles manuales y automáticos

Cada 6 meses

Todos los motores y bombas

Ponerlos en función cada mes

Compresores(futuros)

No Aplica

Filtros separadores

Cada mes

Sistema de tratamiento con Glycol

No Aplica

Sistema de odorizacion

Cada 6 meses

Válvula de seguridad

Hacerle mantenimiento cada año

Válvula de alivio

Hacerle mantenimiento cada año

Limpieza con el chancho

De acuerdo al programa anual de Operaciones.




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La Superintendencia de Mantenimiento consolidara el presente programa al iniciarse la operación del gasoducto y se ajustara anualmente.




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FORMATOS




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OLYMPICPERU INC. SUCURSAL DEL PERU

Proyecto : Manual de Operación y Mantenimiento, Lote XIII-B Ubicación: Lote XIII-B, Prov. Paita - Piura

Título : Revisión Mantenimiento Doc. N°: 36

Etapa: Final

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Manual

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FORMATOS A APLICARSE EN LAS LABORES DE OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO DEL GASODUCTO PAITA. Descripción

Formato N°

Informe sobre ruptura de ducto

OLY-001

Informe sobre perdida de gas

OLY-001

Informe sobre daños al ducto

OLY-001

Informe sobre reparaciones de ducto

OLY-001

Informe de Válvulas de Seguridad

OLY-002

Informe de Válvulas de Alivio

OLY-002

Informe sobre ducto destapado

OLY-003

Informe sobre paro del gasoducto

OLY-004

Informe sobre venteo de ducto

OLY-005

Informe sobre fugas y filtraciones de gas

OLY-006

Informe sobre construcciones adyacentes

OLY-007

Informe sobre patrullaje

OLY-008

Informe sobre ubicación del ducto para terceros

OLY-009

Informe sobre volúmenes de perdidas y venteos de gas

OLY-010

Nota: Las superintendencias de Operaciones y Mantenimientos elaboraran los formatos necesarios para el normal desarrollo de sus actividades, así como revisaran los presentes.





Etapa: Final

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operación

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Rev.: 2

Página 222 de 236

INFORME SOBRE ROTURAS, PERDIDAS, DAÑOS Y REPARACIONES DE LINEAS Formato N° OLY-001 Pág. 1 de 2 Reporte N° _____ Fecha del Informe __________________ División ___________________________ Reporte de: ____ ( ) Rotura ( ) Perdida ( ) Daños ( ) Reparaciones Orden de Trabajo N°____ Diámetro: Nombre del Tramo: Progresiva (Km): Estación de Inspección: Plano u hoja de ruta o Alineamiento N°





Etapa: Final

Fecha: Marzo 2011

del

Manual

de

operación

y

Rev.: 2

Página 223 de 236 DATOS DE UBICACION

DATOS SOBRE DEFECTOS

Nombre y dirección del propietario del terreno adyacente: Caída de presión in situ Desde: Hasta: Hora: am/pm Psig Psig Reportado: Fecha: Por: A: am/pm Notificado: am/pm Fecha: Por: A: La cuadrilla am La línea fue Fecha: Se termino am Fecha: Llego pm am El venteo pm Asilada pm Informe de referencia Insp. Línea Rotura Línea Otro: Fecha se detecto Detectado por: Circunstancias en que se detecto Tipo de defecto : ( ) Rotura ( ) Perdida ( ) Daño ( ) Otro Causal Aparente: ( ) Corrosión ( ) Daño Externo ( ) Daño de Construcción ( ) Falla de Material Defecto en: ( ) Pared ( ) Soldadura ( ) Costura ( ) Accesorio ( ) Brida ( ) Válvula ( ) Otro Descripción del defecto: Piting/ranura más profunda: Defecto de especificación del material: Año instalado: Presión en lugar afectado: MPO de sección afectada: Condiciones atmosféricas: Temp. Ambiente Ocurrió incendio/explosión Ubicación ( ) Sobre suelo ( ) Bajo Espesor tapado: Tipo suelo: suelo Tubería /componente: ( ) revestido ( )desnudo Condición Catódicamente protegido? ( ) si ( ) no Condición y clase de revestimiento Daños a la propiedad Daños estimado en US$: Tipo y área de terreno Ubicación de clase: Estructura más cercana: Distancia y dirección Camino más próximo: Distancia y dirección:

INFORME SOBRE ROTURAS, PERDIDAS, DAÑOS Y REPARACIONES DE LINEAS Formato N° OLY-001 Pág. 2 de 2 Reporte N° _____ Fecha del Informe __________________ División ___________________________ Reporte de: ____ ( ) Rotura ( ) Perdida ( ) Daños ( ) Reparaciones Orden de Trabajo N°____ Fecha de reparación: Psig Método de reparación: Materiales retirados:

Fue reducida la presión?

Duración de la reparación





Etapa: Final

Fecha: Marzo 2011

del

Manual

de

operación

y

Rev.: 2

Página 224 de 236 DATOS SOBRE REPARACION

Materiales instalados Especificaciones del fabricante: Desde estación verificada: Fue probada previamente? Probada hasta: Psig durante: Tipo de revestimiento empleado: Nombre del soldador

Hasta la estación verificada de: o fue probada para esta instalación? ( ) antes ( ) después ( ) en fabrica horas en la fecha:

SOLDADURA Compañía contratista

END utilizados

Cedula de identidad

Toda la soldadura Insp. visual Probada con END Precalentada Post calentada

Procedimiento de soldadura

Electrodos utilizados: Tubería e instalaciones dañadas Información sobre el personal

ANEXOS

Nombre y dirección de empresa que provoco el daño: Se recibió algún preaviso? Tipo y ubicación del letrero referencial al gasoducto: Otros: Nombre y dirección de terceros: Personal de: La empresa: Adjuntar: fotografías, croquis, dibujos, otros, etc. Observaciones FIRMA

INFORME DE INSPECCION DE VALVULAS DE SEGURIDAD Y ALIVIO Formato N° OLY-002 VALVULA N°

FECHA INSPECCIONADA

TIPO DE SERVICIO

TIPO DE SECCION

RANGO O COLOR DEL RESORTE

CAMBIO DE REPUESTOS





Etapa: Final

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operación

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SI

NO

AJUSTE FINAL DE LA PRESION DE ALIVIO

NO

AJUSTADO

PIADOSCONTROLES DESARMADOS Y LI

DESARME Y LIMPIEZA

PROBADO DE CONTROLES

OTRO

PIPING DEL OPERADOR

UNIDAD N°

ML N°

GAS INICIAL

GAS COMBUSTIBLE

AJUSTADO SI


AÑO


MES

AJUSTE INICIAL DE LA PRESION DE ALIVIO

DIA

ESTACION DE MEDICION

GAS (G) AIRE (A) AGUA (AG)

Página 225 de 236

Nota: (A) En caso de que la válvula debiera activarse ya sea por alta presión o mal funcionamiento Observaciones: __________________________________________ De la válvula, incluir en las observaciones, una frase que describa las condiciones importantes _______________________________________________________ Cauda y corrección de la falla, tiempo fuera de servicio y ubicación de la válvula. _______________________________________________________ _______________________________________________________ (B) Si se reemplaza con una unidad, deberá incluir: (1) Fabricante, (2) Tipo de Servicio (3) Tamaño (4) Modelo o fig. N° (5) Tipo de control, (6) Tipo de sello, (7) Numero de serie (S.N) _______________________________________________________

FIRMA


Proyecto : Manual de Operación y Lote XIII-B OLYMPICPERU INC. Mantenimiento, Ubicación: Lote XIII-B, Prov. Paita SUCURSAL DEL PERU Piura Etapa: Final Proc. N° OLY-16


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Fecha: Marzo 2011

Página : 1 de 260

INFORME SOBRE DUCTO DESTAPADO Formato OLY-003 Se ha encontrado cañería destapada en la localidad de: Descarga de Estación

Nombre del Ducto

Nombre Estación Inicial

Nombre Estación Final

Profundidad de cobertura del ducto

Razón por que la cobertura es > a 0.60 cm

Descripción del área (Terreno, Tipo de suelo, condiciones, etc.)

Otros comentarios:


Proyecto : Manual de Operación y Mantenimiento, Lote OLYMPICPERU INC.XIII-B Ubicación: Lote XIII-B, Prov. Paita - Piura SUCURSAL DEL PERU Etapa: Final


del

Manual

Fecha: Marzo 2011

Página 227 de 236

Preparado por: ____________________________________________________


de




Etapa: Final Proc. N° OLY-16

Fecha: Marzo 2011

del

Manual

de

operación

y


INFORME SOBRE PARO DE GASODUCTO ______ Emergencia _______ Programado

______ ______

N° programado Desactivación

______

Retiro

Formato N° 0LY-004 Pág. 1 de 2

Reporte N° ________Fecha del Informe_______________ División _________________________________ Fecha Inicio Reparación _________Hora _____am/pm Fecha de Finalización de Reparación ___________Hora _______am/pm Descripción del Trabajo o Causales del Paro________________________________________________________________________ ___________________________________________________________________________________________________________ ________________________________________________________________________________________Orden de Trabajo_____ VENTEO DE LINEA Diámetro ________Nombre del Tramo_____________________________________________________________________________ Desde: Localidad___________________________________________________________________________Km_________________ Hasta: Localidad___________________________________________________________________________Km__________________ Fecha del Paro ___________________Presión de la Línea ______________________________Psig Venteado: Km _________Mts____ Diámetro y Numeración Válvulas cerradas Descripción de la Localidad y la Función Hora Cerrado Válvula Fecha ___________________ ________________________________ ___________________ ________ ___________________ ________________________________ ___________________ ________ ___________________ ________________________________ ___________________ ________ Diámetro y Numeración De Válvula de Venteo Ubicación Hora de Inicio de Venteo Hora Finalizo ______________________ __________________________________ _____________________ ______________________ __________________________________ _____________________ _

___________ __________

Datos de Trasvase: Inicio: Fecha ______________ Hora ____________am/pm Psig _____Finalizo: Fecha ________Hora ____am/pm Psig ____________ Compresor Utilizado_______________________________________ Ubicación ___________________________________________ Datos de Venteo de Emergencia: Presión Lanzada hacia: ______________________Desde _______________Psig a __________Psig Hora _________am/pm________ Reportado________________ am/pm Fecha ________Por: ______________A: __________________________________________ Notifico a Despachante __________________ am/pm Fecha_____________ Por___________________ A: ____________________ Estaciones _____________________________________________________ Paro ________________am/pm fecha_____________ Condiciones Climáticas _____________Temperatura _______________ °F Cuadrilla Llego ________ am/pm Fecha _______________





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Página 229 de 236 INFORME SOBRE PARO DE GASODUCTO ______ Emergencia _______Programado

______ ______

N° programado Desactivación

______

Retiro Formato N° 0LY-004 Pág. 2 de 2 PURGA

Fecha: ________ Hora Inicio _____________ am/pm Finalizo _____________________Gravitom. Usad ___si _____no Gas Controlado por: ___ _________ Válvula ___________________________ ______ A ________________________________Psig Abrió _______________________% Durante__________________________ Minutos a Presión Inicial ____________________Psig Purgados por ________________” Válvula de Venteo __________________________A ___________Con Presión Final _______Psig ________________________________________________________________________________________Orden de Trabajo_____ EMPAQUETAMIENTO LINEA ________” Válvula de Venteo _____________________________________cerrada a las ______________am/pm longitud ____Mtos. _________” Tamaño de la línea igualado a presión de__________________ Psig Fecha ________________Hora ___________am/pm Diámetro y Numeración Válvulas Abierta ___________________ ___________________ ___________________

Ubicación y Descripción de Función ________________________________ ________________________________ ________________________________

Hora Apertura Fecha _______________am/pm ________ _______________am/pm ________ _______________am(pm ________

DESACTIVACION / RETIRADO D. N y longitud desactivada_________________________________________________________________________________________: D.N y Longitud Retirada ____________________________________________________________________________________________ D. N. y Longitud Abandonada _______________________________________________________________________________________ El tramo fue llenado con: ______________________________________________________ a Presión de _______________________Psig Método de Sello y Separación _______________________________________________________________________________________ Observaciones: __________________________________________________________________________________________________ ________________________________________________________________________________________________________________ Reps. De Referencia: Perdida de gas __________________Daños y Reparaciones ______________Insp. Del Tubo y su Revestimiento____ Otros ________________________________________________________________________________________ Firmado por _________________________________ ___________________________________________





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Página 230 de 236 INFORME DE VENTEO Formato OLY- 005 Fecha: Tamaño de Línea Válvula de control N° Válvula de salida (100% abierta) N°

Línea: Desde MP: Tamaño Tamaño: Duración del purgado:

Duración de 2 desplazamientos

W.O.: Hasta MP: MP: MP:

Min.

Presión

Psig Duración de 5 desplazamientos Tiempo

Gravedad en venteo

Tiempo

Min. Psig Gravedad en venteo

Presión Tiempo

Gravedad en venteo

Observaciones

-----------------------------Firma





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Página 231 de 236 INFORME DE FUGAS O FILTRACIONES Formato N° OLY- 006 Fecha: ___________ NUMERO DE LINEA

NUMERO DE ESTACION O SECCION

DESDE KM

HASTA KM

NOMBRE DE ESTACION A ESTACION (TRAMO)

Fecha de Registro: ____________________________________

FECHA DE INSPECCION

NUMERO DE FILTRACIONES

CODIGO CLASE

COMENTARIOS

Registrado por: ____________________________________________

________________________________________________________________________________________________________________





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Página 232 de 236 INFORME DE NUEVAS CONSTRUCCIONES ADYACENTES Formato N° OLY 007 Reporte N° ________ ___Reporte sobre viviendas dentro los 200 metros ___Reporte sobre Condominios dentro de los 100 m ___ Reporte otras construcciones a 60 m.

___Reporte Inicial ___Reporte Suplementario N° _____ ___Fecha Reporte Inicial Información sobre Invasión ___ Patrullaje N°_____ Fecha de Informe Oficina Fecha de Inspección Inspector Ducto Diámetro Km Km Ubicación N° de Planos de Ruta y Alineamiento Descripción de la construcción Limites de Construcción Distancias Perpendiculares desde los gasoductos

Nombre del Sector (1) (2) (3)

Dirección respecto a la línea (marcar una) Norte Distancias entre líneas (si fueran más de dos) Espesor de la cobertura de tierra Nombre DUEÑO DE LA PROPIEDAD Dirección CONSTRUCTORA Y/O FIRMA Nombre DE INGENIERIA Dirección PERSONERO NOTIFICADO Nombre SOBRE EL DUCTO Cargo en el Proyecto Avisos y letreros de Prevención Instalados Mapa o Dibujo Nro (Adjunto) Preparado por

____ Otro

Tramo N°

Hasta Mts del tramo Mts del tramo Mts del tramo Sur

Este

La construcción es ocupada por 20 personas o mas durante su uso normal?

Empleador

Fecha de Instalación Superintendente de Operaciones





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Página 233 de 236 INFORME SOBRE PATRULLAJE Y DETECCION DE PÉRDIDAS Formato N° OLY-008 ___DETECCION QUINCENAL DE PERDIDAS-CLASE 1 Y 2 (AREAS) ___PATRULLAJE TERRESTRE EN AREAS CLASE 3 (TRIMESTRAL) AREA____________________ LINEAY HWY OR/R N°/NOMBRE

TAMAÑO LINEA

____PATRULLAJE TERESTRE SEMI-ANUAL-CRUCE DE CARRETERAS ____DETECCION DE PERDIDAS SEMI-ANUAL POR PATRULLAJE TERREST.

FECHA_________ CODIGO DE ESTACION

CLASE

LINEA SECCION (M. P) DE HASTA

SUPERVISADO POR

PERDIDAS

EQUIPO CALIBRACION

RESULTADOS OBSERVACIONES





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Página 234 de 236 FIRMA___________________________________PAGINA__________DE___________


Proyecto : Manual de Operación y Lote XIII-B OLYMPICPERU INC. Mantenimiento, Ubicación: Lote XIII-B, Prov. Paita SUCURSAL DEL PERU Piura Etapa: Final Proc. N° OLY-16


Rev.: 2

Fecha: Marzo 2011

Página : 1 de 260

INFORMACION SOBRE UBICACIÓN DEL GASODUCTO PARA TERCEROS Formato N° OLY -009

Nombre de la persona receptora Fecha/Hora am/pm

Ubicación Oficina Recibido por

Reporte N°

Pedido Recibido ____/____/20 Otros Solicitantes Notificados

Teléfono _________Fax_______ Carta__________ Otro_______ Fecha/Hora

_______ / __________ / 20 : IDENTIFICACION DE TERCEROS Y TRABAJO PROPUESTOS

am / pm

Nombre de la Compañía Dirección___________________________________________________Telefono ___________________ Ciudad ____________________________________________________ Nombre/ Cargo del Solicitante __________________________________ Teléfono __________________ Descripción de la solicitud o trabajo a solicitarse ______________________________________________ Fecha/Hora Iniciación ___________se usaran explosivos? Ubicación del

Estado_______

_____________________________ Ciudad ____________________

Trabajo GASODUCTO O INSTALACION AFECTADA DE LA EMPRESA

Numero de la Instalación ______

Otros____________

Estación Inspeccionada

Km _________________

Descripción de la Afección _____________________________________________________________ INFORME REPORTADO PARA TERCEROS Fecha del Informe_____________ Nombre del Reportador ____________________________________ Informe dado por: ____ Teléfono _____Carta ______Otro

Mapas Entregados

Si_______ No ____N°

Fecha Convenida: ____________________________________________________________________ Fecha propuestas para la demarcación in situ ___________ Fecha de demarcación in situ _____________

Descripción de la demarcación actual ______

Fecha ______ Emisor del Informe________________





Etapa: Final Proc. N° OLY-16

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