ductos

INSTITUTO POLITECNICO NACIONAL ESCUELA SUPERIOR DE INGENIERÍA MECÁNICA Y ELÉCTRICA UNIDAD PROFESIONAL AZCAPOTZALCO

TESIS METODOS DE REHABILITACION DE DEFECTOS EN DUCTO DE TRASPORTE DETECTADOS MEDIANTE HERRAMIENTAS PARA LIMPIEZA O INSPECCION INTERIOR DE DUCTOS

PARA OBTENER EL TITULO DE:

INGENIERO MECANICO

PRESENTA CC. JESUS ALBERTO REYNA CRUZ.

MEXICO, D.F.

2008

INDICE CAPITULO I.- GENERALIDADES

1.1 ESTRUCTURA DE LA EMPRESA 1.1.1 PROPOSITO DE PEMEX 1.2 ORGANIGRAMA DE PGPB 1.2.1 GERENCIA DE MANTENIMIENTO 1.2.1.1 OBJETIVO 1.2.1.2 FUNCIONES 1.3 INTRODUCCION 1.3.1 GAS NATURAL 1.3.1.1 ¿QUE ES EL GAS NATURAL? 1.3.1.2 ¿DONDE SE ENCUENTRA? 1.3.1.3 ¿COMO SE PROCESA? 1.3.1.4 ¿COMO SE TRASNPORTA? 1.3.1.5 VENTAJAS AMBIENTALES AMBIENTALES 1.3.1.6 VENTAJAS ECONOMICAS 1.3.1.7 ¿QUIEN LO USA? 1.3.1.8 ¿COMO SE MIDE? 1.3.1.9 RESERVAS PROBADAS 1.3.2 GAS LP 1.3.2.1 LA INDUSTRIA DEL GAS LICUADO 1.3.2.2 DITRIBUCION Y COMERCIALIZACION COMERCIALIZACION DEL GAS LICUADO 1.3.2.3 CONSUMO DE GAS LICUADO 1.3.2.4 TERMINALES DE DISTRIBUCION DE GAS LICUADO DEL PETROLEO 1.3.3 PETROQUIMICOS BASICOS 1.3.3.1 PETROQUIMICO BASICOS Y AZUFRE 1.3.3.2 ESTRUCTURA DE LA INDUSTRIA 1.3.3.3 COMERCIALIZACION COMERCIALIZACION 1.3.3.4 ¿CUALES SON?, ¿DONDE SE PRODUCEN? Y USOS PRINCIPALES PRINCIPALES 1.3.3.5 AZUFRE 1.3.3.6 COMPLEJOS PROCESADORES PROCESADORES DE GAS

PÁGINAS

1 1 4 5 5 5 6 6 6 7 8 8 9 9 9 10 11 11 11 12 12 13 21 21 22 22 24 24 25

CAPITULO II.- MANTENIMIENTO

2.1 DEFINICION DE MANTENIMIENTO MANTENIMIENTO 2.2 FILOSOFIA DE MANTENIMIENTO MANTENIMIENTO 2.3 DESCRIPCION DEL ESTUDIO DE MANTENIMIENTO MANTENIMIENTO DEL GASODUCTO 2.4 EVOLUCION DE MANTENIMIENTO MANTENIMIENT O 2.5 TIPOS DEL MANTENIMIENTO 2.5.1 SEGÚN EL ESTADO ACTIVO 2.5.1.1 MANTENIMIENTO OPERACIONAL 2.5.1.2 MANTENIMIENTO MANTENIMIENTO MAYOR 2.5.2 SEGÚN LAS ACTIVIDADES REALIZADAS 2.5.2.1 MANTENIMIENTO MANTENIMIENTO PROACTIVO 2.5.2.2 MANTENIMIENTO MANTENIMIENTO PREDICTIVO 2.5.2.3 MANTENIMIENTO MANTENIMIENTO PREVENTIVO 2.5.2.4 MANTENIMIENTO MANTENIMIENTO CORRECTIVO 2.5.2.5 MANTENIMIENTO MANTENIMIENTO PROGRAMADO 2.5.2.6 MANTENIMIENTO MANTENIMIENTO RUTINARIO 2.5.2.7 MANTENIMIENTO MANTENIMIENTO POR AVERIAS 2.6 BENEFICIOS OBTENIDOS POR EL MANTENIMINTO MANTENIMINTO 2.7 COSTOS RELACIONADOS AL MANTENIMIENTO MANTENIMIENTO 2.8 ESTRATEGIAS DE MANTENIMIENTO MANTENIMIENT O TAREAS Y PLANES 2.8.1 TAREAS DE MANTENIMIENTO MANTENIMIENT O 2.8.1.1 TAREAS A CONDICION 2.8.1.2 TAREAS CICLICAS DE REACONICIONAMIENTO REACONICIONAMIENTO 2.8.1.3 TAREAS DE SUSTITUCION CICLICA 2.8.1.4 TAREAS “A FALTA DE” 2.8.2 PLANES DE MANTENIMIENTO MANTENIMIENTO 2.8.2.1 PLAN ESTRATEGICO 2.8.2.2 PLAN OPERATIVO 2.9 MANTENIMIENTO DE CLASE MUNDIAL 2.9.1 DIEZ MEJORES PRACTICAS QUE SUSTENTAN EL MANTENIMIENTO MANTENIMIENTO DE CLASE MUNDIAL 2.9.1.1 ORGANIZACIÓN CENTRADA EN EQUIPOS DE TRABAJO 2.9.1.2 CONTRATISTAS ORIENTADOS A LA PRODUCTIVIDAD 2.9.1.3 INTEGRACION CON PROVEEDORES PROVEEDORES DE MATERIALES Y SERVICIOS 2.9.1.4 APOYO Y VISION DE LA GERENCIA 2.9.1.5 PLANIFICACION PLANIFICACI ON Y PROGRAMACION PROACTIVA 2.9.1.6 PROCESOS ORIENTADOS AL MEJORAMIENTO MEJORAMIENTO CONTINUO 2.9.1.7 GESTION DISIPLINADA DE PROCURA DE MATERIALES 2.9.1.8 INTEGRACION DE SISTEMAS

45 45 46 46 47 47 47 47 48 48 48 48 48 49 49 49 49 49 50 50 50 51 51 51 52 52 52 52 53 53 53 53 53 53 53 54 54

2.9.1.9 GERENCIA DISIPLINADA DE PARADAS DE PLANTAS 2.9.1.10 PRODUCCION BASADA EN LA CONFIABILIDAD 2.10 MANTENIMIENTO PRODUCTIVO TOTAL 2.10.1 ENTRENAMIENTO DE MANTENIMIENTO TPM PARA LOS OPERADORES DE EQUIPO 2.10.2 ENTRENAMIENTO PARA INSTRUCTORES 2.10.3 ACTIVIDADES DE GRUPO DE ACUERDO AL TPM 2.10.4 ¿COMO LOGRAR LA IMPLEMENTACION EFICAZ DEL TPM? 2.10.5 ¿QUE CLASE DE RESULTADOS PODEMOS ESPERAR?

54 54 54 57 57 58 60 61

CAPITULO III.- HERRAMIENTAS PARA LIMPIEZA O INSPECCION (DIABLOS)

3.1 ¿QUE ES UN DIABLO? 3.1.1 ¿PARA QUE SON LOS DIABLOS? 3.2 DISPOSITIVOS INSTRUMENTADOS 3.2.1 LA INSPECCION EN DUCTOS 3.2.2 DIABLO INSTRUMENTADO 3.2.2.1 PARTES CONSTITUTIVAS DE UN DIABLO INSTRUMENTADO 3.2.2.2 SECCIONES DEL DIABLO INSTRUMENTADO 3.3 TIPOS DE DIABLOS CONVENCIONALES 3.3.1 DIABLOS DE LIMPIEZA 3.3.2 DIABLOS DE DEZPLAZAMIENTO 3.3.3 ESFERAS 3.3.4 CARACTERISTICAS DE CADA UNO DE LOS TIPOS DE DIABLOS 3.3.5 MATERIAL DE FABRICACCION DE CADA COMPONENTE 3.3.6 FUNCION QUE DESEMPEÑA CADA COMPONENTE 3.4 CERDOS (PIGS) 3.4.1 CERDOS DE LIMPIEZA 3.4.1.1 CERDO POLY 3.4.1.2 CERDO DE RUEDA 3.4.1.3 CERDO DE PRESION EN PUENTE 3.4.1.4 CERDO CON INHIBIDOR EN AERESOL 3.4.1.5 CERDO MAGNETICO DE LIMPIEZA 3.4.1.6 CERDO DE TAZA 3.4.1.7 CERDO DE CEPILLO 3.4.1.8 CERDO CIRCUNFERENCIAL DE CEPILLO 3.4.1.9 CERDO DE DIAMETRO DOBLE 3.4.2 CERDOS DE LIMPIEZA PARA USOS ESPECIALES 3.4.2.1 APRESTO Y MONTAJE DEL DISCO ESPECIAL PARA EL RETIRO PROGRESIVO DE LA ESCORIA 3.4.2.2 POLIURETANO ESPECIAL PARA EL USO EN CIERTAS TUBERIAS DE PRODUCTOS QUIMICOS (AMONIACO) 3.5 CLASIFICACION DE TIPOS DE DIABLOS DE ACUERDO A LA FUNCION QUE REALIZAN 3.5.1 DURANTE LA CONSTRUCCION 3.5.2 POR MANTENIMIENTO 3.5.3 DURANTE SU OPERACIÓN 3.5.4 SACAR DE SERVICIO 3.5.5 INSPECCION DE LA LINEA 3.6 DIABLOS CALIBRADORES 3.6.1 DIABLOS DE LIMPIEZA 3.6.2 DIABLOS SIMULADORES 3.7 TIPOS Y USOS DE DIABLOS INTELIGETES 3.7.1 DIABLOS GEOMETRICOS 3.7.1.1 MECANICOS 3.7.1.1.1 DIABLO CALIBRADOR 3.7.1.1.2 DIABLO “SMART” 3.7.1.1.3 DIABLO MEDIDOR DE PRESION DIFERENCIAL 3.7.1.2 ELECTROMECANICOS 3.7.1.2.1 CALIPER 3.7.1.3 ELECTRONICOS 3.7.1.3.1 INSPECCION DE DIAMETRO INTERIOR (GEOCONTROL) 3.7.1.3.2 HRE CALIPER 3.7.2 DETECCION Y MEDICION DE CORROSION 3.7.2.1 FISICOS-MECANICOS 3.7.2.1.1 DIABLO MEDIDOR DE PRESION Y TEMPERATURA 3.7.2.2 MAGNETICOS 3.7.2.2.1 LINALOG 3.7.2.2.2 VETCOLOG 3.7.2.2.3 IPEL 3.7.2.3 ULTRASONICOS 3.7.2.4 ELECTRONICOS 3.7.2.4.1 RTD CALIPER PLUS 3.7.3 DETECCION DE GRIETAS 3.7.3.1 MAGNETICOS 3.7.3.1.1 PIPETRONIX 3.7.3.2 ULTRASONICOS 3.7.4 DETECCION DE FUGAS 3.7.4.1 FISICO-MECANICOS

62 62 63 63 64 65 65 66 66 67 67 67 67 68 68 68 69 69 69 69 69 69 70 70 70 70 71 71 71 71 71 71 72 72 72 72 72 72 72 72 72 73 73 73 73 73 73 73 74 74 74 74 74 74 74 74 74 74 75 75 75 75 75 75

3.7.4.1.1 CAIDA DE PRESION 3.7.4.1.2 MEDICION DE FUGAS 3.7.5 MONITOREO DE CURVAS 3.7.6 MEDICION DE CURVAS 3.7.6.1 MECANICOS 3.7.6.2 ELECTRO-MECANICOS 3.7.7 MONIOREO DE PROTECCION CATODICA 3.8 INSPECCION VISUAL 3.9 DISPOSITIVOS CONVENCIONALES 3.9.1 DEFINICION 3.10 PROCESO DE SELECCIÓN DE UN DIABLO 3.11 TECNICAS DE INSPECCION POR FUGA DE CAMPO MAGNETICO (FMD) 3.11.1 DIABLOS DE FLUJO MAGNETICO 3.11.1.1 DESCRIPCION DE LA HERRAMIENTA 3.12 TECNICAS DE ULTRASONIDO 3.12.1 FUNCIONAMIENTO DE LA HERRAMIENTA ULTRASONICA 3.12.1.1 DIABLOS ULTRASONICOS 3.13 EQUIPOS ULTRASONICOS 3.13.1 ESPESOR DE PARED 3.13.2 DETECCION DE GRIETAS 3.13.3 INSPECCION DE CORROSION DE ALTA RESOLUCION 3.13.4 RESOLUCION SUPERIOR 3.13.5 INSPECIONES DE POSICIONAMIENTO (COOORDENADAS X, Y, Z) 3.13.6 INSPECCIONES CONVENCIONALES DE CORROSION 3.13.7 INSPECCION DE DEFORMACION/GEOMETRIA 3.13.7.1 PERFILES MECANICOS COMPLETOS 3.13.7.2 VENTAJAS DEL USO DE INSPECCION DE DEFORMACION 3.14 OTROS ELEMENTOS PARA LA CORRIDA DE DIABLOS 3.14.1 INDICADORES DE PASO 3.14.1.1 INDICADOR DE PASO DE DIABLOS CON SEÑAL VISUAL 3.14.1.2 INDICADOR DE PASO DE DIABLOS CON SEÑAL ELECTRICA 3.14.1.3 INDICADOR DE PASO DE DIABLOS CON SEÑAL NEUMATICA 3.14.2 TRAMPAS DE DIABLOS 3.14.3 VALVULAS EN LAS ESTACIONES CON TRAMPA DE DIABLOS 3.14.4 DESARROLLO PARA LA CORRIDA DE DIABLOS 3.14.4.1 REQUISITOS 3.14.4.2 ACTIVIDADES 3.14.5 CRITERIOS DE ACEPTACION

75 75 75 75 76 76 76 76 77 77 77 78 79 80 80 81 81 82 82 82 82 83 84 85 85 85 86 86 86 87 87 87 87 88 89 91 92

CAPITULO lV.- PLAN INICIAL DE LA LINEA DE FONDO Y ANOMALIAS

4.1 EL PLAN DE LA LINEA DE FONDO 4.2 TECNOLOGIA INTERNA DE LA INSPECCION Y LA PRUEBA DE LA TUBERIA 4.2.1 HERRAMIENTA DE INSPECCION INTERNA 4.2.2 UNA INSPECCION INTERNA EN LINEA 4.2.3 HERRAMIENTAS DE PERDIDA DE METAL (HERRAMIENTAS DE CORROSION) 4.2.3.1 SALIDA DE FLUJO MAGNETICO DE RESOLUCION ESTANDAR 4.2.3.2 SALIDA DE FLUJO MAGNETICO DE ALTA RESOLUCION 4.2.3.3 ULTRASONICO 4.2.4 HERRAMIENTAS DE DETECCION DE GRIETAS 4.2.4.1 DETECCION ULTRSONICA DE GRIETAS 4.2.4.2 SALIDA DE FLUJO MAGNETICO TRANSVERSAL 4.2.5 HERRAMIENTAS DE GEOMETRIA 4.2.5.1 HERRAMIENTAS DE CALIBRADOR 4.2.5.2 HERRAMIENTAS DE DEFORMACION 4.2.5.3 HERRAMIENTAS PARA TRAZAR MAPAS 4.3 FRECUENCIA PARA LA DETERMINACION DE LA INSPECCION 4.3.1 INSPECCIONES INICIALES 4.3.1.1 CORROSION EXTERNA 4.3.1.2 CORROSION INTERNA 4.3.1.3 ABOLLADURAS O TORCEDURAS 4.3.1.4 GRIETAS LONGITUINALES, DEFECTOS DEL CORDON DE SOLDADURA, CORROSION SELECTIVA 4.3.1.5 GRIETAS DE CORROSION POR TENSION 4.4 FIJAR INTERVALOS DE RE-INSPECCION 4.4.1 CORROSION INTERNA O EXTERNA 4.4.2 GRIETAS LONGITUDINALES 4.4.3 GRIETAS DE CORROSION POR TENSION 4.4.4 HERRAMIENTAS DE GEOMETRIA 4.5 PRUEBA HIDROSTATICA 4.5.1 VALOR DE LA PRUEBA HIDROSTATICA 4.5.2 LIMITACIONES DE LA PRUEBA HIDROSTATICA 4.5.3 DETERMINACION DEL INTERVALO DE LA INSPECCION/FRECUENCIA 4.5.4 DECIDIENDO CUANDO PROBAR 4.5.5 FRECUENCIA DE REEXAMINAR 4.6 ESTRATEGIAS PARA RESPONDER A LAS ANOMALIAS IDENTIFICADAS POR LAS INSPECCIONES EN LINEA

94 94 94 95 95 95 95 96 96 97 97 97 97 98 98 98 98 98 98 98 99 99 99 99 100 100 100 100 100 101 102 103 103 103

4.7 ANOMALIAS 4.7.1 CORROSION GENERALIZADA 4.7.2 CORROSION LOCALIZADA EN CAZOLETAS, TIPO PICADURAS 4.7.3 CORROSION POR ESFUERZOS DE TENSION Y AGRIETAMIENTO 4.7.4 ETRIAS, DESPRENDIMIENTOS Y RANURAS 4.7.5 ABOLLADURAS 4.7.6 FRAGMENTACION 4.7.7 AGRIETAMIENTO 4.7.8 DEFECTOS DEL MATERIAL DE LA TUBERIA 4.7.9 DEFECTOS DE LA JUNTA LONGITUDINAL Y SOLDADURA CIRCULAR 4.8 TIPOS DE ANOMALIAS, CAUSA Y PREOCUPACIONES 4.8.1 PERDIDA DE METAL (CORROSION) 4.8.1.1 CORROSION EXTERNA 4.8.1.2 CORROSION SELECTIVA EN LA COSTURA DE SOLDADURA INOXIDABLE DE ARCO (ERW) 4.8.1.3 CORROSION AXIAL EXTERNA EN LA TUBERIA 4.8.1.4 CORROSION INTERNA 4.8.1.5 CORROSION DE DEPÓSITO 4.8.1.6 OTROS TIPOS DE CORROSION 4.8.1.6.1 CORROSION BACTERIANA (CORROSION INFLUENCIADA MICROBIOLOGICAMENTE) 4.8.1.6.2 GALVANICO 4.8.1.6.3 CORROSION DE TENSION 4.9 DAÑOS EN LA CONSTRUCCION 4.9.1 ABOLLADURAS 4.9.1.1 ABOLLADURAS SENCILLAS 4.9.1.2 ABOLLADURAS CON UN CONCENTRADOR DE TENSION 4.9.1.3 ABOLLADURAS DOBLES 4.9.1.4 ABOLLADURAS QUE AFECTAN LA SOLDADURA 4.9.2 FORMONES 4.9.3 QUEMADURAS DE ARCO 4.9.4 ACCESORIOS SOLDADOS PARA ALINEAR 4.9.5 ARRUGA DE CURVA/TORCEDURA 4.10 ANOMALIAS RELACIONADAS A LA FABRICACION 4.10.1 BURBUJA 4.10.2 MARCAS DEL AMPLIADOR 4.10.3 OVALAMIENTO 4.10.4 LAMNACIONES O INCLUSION 4.10.5 FUSION INCOMPLETA 4.10.6 TUBERIA QUEMADA 4.10.7 GRIETAS DE GANCHO 4.10.8 PUNTOS DUROS 4.10.9 MARCAS DEL MANDRIL EN EL CAMPO DE LA CURVA 4.11 GRIETAS 4.11.1 TIPOS DE GRIETAS 4.11.1.1 GRIETAS DE CORROSION POR TENSION (SCC) 4.11.1.2 GRIETA INDUCIDA POR HIROGENO (HIG) 4.11.1.3 GRIETAS INDUCIDAS POR HIDROGENO CON TENSION ORIENTADA (SOHIC) 4.11.1.4 REGAZOS 4.11.1.5 GRIETAS DE GANCHO 4.11.1.6 GRIETAS EN LA SOLDADURA CICUNFERENCIAL 4.11.1.7 GRIETAS DE FATIGA 4.11.1.8 CORROSION AXIAL EXTERNA EN LA TUBERIA (NAEC) 4.11.2 EQUIPOS PARA LA DETECCION DE GRIETAS 4.11.2.1 CONFIABILIDAD EN LA DETECCION DE LAS GRIETAS LONGITUDINALES 4.11.2.2 MEDIOS CONFIABLES DE PREVENIR FALTA DE TUBERIA 4.11.2.3 MEDIOS PARA ELIMNAR LA COSTOSA PRE-INSPECCION 4.11.2.4 DETECCION DE GRIETAS DE CORROSION POR TENSION 4.11.2.5 DEFECTOS DE GRIETAS LONGITUDINALMENTE ORIENTADAS 4.11.2.6 MEDIDA EXACTA DE LAS CARACTERISTICAS DE LA TUBERIA 4.11.2.7 PARA EXAMINAR UNA TUBERIA SECA

105 105 106 106 106 106 106 106 107 107 107 107 108 109 110 110 110 111 111 112 112 113 113 113 113 113 114 114 114 114 114 114 114 114 115 115 115 115 115 116 116 117 117 117 118 118 119 119 119 119 120 120 120 121 122 123 124 125 125

CAPITULO V.- METODOS DE REP ARACION DE DAÑOS

5.1 INSPECCION EN DUCTOS 5.2 METODOS DE REPARACION PARA DAÑOS EN LOS DUCTOS 5.2.1 ESMERILADO 5.2.2 ENVOLVENTES CIRCUFERENCIALES 5.2.2.1 ENVOLVENTE ESTRECHA 5.2.2.2 ENVOLVENTE CON INTERFASE 5.2.2.3 ENVOLVENTES CON RELLENO EPOXICO 5.2.3 LIMPIEZA DE TUBERIA 5.2.3.1 RAZONES DE LIMPIAR UNA TUBERIA 5.2.3.1.1 MEJORA EL RENDIMIENTO DE PROCESAMIENTO 5.2.3.1.2 PREPARACION DE LA PRE-INSPECCION 5.2.3.1.3 MANTENIMIENTO PREVISTO 5.2.3.1.4 DESPRENDER UNA OBSTRUCCION SABIDA 5.3 CONTROL DE CORROSION

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5.3.1 SUPERVISAR Y MANTENER LA PROTECCION CATODICA 5.3.2 REHABILITACION DE LAS CAPAS DE LA TUBERIA 5.3.3 LIMPIEZA DE MANTENIMIENTO DE LA TUBERIA 5.4 ESTRATEGIAS DE REPARACION 5.4.1 GENERAL 5.4.2 REEMPLAZO DE TUBERIA 5.4.3 DESCUBRIR Y RELLENAR 5.4.4 CUBIERTAS DE TUBERIA 5.4.5 CUBIERTAS DE CALABAZA 5.4.6 ABRAZADERA PARTIDA PARA REFUERZO DE LA CUBIERTA (SSRC) (ABRAZADERA DE TORNILLO) 5.4.7 ABRAZADERA DE ESCAPE 5.4.8 CUBIERTA NO-METALICA DE REFUERZO 5.4.9 REPARACIONES ANTIGUAS

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ANEXOS

CONCLUSIONES

144

GLOSARIO

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BIBLIOGRAFIA

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A mí querida familia que puso toda su confianza en mí y muy en especial a mis padres por su apoyo incondicional, gracias por creer en mí, que dios los bendiga. Gracias……

A todo el personal que labora en la Gerencia de Mantenimiento de PGPB, en especial a los Ingeniero Rodolfo Lozano García Superintendente de seguridad y al Ingeniero Alejandro Cabrera Vera por sus enseñanzas, paciencia y consejos además de brindarme la oportunidad de poder colaborar con ellos.

A mi escuela el Instituto Politécnico Nacional y Escuela Superior de Ingeniería Mecánica y Eléctrica UPA, por darme la oportunidad de ser parte de su comunidad.

A mis asesores: Ing. José Luis Cornejo, Ing. Javier García Linares por su apoyo, comprensión y consejos para la realización del presente Gracias……..

DESCRIPCION DE ABREVIATURAS UTILIZADAS

ACR: Análisis de Causa-Raíz BTU: Unidad Térmica Británica CIED: Centro Internacional de Educación y Desarrollo CPG: Complejo Procesador de Gas CRE: Comisión Reguladora de Energía CTA: Corrosión por Esfuerzos de Tensión DDV: Derecho de Vía 6 Dth: Dekatherms 1X10 EMAT: Tecnología Acústica Electromagnética del Transductor ERW: Soldadura de Acero Inoxidable Gcal: Giga Calorías 1X109 GIS: Sistema de Información Geográfica GLP: Gas Licuado del Petróleo GM: Gerencia de Mantenimiento GPS: Sistema de Posicionamiento Global HIC: Grietas Inducidas por Hidrogeno INS: Sistema de Navegación Inercial JIPM: Instituto Japonés para Planeación del Mantenimiento MBD: Mil Barriles por Día MFL: Salida de Flujo Magnético MMCD: Millones de Metros Cúbicos por Día MMMCD: Mil Millones de Metros Cúbicos por Día MPO: Máxima Presión de Operación NACE: Asociación Nacional de Ingenieros de la Corrosión NAEC: Corrosión Axial Externa en la Tubería PEP: Pemex Exploración y Producción PGPB: Pemex Gas y Petroquímica Básica SD: Subdirección de Ductos SNG: Sistema Nacional de Gasoductos SRBs: Bacterias Sulfato-Reductoras SSC: Grietas de Corrosión por Tensión SSRC: Abrazadera Partida para Refuerzo de la Cubierta TPD: Toneladas por Día TPM: Mantenimiento Productivo Total

INTRODUCCION

En el presente se describe un estudio minucioso del mantenimiento; tipos, métodos y factores a considerar para la realización de un buen mantenimiento. Así mismo los tipos y características de las herramientas para la detección de fallas y anomalías dentro del sistema nacional de gasoductos de trasporte utilizados en la industria petrolera. Las herramientas utilizadas en las técnicas de mantenimiento pueden ser de diferentes tipos y con distintas características, dependiendo el requerimiento del ducto y uso del mismo. El mantenimiento en la industria en general es de suma importancia, es por eso que en el sistema nacional de gasoductos se emplea un mantenimiento eficaz con el propósito de reducir a cero los accidentes y el buen funcionamiento del sector energético del país. Conocer los tipos de herramientas así como la función que cada uno desempeña y sus características para la detección y su posterior reparación de las fallas y defectos presentes en el sistema nacional de gasoductos. En la actualidad dichas herramientas están clasificadas de acuerdo a su principio de funcionamiento; herramientas de flujo magnético y herramientas ultrasónicas.

METODOS DE REHABILITACION DE DEFCTOS EN DUCTO DE TRASPORTE DETECTADOS MEDIANTE DIABLOS

CAPITULO I.- GENERALIDADES 1.1.- ESTRUCTURA DE LA EMPRESA La economía nacional ha dado un giro gracias a que PEMEX, a través de sus alianzas con la industria, se ha posicionado como palanca del desarrollo nacional generando altos índices de empleo. Su tecnología de vanguardia le ha permitido aumentar sus reservas y reconfigurar su plataforma de exportación, vendiendo al exterior crudo de mayor calidad y valor, además de ser autosuficiente en gas natural. Abastece materias primas, productos y servicios de altísima calidad a precios competitivos. Cuenta con una industria petroquímica moderna y en crecimiento. PEMEX es una empresa limpia y segura, comprometida con el medio ambiente, su alta rentabilidad y moderno régimen fiscal le han permitido seguir siendo un importante contribuyente al erario público, cuyos recursos se utilizan en beneficio del país.

1.1.1.- Propósito de PEMEX Maximizar el valor económico de los hidrocarburos y sus derivados, para contribuir al desarrollo sustentable del país.

Gas y Petroquímica Básica Dentro de la cadena del petróleo, PEMEX Gas y Petroquímica Básica ocupa una posición estratégica al tener la responsabilidad del procesamiento del gas natural y sus líquidos, así como del transporte, comercialización y almacenamiento de sus productos.

Fig. 1 Cadena industrial los 4 organismos de PEMEX. Imagen cortesía de PEMEX

En el ámbito internacional, PEMEX Gas y Petroquímica Básica es la 9° empresa procesadora de gas natural, con un volumen procesado cercano a 113 millones de metros cúbicos diarios (mmcd) durante el 2004, y la segunda empresa productora de líquidos, con una producción de 451 mil barriles diarios (mbd) en los 11 Centros Procesadores de Gas a cargo del Organismo. Cuenta con una extensa red de gasoductos, superior a 12 mil kilómetros, a través de la cual se transportan más de 102, 000 (mmcd) de gas natural, lo que la ubica en el décimo lugar entre las principales empresas transportistas de este energético en Norteamérica.

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En México, PEMEX Gas se encuentra entre las 10 más grandes por su nivel de ingresos, superiores a 179,300 millones de pesos en 2004, con activos cercanos a 99,000 millones de pesos. Adicionalmente, PEMEX Gas y Petroquímica Básica constituye una fuente importante de trabajo, al emplear del orden de 12 mil trabajadores. PEMEX Gas cuenta con 12 complejos procesadores de gas natural con las siguientes capacidades: Endulzamiento de gas: 127.5 mmmcd; recuperación de líquidos: 154.2 mmmcd; fraccionamiento de líquidos: 574 mbd. Para el transporte de gas natural, opera 9,031 Km. de ductos, y 431 kBhp de compresión, además de 10 interconexiones con sistemas de gasoductos norteamericanos. La logística del gas licuado se apoya en 17 terminales de distribución y 1,857 Km. de ductos con una capacidad de bombeo de 220 mbd. Para el manejo de petroquímicos básicos, se cuenta con 1,300 Km. de ductos.

Fig. 2 Sistema nacional de procesadores de gas natural PGPB. Imagen cortesía de PEMEX

El Sistema Nacional de Gasoductos (SNG) pasa por 18 estados de la República. Inicia en Chiapas y pasa por Veracruz y Tabasco hasta Tamaulipas con líneas de 61, 92 y 122 centímetros de diámetro; posteriormente se prolonga por los estados de Nuevo León, Coahuila, Durango y Chihuahua, con líneas de 61 y 92 centímetros de diámetro. Existen tres líneas importantes de 46, 61 y 92 centímetros que recorren el centro del país pasando por los estados de Veracruz, Puebla, Tlaxcala, Hidalgo, México, Querétaro, Guanajuato, San Luis Potosí, Michoacán y Jalisco.

Fig. 3 Sistema nacional de gasoducto de PGPB. Imagen cortesía de PEMEX

En Naco, Sonora, inicia un ducto de 327 kilómetros de longitud para la importación de gas natural, de los Estados Unidos de América a Hermosillo.

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La extensión total del SNG es de 9,031 km y cuenta con 8 estaciones de compresión; 3 en el sur del sistema en el área de Cárdenas y Minatitlán, una en Valtierrilla, Guanajuato, y 4 en la parte norte en los estados de Tamaulipas y Nuevo León. El SNG cuenta con puntos de inyección de gas natural de origen nacional y puntos de conexión internacional. A través de estos últimos se pueden realizar operaciones de importación o exportación con los Estados Unidos. El Sistema Nacional de Gas Licuado del Petróleo, con una extensión total de 1,822 km y 5 estaciones de bombeo, se extiende a lo largo de 11 estados de la República, iniciando en Cactus, Chiapas, hasta Guadalajara, Jalisco, pasando por Tabasco, Veracruz, Puebla, Edo. de México, Hidalgo, Querétaro, Guanajuato y Jalisco, con líneas de 51, 56 y 36 centímetros de diámetro. De Minatitlán parte un ducto de 36 centímetros al puerto de Salina Cruz, Oaxaca. A través de un ducto de 36 centímetros, llega a la Ciudad de México la quinta parte de su consumo. El resto por vía terrestre desde puntos cercanos como son Puebla y Tepeji de Río.

Fig. 4 Sistema nacional de gas licuado del petróleo PGPB. Imagen cortesía de PEMEX

En el periodo enero-julio del año pasado: El envío total de gas por parte de Pemex Exploración y Producción fue de 137.5 millones de metros cúbicos diarios, volumen 1.7% superior al del mismo periodo del 2004. La producción de gas seco en Pemex Gas alcanzó los 88.6 millones de metros cúbicos diarios, 0.2% mayor a la registrada en el periodo enero-julio del 2004. La de gas licuado fue de 218 mil barriles diarios, 4.2% menor. Las ventas de gas natural al sector eléctrico promediaron 42.3 millones de metros cúbicos diarios, cifra menor en 2.3% a la observada en el mismo periodo del 2004. Por su parte, las ventas al sector industrial y distribuidoras ascendieron a 34.2 millones de metros cúbicos diarios, 0.1% menos que el año pasado. Las importaciones de gas natural alcanzaron un volumen de 16.3 millones de metros cúbicos diarios, 19.6% por abajo de las observadas en el 2004. Respecto al gas licuado,

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se compró del exterior la cantidad de 62.4 miles de barriles diarios, reflejándose un decremento de 20.5% respecto al mismo periodo del 2004.

1.2.- ORGANIGRAMA DE PEMEX GAS Y PETROQUIMICA BASICA (PGPB)

Fig.5 Organigrama de PGPB. Imagen cortesía de PEMEX

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METODOS DE REHABILITACION DE DEFCTOS EN DUCTO DE TRASPORTE DETECTADOS MEDIANTE DIABLOS •

ADMINISTRACION Y FINANZAS.- La subdirección de administración y finanzas es la encargada de administrar, todos los bienes económicos para llevar un control relacionado a las inversiones y los gastos que se hacen cada año en PGPB:

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PRODUCCION.- La subdirección de producción es la encargada de llevar los planes para que haya una producción eficiente de los hidrocarburos en PEMEX Gas y Petroquímica Básica.

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DUCTOS.- La subdirección de ductos es la más importante de las subdirecciones que conforman a PEMEX Gas y Petroquímica Básica ya que es la encargada del mantenimiento, comercialización de los hidrocarburos, operación de las líneas de transporte, plantación en cuanto a la forma de distribución de los ductos.

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SUBDIRECCION DE GAS NATURAL.- Esta encargada de tener bajo control la producción y distribución del gas natural.

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SUBDIRECCION DEL GAS LICUADO.- Esta encargada de tener bajo control la producción y distribución del gas licuado.

Dentro de la Subdirección de Ductos (SD), una de las gerencias más importantes es la gerencia de mantenimiento (GM), que a su vez cuenta con una Subgerencia de Operación de Campo (SOC), a la cual se encuentra adscrita la superintendencia de corrosión y seguridad industrial.

1.2.1.- Gerencia de Mantenimiento 1.2.1.1.- Objetivo: Mantener las instalaciones de la red de transporte por ductos con base en los programas establecidos en los sectores de acuerdo a estándares internacionales y a normas oficiales mexicanas, dar cumplimiento a las disposiciones reglamentarias de la Comisión Reguladora de Energía (CRE), para garantizar la capacidad de transporte, así como seguridad de las instalaciones, los trabajadores, las comunidades vecinas y la protección del medio ambiente. 1.2.1.2.- Funciones: a. Administrar los programas y acciones de mantenimiento, seguridad y tecnología en la Subdirección de Ductos. b. Atender los requerimientos de los comités, grupos de trabajo y dependencias internas y externas. c. Proporcionar recursos para asesorar y asistir técnicamente a las áreas de la Gerencia, Unidades de Apoyo y Sectores de Ductos. d. Mantener el Sistema de Gestión de la Calidad y mejorar continuamente su eficacia. e. Administrar los programas de obras y adquisiciones de la Gerencia, Sectores y Unidades de Apoyo. f. Coordinar la atención de emergencias a nivel nacional en instalaciones que involucren a la Subdirección de Ductos. g. Interactuar en la administración de proyectos y actividades estratégicas de la Subdirección de Ductos. h. Promover el desarrollo del personal y del capital intelectual de la Gerencia, Sectores y Unidades de Apoyo.

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Fig. 6 Diagrama unifilar de PGPB. Imagen cortesía de PEMEX

1.3.- INTRODUCCION En sus centros procesadores Pemex Gas produce gas seco (mejor conocido como gas natural), gas licuado, etano, azufre y gasolinas naturales. La producción de algunos de ellos es apoyada por las refinerías, que son parte de la estructura de Pemex Refinación. La cadena industrial de Pemex Gas consiste en tres procesos básicos: 

Endulzamiento: se eliminan gases ácidos y se recupera azufre que posteriormente se coloca en el mercado nacional e internacional.

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Recuperación de licuables vía plantas criogénicas: se producen gas seco e hidrocarburos líquidos.

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Fraccionamiento de hidrocarburos: de la corriente de hidrocarburos líquidos proveniente de las plantas criogénicas se separan el etano, el gas licuado y las gasolinas naturales.

Los productos de Pemex Gas se transportan a sus centros de consumo principalmente a través de ductos, barcos, auto-tanques y carro-tanques.

1.3.1.- Gas Natural 1.3.1.1.- ¿Qué es el Gas Natural? El gas natural es una mezcla gaseosa en condiciones normales de presión y temperatura. No tiene olor ni color, y por lo general se encuentra en forma natural mezclado con otros hidrocarburos fósiles. Al momento de su extracción, el gas natural contiene impurezas como agua, ácido sulfhídrico, dióxido de carbono y nitrógeno que tienen que ser removidas antes de su transporte y comercialización.

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Fig. 7 Componentes químicos del gas natural. Imagen cortesía de PEMEX

Típicamente el gas natural comercial está compuesto en un 95% o más de metano y el 5% restante de una mezcla de etano, propano y otros componentes más pesados. Como medida de seguridad, en la regulación se estipula que los distribuidores deberán adicionar un odorizante al gas natural para que se pueda percibir su presencia en caso de posibles fugas durante su manejo y distribución al consumidor final.

Fig. 8 Gas natural comercial Imagen cortesía de PEMEX

1.3.1.2.- ¿Dónde se encuentra? El gas natural se encuentra generalmente en depósitos subterráneos profundos formados por roca porosa o en los domos de los depósitos naturales de petróleo crudo. Dependiendo de su origen, el gas natural se clasifica en dos tipos: a. Gas Asociado: Es el gas que se extrae junto con el petróleo crudo y contiene grandes cantidades de hidrocarburos que son susceptibles de licuarse, como etano, propano, butano y naftas. b. Gas no Asociado: Es el que se encuentra en depósitos que contienen únicamente este combustible.

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Fig. 9 Producción de gas en PEMEX. Imagen cortesía de PEMEX

1.3.1.3.- ¿Cómo se procesa? El gas natural se envía a Complejos Procesadores de Gas para producir gas natural de calidad y líquidos del gas.

Fig. 10 Complejo procesador de gas de PGPB. Imagen cortesía de PEMEX

1.3.1.4.- ¿Cómo se transporta? El gas natural se transporta y distribuye hasta los usuarios finales por medio de ductos de acero de diámetros variables. Las estaciones de compresión proveen la energía necesaria para hacer llegar el gas natural a través del territorio nacional. Para que un consumidor tenga acceso al gas natural es necesario que interconecte sus instalaciones al sistema de transporte existente, o a una red de distribución cercana.

Fig. 11 Gasoducto de trasporte de PGPB. Imagen cortesía de PEMEX

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1.3.1.5.- Ventajas Ambientales Tiene combustión muy limpia: no emite cenizas ni partículas sólidas a la atmósfera; genera una reducida emisión de óxidos de nitrógeno (NOx), monóxido de carbono (CO), dióxido de carbono (CO2) e hidrocarburos reactivos, y virtualmente no genera dióxido de azufre (SO2), características que le dan una mayor ventaja respecto de otros combustibles fósiles como el carbón y el combustóleo. a. Contribuye a abatir eficazmente el efecto invernadero. b. Es seguro de transportar. c. Es más ligero que el aire. d. No es absorbente. e. No es corrosivo.

Fig. 12 Gasoducto de trasporte marítimo de PGPB. Imagen cortesía de PEMEX

1.3.1.6.- Ventajas Económicas a. b. c. d.

Tiene un precio muy competitivo comparado con el de otros combustibles Reduce costos de mantenimiento de equipos de combustión. Incrementa la eficiencia de los procesos de generación y cogeneración de energía Es abundante

1.3.1.7.- ¿Quién lo usa? Los usos a los que actualmente se destina el gas natural abarcan una amplia gama de actividades:

Fig. 13 Consumo de gas por sector i ndustrial. Imagen cortesía de PEMEX

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1.3.1.8.- ¿Cómo se mide? El poder calorífico del gas natural depende de su composición química; entre mayor sea la cantidad de hidrocarburos más pesados que el metano que contenga, mayor será su poder calorífico. Existen diferentes unidades de energía para medir el gas natural, dependiendo del sistema de unidades que se esté utilizando.

Fig. 14 Medición de gas natural. Imagen cortesía de PEMEX

En los países que emplean el Sistema Inglés de Unidades, se utiliza la Unidad Térmica Británica ó Btu, que representa la cantidad de energía que se requiere para elevar un grado Fahrenheit la temperatura de una libra de agua a condiciones atmosféricas normales. En México se utiliza la caloría, que es la cantidad de energía necesaria para elevar un grado Centígrado (14.5 a 15.5°C) la temperatura de un gramo de agua a condiciones normales de presión; un Btu equivale a 252 calorías. Debido a los órdenes de magnitud que se presentan, se utiliza comúnmente un múltiplo de la caloría: la Giga-caloría (Gcal), equivalente a mil millones de calorías. Otras unidades de energía que se pueden utilizar para expresar cantidades de gas son las dekatherms (Dth), que equivalen a un millón de Btu's (MMBtu). Dado que el gas natural se compra y se paga por unidad de energía entregada, es importante determinar con la mayor exactitud posible esta cantidad. El flujo de gas natural es una medida dinámica, mientras que el poder calorífico es una medida estática. Para poder determinar la cantidad total de energía entregada y vendida, es necesario combinar las dos medidas anteriores. De esta manera, el usuario de gas tendrá la certeza de que está pagando por la energía que consume y no por el volumen de gas que atraviesa su medidor. La determinación de la cantidad de energía entregada requiere las lecturas de un medidor volumétrico (generalmente una placa de orificio como elemento primario, conectada a un graficador o un dispositivo electrónico), y de un medidor del poder calorífico del gas (calorímetro), que se combinan en una sola medida: la cantidad de energía efectivamente consumida.

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1.3.1.9.- Reservas Probadas México es uno de los países con mayores reservas probadas de gas natural, las cuales se calculan en 22 billones de pies cúbicos (equivalentes a 4,460 millones de barriles de petróleo crudo) que al ritmo de producción actual son suficientes para satisfacer la demanda de gas natural del país durante los próximos 22 años.

Fig. 15 Reservas mundiales probadas estimadas de gas natural. Imagen cortesía de PEMEX

1.3.2.- Gas LP 1.3.2.1.- La Industria del Gas Licuado El Gas Licuado del Petróleo (GLP) es una mezcla compuesta principalmente de propano y butano; su producción se registra desde principios de siglo, sin embargo, es en 1946 cuando se inicia su comercialización como una estrategia para sustituir en las casas habitación de las zonas urbanas la utilización de combustibles vegetales. Es una de las principales fuentes de energía en el país. Aunque por años su uso se ha enfocado principalmente al sector residencial, recientemente el comportamiento de la demanda ha mostrado un crecimiento importante en sectores tales como la industria y el transporte. “Gas Licuado, energético fundamental en el desarrollo social y económico de México” Actualmente, la satisfacción de las necesidades de Gas Licuado en la República Mexicana es responsabilidad de Pemex Gas. Para ello el Organismo ha desarrollado un sofisticado sistema de distribución basado en la optimización de una serie de variables, tales como: demanda, producción, importaciones y exportaciones, que combinadas permiten

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establecer un balance oferta-demanda que garantiza la disponibilidad de este energético en la gran mayoría de los hogares mexicanos.

1.3.2.1.- Distribución y comercialización del Gas Licuado Su producción se concentra en el sureste del país, posteriormente se transporta a las Terminales de Distribución de Gas Licuado a través de una red de distribución de ductos; en estas terminales se realizan las ventas de primera mano a los distribuidores, quienes a su vez hacen llegar el producto al consumidor final. Las importaciones y exportaciones se realizan a través de una infraestructura portuaria que incluye Terminales Marítimas de Distribución de Gas Licuado. La infraestructura de distribución del país está constituida por dos grandes bloques: el primero propiedad de Pemex Gas y el segundo de empresas particulares.

Fig. 16 Diagrama de distribución y comercialización del gas licuado del petróleo. Imagen cortesía de PEMEX

1.3.2.3.- CONSUMO DE GAS LICUADO La comercialización del Gas Licuado en México inició a mediados de este siglo como una estrategia para sustituir en las casas habitación de las zonas urbanas el uso de combustibles como el carbón, la leña y el petróleo diáfano. Actualmente el consumo de este sector representa el 62% de la demanda total del energético en México; el 38% restante es requerido por los sectores: industrial, de transporte, agropecuario y de servicios.

Fig. 17 Consumo de gas licuado por sector en México. Imagen cortesía de PEMEX

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Pemex Gas tiene la responsabilidad de satisfacer de manera eficiente y oportuna la demanda de Gas Licuado en el país. Para el cumplimiento de esta misión, cuenta con Terminales de Distribución de Gas Licuado estratégicamente localizadas en toda la República Mexicana. La filosofía de diseño y operación de cada una de ellas se caracteriza por la eficiencia, la seguridad y el compromiso con la preservación del medio ambiente.

Fig. 18 Distribución de nacional de terminales gas licuado del petróleo. Imagen cortesía de PEMEX

1.3.2.4.- TERMINALES DE DISTRIBUCION DE GAS LICUADO DEL PETROLEO

SALINA CRUZ

Fig. 19 Terminal de distribución Salinas C ruz. Imagen cortesía de PEMEX

TERMINAL REFRIGERADA DE DISTRIBUCIÓN SALINA CRUZ PLANTA DE GAS LICUADO 1 SUMINISTRO LPG DUCTO JALTIPAN-SALINA CRUZ REFINERÍA ANTONIO DOVALÍ JAIME CAPACIDADES Recibo 23 MBD Almacenamiento 20 MTM Entrega 10 MTM/D

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CACTUS

Fig. 20 Terminal de distribución Salina C actus. Imagen cortesía de PEMEX

TERMINAL DE DISTRIBUCIÓN SALINA CACTUS PLANTA DE GAS LICUADO SUMINISTRO CENTRO PROCESADOR DE GAS CACTUS

CAPACIDADES Recibo Almacenamiento Entrega

28 MBD 40 MTM 18 MTM/D

POZA RICA

Fig. 21 Terminal de distribución Poza Rica. Imagen cortesía de PEMEX

TERMINAL DE DISTRIBUCIÓN POZA RICA GAS LICUADO SUMINISTRO LPG DUCTO VENTA DE CARPIO-POZA RICA CENTRO PROCESADOR DE GAS POZA RICA CAPACIDADES Recibo 8 MBD Almacenamiento 45 MTM Entrega 18 MTM/D

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ZAPOPAN

Fig. 22 Terminal de distribución Zapopan. Imagen cortesía de PEMEX

TERMINAL DE DISTRIBUCIÓN ZAPOPAN GAS LICUADO SUMINISTRO LPG DUCTO CACTUS-GUADALAJARA


45 MBD 70 MTM 48 MTM/D

ROSARITO

Fig. 23 Terminal de distribución Rosarito. Imagen cortesía de PEMEX

TERMINAL DE DISTRIBUCIÓN ROSARITO GAS LICUADO SUMINISTRO BUQUETANQUE

CAPACIDADES Recibo Almacenamiento Criogénico Almacenamiento Esferas Entrega

10 MTM/D 20 MTM 40 MTM 10 MTM/D

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MATAPIONCHE

Fig. 24 Terminal de distribución Matapionche. Imagen cortesía de PEMEX

TERMINAL DE DISTRIBUCIÓN MATAPIONCHE GAS LICUADO SUMINISTRO CENTRO PROCESADOR DE GAS MATAPIONCHE


14 MBD 11 MBD 12 MBD

TEPEJI DEL RÍO

Fig. 25 Terminal de distribución Tepeji del Rio. Imagen cortesía de PEMEX

TERMINAL DE DISTRIBUCIÓN TEPEJI DEL RÍO GAS LICUADO SUMINISTRO LPG DUCTO CACTUS-GUADALAJARA


72 MBD 4.5 MB 72 MBD**

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CIUDAD JUÁREZ

Fig. 26 Terminal de distribución Ci udad Juárez. Imagen cortesía de PEMEX

TERMINAL DE DISTRIBUCIÓN CIUDAD JUÁREZ GAS LICUADO SUMINISTRO LPG DUCTO HOBBS-MÉNDEZ CARROTANQUE Y AUTOTANQUE CAPACIDADES Recibo 30 MBD Almacenamiento 30 MB Entrega 30 MBD

PUEBLA

Fig. 27 Terminal de distribución Puebla. Imagen cortesía de PEMEX

TERMINAL DE DISTRIBUCIÓN PUEBLA GAS LICUADO SUMINISTRO LPG DUCTO CACTUS-GUADALAJARA


50 MBD 60 MB 36 MBD

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TULA

Fig. 28 Terminal de distribución Tula. Ima en cortesía de PEMEX

TERMINAL DE DISTRIBUCIÓN TULA GAS LICUADO SUMINISTRO LPG DUCTO CACTUS-GUADALAJARA REFINERÍA MIGUEL HIDALGO CAPACIDADES Recibo 75 MBD Almacenamiento 200 MB Entrega 36 MBD Inyección a LPG-Ducto 50 MBD

SALINA CRUZ TERRESTRE

Fig. 29 Terminal Terrestre de distribución Salina Cruz. Imagen cortesía de PEMEX

TERMINAL TERRESTRE DE DISTRIBUCIÓN SALINA CRUZ GAS LICUADO SUMINISTRO LPG DUCTO JALTIPAN-SALINA CRUZ REFINERÍA ANTONIO DOVALÍ JAIME CAPACIDADES Recibo 24 MBD Almacenamiento 4 MB Entrega 24 MBD

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MADERO

Fig. 30 Terminal de distribución Madero. Imagen cortesía de PEMEX

TERMINAL DE DISTRIBUCIÓN MADERO GAS LICUADO SUMINISTRO BUQUETANQUE REFINERÍA FRANCISCO I. MADERO CAPACIDADES Recibo de Buque-tanques 4 MTM/D Recibo Refinería 28 MBD Almacenamiento 40 MB 18 MBD Entrega

SAN JUAN IXHUATEPEC

Fig. 31 Terminal de distribución San Juan Ixhuantepec. Imagen cortesía de PEMEX

TERMINAL DE DISTRIBUCIÓN SAN JUAN IXHUATEPEC GAS LICUADO SUMINISTRO LPG DUCTO CACTUS-GUADALAJARA


24 MBD NO 24 MBD

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ABASOLO

Fig. 32 Terminal de distribución Abasolo. Imagen cortesía de PEMEX

TERMINAL DE DISTRIBUCIÓN ABASOLO GAS LICUADO SUMINISTRO LPG DUCTO CACTUS-GUADALAJARA


48 MBD 3 MB 60 MBD

TOPOLOBAMPO

Fig. 33 Terminal de distribución Topolobampo. Imagen cortesía de PEMEX

TERMINAL DE DISTRIBUCIÓN TOPOLOBAMPO GAS LICUADO SUMINISTRO BUQUETANQUE


10 MTM/D 20 MTM 30 MBD

TERMINAL DE DISTRIBUCIÓN GAS LICUADO TOPOLOBAMPO-AMONIACO SUMINISTRO BUQUETANQUE


15 MTM/D 20 MTM 24 MBD

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PAJARITOS REFRIGERADA

Fig. 34 Terminal de distribución Pajaritos. Imagen cortesía de PEMEX

TERMINAL DE DISTRIBUCIÓN PAJARITOS GAS LICUADO SUMINISTRO CENTRO PROCESADOR DE GAS: MORELIA Y CANGREJERA IMPORTACIÓN CAPACIDADES Recibo 28 MTM/D Almacenamiento 100 MTM Entrega 12 MTM/D

1.3.3.-PETROQUÍMICOS BÁSICOS

Fig. 35 Petroquímicos básicos. Imagen cortesía de PEMEX

1.3.3.1.- PETROQUÍMICOS BÁSICOS Y AZUFRE La industria de los petroquímicos básicos es una de las actividades más versátiles del país. De sus productos se desprenden numerosos sub-productos secundarios que sirven para las más variadas necesidades, desde la agricultura hasta la producción de artículos de belleza. Pemex Gas está a cargo del procesamiento, almacenamiento, distribución y comercialización de estos productos, entre los que se incluyen: hexano, heptano, pentanos, naftas, etano, materia prima, propano, butano, azufre, solvente L, solvente K y solvente de absorción; así como los derivados que sean susceptibles de servir como materias primas industriales básicas.

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Aun cuando sus inicios se remontan a la década de los 50, el paso decisivo se dio en 1959, cuando en la entonces Refinería de Azcapotzalco arrancó la producción de dodecilbenceno, materia prima para la fabricación de detergentes domésticos, uno de los productos de mayor consumo popular. Fue en la década de los 60 cuando la aparición de nuevos complejos procesadores marcó un desarrollo significativo en esta industria; en las instalaciones petroquímicas de Poza Rica y Azcapotzalco dio inicio la recuperación del azufre, producto clave para la industria química, principalmente en la obtención de ácido sulfúrico. Esta industria ha registrado un constante crecimiento, significando para Pemex Gas fuertes inversiones, adquisición de moderna tecnología, especialización de trabajadores mexicanos y una importante fuente de empleos.

1.3.3.2.- Estructura de la Industria Dependiendo de su origen, los petroquímicos básicos se extraen de diferentes Complejos Petroquímicos y Refinerías, concentrados principalmente en el sureste del país. Las plantas que componen los complejos se dedican al proceso de recuperación de los productos, de donde son transportados a las terminales de Pemex Gas. A partir de éstas el producto es distribuido a los clientes, quienes a su vez lo hacen llegar al consumidor final. La distribución se realiza por medio de ductos, auto-tanques, carrotanques o, en el caso de exportaciones, a través de buque-tanques.

1.3.3.3.- Comercialización Las ventas de los petroquímicos básicos y el azufre se clasifican en tres diferentes rubros:

a. Ventas nacionales: Suministro adecuado de materias primas e insumos a la industria de transformación nacional, partiendo de los productos obtenidos de los procesos del gas y de Complejos Petroquímicos en general; su distribución se efectúa a través de auto-tanques, carro-tanques y ductos. b. Ventas Inter-organismos: Suministro de productos y servicios a los organismos subsidiarios y filiales de Petróleos Mexicanos. Este suministro se efectúa por medio de auto-tanques y auto-tanques a través de las instalaciones de Pemex. c. Ventas de Exportación: Comercialización al mercado exterior a través de a través de P.M.I. Trading, Ltd. (empresa comercializadora, 100% propiedad de Pemex), de productos petroquímicos básicos como gasolinas naturales y el azufre. Este suministro se lleva a cabo por medio de buque-tanques y auto-tanques a través de las instalaciones de Pemex. Las exportaciones de estos productos se han incrementado en los últimos años, diversificando sus mercados hacia Sudamérica y Asia. Los productos que actualmente se exportan son las naftas y el azufre.

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Fig. 36 Venta y Distribución de Petroquímicos Básicos y Azufre. Imagen cortesía de PEMEX

El mercado de estos productos se caracteriza por su gran variedad de aplicaciones. Los Petroquímicos Básicos son utilizados principalmente como materia prima de las industrias química y petroquímica, así como en la industria de solventes, pinturas, recubrimientos, alimentos, fármacos, pegamentos y adhesivos, propelentes, obtención de hidrógeno, expansores para poliestireno y solventes de polimerización, industria hulera, rolados de aluminio y elaboración de tintes para la imprenta y de aceites y grasas industriales, etc. Por otra parte, el Azufre es utilizado en ingenios azucareros y para la elaboración de fertilizantes, fabricación de caprolactama, químicos, jabones y detergentes, producción de ácidos sulfúrico y sulfhídrico, entre otros. Dependiendo del origen y tipo de producto, su distribución se lleva a cabo en distintos centros de la República Mexicana, con una mayor concentración en la zona del sureste.

Fig. 37 Distribución Nacional de Centros Petroquímicos. Imagen cortesía de PEMEX

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1.3.3.4.- ¿Cuáles son?, ¿Dónde se producen? y Usos principales. PRODUCTO

CENTRO PRODUCTOR

Etano

Cangrejera, Pajaritos y Morelos

Nafta

Cangrejera, Morelos, Nuevo Pemex, Cactus, Reynosa, Matapionche y Poza Rica

Hexano

Pajaritos

USOS Obtención de etileno para elaboración de polietileno. Producción de etileno, propileno y butadieno, reformulado de gasolinas y/o craqueo. Extractor de aceites vegetales, diluyente de pinturas, solvente, elaboración de thinners, materia prima para síntesis orgánica.

Heptano

Pajaritos

Extractor de aceites vegetales, disolvente, materia prima para síntesis orgánica, determinación y valoración de octanaje de gasolinas, preparación de adhesivos, adelgazadores y reactivos de laboratorio.

Propano

Poza Rica y Morelos

Refrigerante, combustible doméstico, propelentes para aerosoles, obtención de hidrógeno.

Butano

Poza Rica

Síntesis orgánica, combustible doméstico, propulsor para aerosoles, disolvente, refrigerante, enriquecidos de gases.

Mezcla de Pentanos

Pajaritos

Obtención de Pentano e isopentano, en la industria de expansores.

Materia Prima para Negro de Humo

Cd. Madero, Tula y Cadereyta

Solvente "K" Incoloro

Reynosa

Solvente "L"

Matapionche, Reynosa, Poza Rica y Cangrejera Reynosa

Solvente de Absorción

Industria Hulera Vehículo de desengrasante

insecticidas,

Industria de solventes Industria de Asfaltos

Tabla 1. Petroquímicos básicos. Cortesía de PEMEX

1.3.3.5.- Azufre Dónde se produce? y usos principales Usos PRODUCTO

Azufre

CENTRO PRODUCTOR Poza Rica, Salamanca, Salina Cruz, Cactus, Nuevo Pemex, Cd. Pemex, Matapionche, Cd. Madero, Tula, Cadereyta, Minatitlán. Tabla 2. Centros Productores de Azufre. Cortesía de PEMEX

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USOS Fertilizantes, farmacéutica, elaboración del ácido sulfúrico y refinación de azúcar


1.3.3.6.- COMPLEJOS PROCESADORES DE GAS Pemex Gas tiene concentrado el ochenta por ciento de su actividad en las instalaciones de proceso del sureste del país. Desde el inicio de sus operaciones a lo largo del territorio nacional, las instalaciones a cargo de Pemex Gas han contribuido a estimular y apoyar la actividad económica de la región, al generar fuentes de empleo y contratar bienes y servicios en los ámbitos nacional y local.

Fig. 38 Ubicación Geográfica de Procesadores de Gas. Imagen cortesía de PEMEX

COMPLEJO PROCESADOR DE GAS CACTUS

Fig. 39 Complejo Procesador de Gas Cactus. Imagen cortesía de PEMEX

Con el descubrimiento de petróleo en la región de Tabasco-Chiapas en 1972, surgió la necesidad de aprovechar el gas asociado con el crudo, razón por la que se planeó un centro industrial, cuya localización geográfica permitiera rentablemente el procesamiento de ese gas, dándose así las condiciones para la construcción del Complejo Procesador de Gas Cactus en el municipio de Reforma Chiapas, en el sureste mexicano. El CPG Cactus inició sus operaciones el 10 de Septiembre de 1974 siendo actualmente uno de los principales productores de gas a nivel nacional, en donde se procesan el gas y los condensados amargos extraídos de los yacimientos del mesozoico en los estados de Chiapas y Tabasco, así como los condensados amargos que llegan del área marina de la Sonda de Campeche.

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Las actividades principales de este Complejo son las de tratar el gas natural para eliminar los contaminantes y separar sus componentes mediante cuatro procesos industriales: a. b. c. d.

Endulzamiento de Gas Amargo y recuperación de Azufre Endulzamiento de condensados amargos del Gas Natural Recuperación de Licuables del Gas Natural Fraccionamiento de Licuables del Gas Natural

Además de los servicios auxiliares necesarios para estos procesos, sistemas de segurida d y la infraestructura de apoyo. Una vez procesados el gas húmedo y los condensados del gas, se entregan en las fronteras establecidas productos tales como el gas LP, gas dulce, gas natural seco, etano, gasolina natural y azufre líquido. UBICACIÓN El CPG Cactus está ubicado en la carretera denominada Reforma—Cactus s/n, en la ranchería San Miguel, 2da. Sección, del Municipio de Reforma, Chiapas, encontrándose por vía terrestre a 39 km de la ciudad de Villahermosa, y a 13 km de la ciudad de Reforma, a una altura de 23 m sobre el nivel del mar. Ocupa un área 194 hectáreas. Temperatura media anual: 28 °C Precipitación pluvial anual: 2,620 mm Vientos dominantes: Sureste y Noreste

Fig. 40 Ubicación de CPG de Cactus. Imagen cortesía de PEMEX

PROCESO CANTIDAD Endulzamiento de Gas 10 Recuperación de Azufre 5 Criogénico 4 Fraccionamiento 1 Endulzamiento de Líquidos 2 Capacidad total de plantas

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CAPACIDAD* 51 mmmcd 1513 tpd 36 mmmcd 104 mbd 48 mbd


PROCESO DE PRODUCCIÓN

Fig. 41 Proceso de Producción de CPG Cactus. Imagen cortesía de PEMEX

COMPLEJO PROCESADOR DE GAS NVO. PEMEX

Fig. 42 Complejo Procesador de Gas Nuevo Pemex. Imagen cortesía de PEMEX

Entre los esfuerzos desplegados por Petróleos Mexicanos y dentro del programa establecido para cumplir de manera efectiva con el aprovechamiento de los importantes yacimientos petrolíferos en los campos marinos de la Sonda de Campeche, así como de los campos terrestres del Mesozoico Chiapas-Tabasco, a finales de 1976, la Dirección General de PEMEX autorizó, como proyecto prioritario para éste fin, la construcción del Complejo Procesador de Gas Nuevo PEMEX. Con este complejo, Petróleos Mexicanos realiza un gran esfuerzo para cumplir con algunos de sus objetivos principales, que son: Abastecer y distribuir oportunamente los hidrocarburos que el país demanda, consolidándose de ésta manera la industria para el aprovechamiento del gas. Las actividades principales de este Complejo son las de tratar el gas natural para eliminar los contaminantes y separar sus componentes mediante cuatro procesos industriales:

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a. b. c. d.

Endulzamiento de Gas Amargo y recuperación de Azufre Endulzamiento de condensados amargos del Gas Natural Recuperación de Licuables del Gas Natural Fraccionamiento de Licuables del Gas Natural

Además de los servicios auxiliares necesarios para estos procesos, sistemas de seguridad y la infraestructura de apoyo. Una vez procesados el gas húmedo y los condensados del gas, se entregan en las fronteras establecidas productos tales como el gas LP, gas dulce, gas natural seco, etano, gasolina natural y azufre líquido. UBICACIÓN El Complejo Procesador de Gas Nuevo PEMEX ocupa una superficie de 464 hectáreas y se localiza en el Municipio del Centro, en el Estado de Tabasco, a 35 km de la Cd. de Villahermosa.

Fig. 43 Ubicación de CPG de Nuevo Pemex. Imagen cortesía de PEMEX

PROCESO CANTIDAD CAPACIDAD TOTAL Endulzamiento de Gas 2 22.7 mmmcd Recuperación de Azufre 2 800 tpd Criogénico 3 44 mmmcd Fraccionamiento 2 208 mbd Endulzamiento de Líquidos 4 96 mbd Capacidad total de plantas

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Fig. 44 Proceso de Producción de CPG Nuevo Pemex. Imagen cortesía de PEMEX

COMPLEJO PROCESADOR DE GAS CIUDAD PEMEX

Fig. 45 Complejo Procesador de Gas Ciudad Pemex. Imagen cortesía de PEMEX

CD. PEMEX inició operaciones en el año de 1958 con la puesta en servicio de la Planta de Absorción y sus Servicios Auxiliares, procesando gas natural húmedo producido en los campos de: José Colomo, Chilapilla y Hormiguero, cuyas reservas justificaron su instalación. Para aprovechar el gas residual, se construyó un Gasoducto de 60 cm. de diámetro por 780 Km. de longitud de Cd. PEMEX hacia la Cd. de México. Las actividades principales de este Complejo son las de tratar el gas natural para eliminar los contaminantes y separar sus componentes mediante los siguientes procesos industriales: a. Endulzamiento de Gas Amargo y recuperación de Azufre b. Recuperación de Licuables del Gas Natural (C2+ y C3+) Además de los servicios auxiliares necesarios para estos procesos, sistemas de segurida d y la infraestructura de apoyo.

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29

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Una vez procesado el gas húmedo, se entregan en las fronteras establecidas productos tales como el gas natural seco y el azufre líquido. Entrega, para ser procesados en los CPG’s Nuevo PEMEX y Coatzacoalcos, Licuables del Gas Natural (C2+ y C3+), y gas húmedo dulce para ser procesado en el CPG La Venta. UBICACIÓN El CPG Ciudad PEMEX está ubicado en la Zona Sureste de la República Mexicana, en Ciudad PEMEX, Municipio de Macuspana, Estado de Tabasco, y sus instalaciones ocupan una superficie de 200 hectáreas. Se ubica a 62 Km. de la Cd. de Villahermosa.

Fig. 46 Ubicación de CPG de Ciudad Pemex. Imagen cortesía de PEMEX

PROCESO

CANTIDAD

CAPACIDAD TOTAL

Endulzamiento de Gas

4

36.5 mmmcd

Recuperación de Azufre

2

814 tpd

Criogénico

2

26 mmmcd


Fig. 47 Proceso de Producción de CPG N Ciudad Pemex. Imagen cortesía de PEMEX

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COMPLEJO PROCESADOR DE GAS ÁREA COATZACOALCOS.

Fig. 48 Complejo Procesador de Gas Coatzacoalcos. Imagen cortesía de PEMEX

El Centro Procesador de Gas Coatzacoalcos funciona como tal desde Abril de 1997 con la integración de la Terminal Refrigerada, la Terminal de Azufre, las plantas fraccionadoras Morelos y Cangrejera, las plantas Criogénicas de Cangrejera y Pajaritos así como 600 Km. de ductos para transporte e integración. Las plantas anteriores iniciaron operaciones años antes. Así, por ejemplo la Planta Criogénica de Pajaritos y la Terminal Refrigerada iniciaron operaciones en 1972, la Fraccionadora de Cangrejera en 1983 y la Fraccionadora de Morelos en 1990. En el entorno de PGPB el CPG Coatzacoalcos es el vínculo de la cadena productiva de la Subdirección de Producción y el inicio del proceso de comercialización. La función primordial de la terminal refrigerada es la de amortiguar, conciliando la cadena productiva con las tendencias del mercado. De la cadena productiva del sureste puede recibir hasta 85 Mbd (miles de barriles por día) y puede aportar al mercado hasta 150 Mbd. En las plantas criogénicas se recuperan los líquidos del gas natural utilizando alta presión y bajas temperaturas además de una secuencia de separación. Se obtienen el gas natural y líquidos del gas natural con alto contenido de propano que se envía a fraccionamiento a Cangrejera y Morelos En las plantas fraccionadoras se obtienen, a partir de los Licuables del Gas Natural (C2+) de las plantas del sureste y de las plantas criogénicas locales, productos terminados como Etano, LPG, Propano y Gasolina Natural mediante el proceso de fraccionamiento por destilación. Mantiene las condiciones de temperatura de productos licuados tales como etileno, butanos (mezcla), amoniaco y azufre. Además de los servicios auxiliares necesarios para estos procesos, sistemas de segurida d y la infraestructura de apoyo. Una vez procesadas las corrientes de gas y los Licuables del Gas Natural, se entregan en las fronteras establecidas productos tales como el gas natural seco, propano, mezcla de butanos, gas LP, gasolinas naturales, así como los productos a los que se le mantienen sus condiciones de temperatura: etileno, amoniaco y azufre líquido.

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UBICACIÓN El Complejo Procesador de Gas Coatzacoalcos se encuentra ubicado en la Zona Sureste de la República Mexicana, en la zona Industrial Pajaritos, Municipio de Coatzacoalcos del Estado de Veracruz. El predio tiene un área de 67.5 hectáreas. Una superficie construida de 52.3 hectáreas. La temperatura media anual es de 25.5 °C La precipitación pluvial anual es de 2,832 mm. Los vientos dominantes son del Nor-Noreste.

Fig. 49 Ubicación de CPG de Coatzacoalcos. Imagen cortesía de PEMEX

PROCESO

CANTIDAD

CAPACIDAD TOTAL

Criogénico

2

6.3 mmmcd

2

208 mbd

Fraccionamiento


Fig. 50 Proceso de Producción de CPG Coatzacoalcos. Imagen cortesía de PEMEX

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COMPLEJO PROCESADOR DE GAS POZA RICA

Fig. 51 Complejo Procesador de Gas Poza Rica. Imagen cortesía de PEMEX

El Distrito Industrial de Poza Rica, Ver., tuvo sus orígenes en años anteriores al Decreto de la Expropiación Petrolera de 1938, esas instalaciones fueron desmanteladas en su totalidad, dando paso a las Plantas existentes. El CPG Poza Rica fue pionero en la industria de la petroquímica en Petróleos Mexicanos al poner en operación en el año de 1951 la primera planta para Recuperación de Azufre a partir del gas ácido del gas amargo producido en los yacimientos de la región. Fue la primera de su tipo construida en América Latina. Basado en la Planeación Estratégica, PGPB decidió la construcción de una nueva Planta de Azufre con proceso Súper-Claus, la cual entró en operación en Agosto de 2003 para cumplir con la normatividad ambiental vigente. Las actividades principales de este Complejo son las de tratar el gas natural para eliminar los contaminantes y separar sus componentes mediante tres procesos industriales: a. Endulzamiento de Gas Amargo y recuperación de Azufre b. Recuperación de Licuables del Gas Natural c. Fraccionamiento de Licuables del Gas Natural Además de los servicios auxiliares necesarios para estos procesos, sistemas de seguridad y la infraestructura de apoyo. También realiza el Tratamiento de Agua para Inyección a Yacimientos productores de crudo en la región. Una vez procesados el gas húmedo y los condensados del gas, se entregan en las fronteras establecidas productos tales como el gas LP, gas natural seco, gasolina natural, azufre líquido y agua tratada. El Complejo Procesador de Gas Poza Rica, ocupa una extensión de 84.6 hectáreas y está situado al Norte del Estado de Veracruz, en la zona urbana de la Cd. de Poza Rica, colindando al Norte con el Boulevard Lázaro Cárdenas al Este con el Boulevard González Ortega, al Sur con las instalaciones del Área de Almacenamiento y Bombeo de PEMEXRefinación y al Oeste con el Río Cazones.

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DOMICILIO: Blvd. Lázaro Cárdenas s/n Col. Morelos Poza Rica de Hgo. Ver.C.P. 93240

Fig. 52 Ubicación de CPG de Poza Rica. Imagen cortesía de PEMEX

Proceso

Cantidad

Capacidad Total


1

6.5 mmmcd


1

33 tpd

Criogénico

1

8.2 mmmcd

Fraccionamiento

1

22 mbd


Fig. 53 Proceso de Producción de CPG Poza Rica. Imagen cortesía de PEMEX

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COMPLEJO PROCESADOR DE GAS REYNOSA.

Fig. 54 Complejo Procesador de Gas Reynosa. Imagen cortesía de PEMEX

El Complejo Procesador de Gas Reynosa fue establecido en el año de 1955 para procesar el gas y condensado de los pozos de la zona denominada Frontera Noreste de nuestra República, en el estado de Tamaulipas. Las actividades principales de este Complejo son las de tratar el gas natural para eliminar los contaminantes y separar sus componentes mediante dos procesos industriales, así como el fraccionamiento de condensados del gas natural de campos: a. Recuperación de Licuables del Gas Natural mediante el Proceso de Absorción. b. Fraccionamiento de Licuables del Gas Natural. c. Fraccionamiento de condensados del gas natural de campos. Además de los servicios auxiliares necesarios para estos procesos, sistemas de segurida d y la infraestructura de apoyo. Una vez procesados el gas húmedo y los condensados del gas, se entregan en las fronteras establecidas productos tales como el gas natural seco, gas LP, gasolina natural, solvente “K” y residuo. UBICACIÓN El CPG Reynosa se localiza en la Ciudad y Municipio del mismo nombre, a 322 Km. Ciudad Victoria, en el Estado de Tamaulipas. Está limitado en el norte por el boulevard Lázaro Cárdenas, en el sur por el Boulevard Acapulco por el Este por el Boulevard Poza Rica y por el oeste por las oficinas y talleres de PEP. El área ocupada por el Complejo es de 32 hectáreas en donde se encuentran enclavadas las Plantas de Proceso. Altura sobre el nivel del mar: 36 m. La temperatura media anual es de 30 °C. La precipitación pluvial anual es de 500 a 700 mm en promedio. Los vientos dominantes son del Sureste.

Fig. 55 Ubicación de CPG de Reynosa. Imagen cortesía de PEMEX

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Proceso

Cantidad

Capacidad Total

Absorción

1

7.8 mmmcd

Fraccionamiento

1

11.5 bpd


Fig. 56 Proceso de Producción de CPG Reynosa. Imagen cortesía de PEMEX

COMPLEJO PROCESADOR DE GAS BURGOS

Fig. 57 Complejo Procesador de Gas Burgos. Imagen cortesía de PEMEX

En los últimos años, el noreste de la República, y en particular el área de Reynosa, se ha venido constituyendo en un centro neurálgico para el desarrollo del mercado de gas natural en México, por lo que el área de Reynosa adquiere en una posición estratégica dentro de la nueva geografía operativa y comercial de este mercado. Para enfrentar un reto de esta magnitud, Petróleos Mexicanos con la participación coordinada de sus subsidiarias PEMEX Exploración y Producción y PEMEX Gas y Petroquímica Básica ha conformado una estrategia de crecimiento a la que se le ha denominado "Proyecto Integral Burgos " que incluye dos vertientes principales:

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Por un lado, incrementar la oferta nacional mediante la explotación de campos con probadas reservas de gas no asociado, como es el caso de la Cuenca de Burgos, que por cierto es la reserva de gas no asociado al petróleo más importante del país. La segunda vertiente, a cargo de PEMEX Gas y Petroquímica Básica, que consiste en disponer de los activos necesarios para manejar un mayor volumen de gas en el área de Reynosa, tanto de origen nacional como importado. En materia de proceso, PEMEX Gas planeó incrementar su capacidad instalada en el área de Reynosa, acorde con el ritmo de expansión de la oferta de PEP. Dicha expansión incluyó la construcción del nuevo Complejo Procesador de Gas Burgos, conformado en una primera fase por dos plantas criogénicas modulares de 5.7 millones de metros cúbicos diarios cada una la primera de las cuales incluye la estabilización de condensados, una Terminal de Recibo y Distribución de Gas Licuado y Gasolinas Naturales y los edificios administrativos. A la fecha, después de 17 meses de su inicio, esta primera etapa ha quedado concluida e inaugurada el lunes 15 de marzo de 2004. Procesará gas natural de La Cuenca de Burgos que es una provincia geológica-petrolera que se encuentra distribuida en la Planicie Costera del Golfo de México en la parte oriental de Nuevo León y norte de Tamaulipas. La Cuenca de Burgos es de edad Terciario, y posee un régimen tectónico distintivo. La secuencia estratigráfica presente comprende un basamento de Edad Paleozoica, y una cubierta sedimentaria del Jurásico Medio. En una segunda fase, que dará inicio en los próximos meses, se prevé construir otras dos plantas criogénicas modulares con capacidad para procesar 5.7 millones de metros cúbicos diarios de gas húmedo dulce y 6 mil barriles diarios de condensados no estabilizados cada una. Asimismo, se planea incrementar la capacidad de almacenamiento de gas licuado y gasolinas mediante la construcción de dos esferas de 20 mil barriles para GLP, una esfera de 20 mil barriles para nafta ligera y un tanque vertical de 30 mil barriles para nafta pesada. Las actividades principales de este Complejo son las de tratar el gas natural para eliminar los contaminantes y separar sus componentes mediante dos procesos industriales: a. Recuperación de Licuables del Gas Natural b. Fraccionamiento de Licuables del Gas Natural Además de los servicios auxiliares necesarios para estos procesos, sistemas de segurida d y la infraestructura de apoyo. Una vez procesado el gas húmedo, se entregan en las fronteras establecidas productos tales como el gas natural seco, gas LP, y gasolinas naturales. UBICACIÓN El CPG Burgos está situado a 19 kilómetros de la zona urbana de la Ciudad de Reynosa, en un predio de terreno natural con un área de 58 hectáreas lindante a la Estación de Compresión No. 19 del Sistema de Gas Natural (Ductos) por el este; por el oeste colinda con la estación de medición de PEP. Al sur por la autopista federal Reynosa-Monterrey kilómetro 20 y al norte por el Rancho Los Sáenz.

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Fig. 58 Ubicación de CPG de Burgos. Imagen cortesía de PEMEX

Proceso

Cantidad

Capacidad Total

Absorción

1

5.6 mmmcd

Fraccionamiento

1

12 bpd


Fig. 59 Proceso de Producción de CPG Burgos. Imagen cortesía de PEMEX

COMPLEJO PROCESADOR DE GAS LA VENTA

Fig. 60 Complejo Procesador La Venta. Imagen cortesía de PEMEX

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El Complejo Procesador de Gas La Venta fue construido para procesar el gas húmedo dulce de los yacimientos de los distritos de Agua Dulce y El Plan. La Planta Absorción fue puesta en operación en 1963 para procesar el gas húmedo. También entró en servicio el mismo año una planta para deshidratar el crudo producido en los mismos yacimientos. Las actividades principales de este Complejo son las de tratar el gas natural del Activo 5 Presidentes y el gas húmedo endulzado proveniente de los CPG’s Ciudad PEMEX y Cactus para eliminar los contaminantes y separar sus componentes mediante los procesos industriales: a. Proceso Criogénico. b. Proceso de Absorción. Otra actividad es la de eliminar el agua salada que viene con el aceite crudo asociado de los pozos del Activo 5 Presidentes. Esto se logra mediante dos procesos: a. Proceso de Deshidratación Termoquímica. b. Proceso de Deshidratación en Frío, Otras actividades incluyen la generan los servicios auxiliares necesarios para estos procesos, sistemas de seguridad y la infraestructura de apoyo. Una vez procesados el gas húmedo y el crudo, se entregan en las fronteras establecidas productos tales como el gas natural seco, licuables del gas natural (C2+) y crudo deshidratado. UBICACIÓN El Complejo Procesador de Gas La Venta está ubicado en la zona sureste de la República Mexicana en la población La Venta, municipio de Huimanguillo, Tabasco, ocupando un área de 71 hectáreas.

Fig. 61 Ubicación de CPG La Venta. Imagen cortesía de PEMEX

Proceso

Cantidad

Capacidad

Criogénico

1

5.2 mmmcd *

absorción

1

3.7 mmmcd *

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Fig. 62 Proceso de Producción de C PG La Venta. Imagen cortesía de PEMEX

COMPLEJO PROCESADOR DE GAS MATAPIONCHE

Fig. 63 Complejo Procesador Matapionche. Imagen cortesía de PEMEX

Para cumplir de manera efectiva con el aprovechamiento de los yacimientos descubiertos en los campos de Matapionche, Mecayucan, Miralejo y Cópite, la dirección general de PEMEX Gas y Petroquímica Básica autorizó el proyecto para la construcción del Complejo Procesador de Gas Matapionche, concretándose esto en 1981. El aspecto que debe destacarse en la construcción de estas instalaciones, es el hecho de que se ha integrado un sistema para el procesamiento de los hidrocarburos producidos en el área circunvecina de Cotaxtla y dar un mayor aprovechamiento de los componentes del gas explotado. Matapionche es uno de los complejos de procesamiento primario de gas natural de hidrocarburos condensados, en donde se obtienen energéticos y materias primas para la petroquímica, y de esta manera se presta un mayor servicio al sector industrial de la región. Las actividades principales de este Complejo son las de tratar el gas natural para eliminar los contaminantes y separar sus componentes mediante tres procesos industriales:

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a. Endulzamiento de Gas Amargo y recuperación de Azufre. b. Recuperación de Licuables del Gas Natural. c. Fraccionamiento. Además de los servicios auxiliares necesarios para estos procesos, sistemas de seguridad y la infraestructura de apoyo. Una vez procesados el gas húmedo y los condensados del gas, se entregan en las fronteras establecidas productos tales como el gas LP, gas natural seco, gasolina natural y azufre líquido. UBICACIÓN El Complejo Procesador de Gas Matapionche se localiza en el suroeste del estado de Veracruz, en una zona sísmica, a una distancia de 62 Km. del puerto de Veracruz, por la carretera No. 150, a 70 Km. de la ciudad de Córdoba y a 50 Km. de la ciudad Tierra Blanca. Anteriormente se llamó Unidad Petroquímica Matapionche, y actualmente Complejo Procesador de Gas Matapionche. Ocupa una superficie de 480,000 m2. Los poblados más cercanos a las instalaciones son: Cotaxtla y Tinajas a 2 Km. y 14 Km. de distancia respectivamente.

Fig. 64 Ubicación de CPG M atapionche. Imagen cortesía de PEMEX

Proceso

Cantidad

Capacidad


2

3 mmmcd


2

52 tpd

Criogénico

1

3.5 mmmcd

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Fig. 65 Proceso de Producción de CPG Matapionche. Imagen cortesía de PEMEX

COMPLEJO PROCESADOR DE GAS ARENQUE

Fig. 66 Complejo Procesador Arenque. Imagen cortesía de PEMEX

Para aprovechar el gas producido en los campos de Arenque y TamaulipasConstituciones, PEMEX Gas y Petroquímica Básica (PGPB) realiza el proyecto “Recuperación de Gas Natural de la Batería Arenque en el Distrito de Altamira, Tamaulipas” en el que se realiza la construcción de un paquete de plantas para el endulzamiento, recuperación de licuables y recuperación de azufre, para atender a la oferta de PEMEX Exploración y Producción (PEP) de Gas Amargo disponible en la zona, minimizando con ello el impacto ambiental de los municipios de Altamira, Tampico y Cd. Madero, a través de la reducción de las emisiones a la atmósfera de bióxido de azufre y dióxido de carbono, con lo cual PGPB cumple con su compromiso de respetar y mejorar el entorno ambiental. La construcción de las plantas se inició en noviembre de 2001, iniciando operaciones la Endulzadora de Gas el 6 de marzo de 2003; la planta recuperadora de azufre, el 28 de marzo/03 y la planta recuperadora de licuables del gas, el 1° de junio/03. Las pruebas de desempeño de las plantas se concluyeron satisfactoriamente en Junio de 2003.

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Las actividades principales de este Complejo son las de tratar el gas natural para eliminar los contaminantes y separar sus componentes mediante los procesos industriales: a. Endulzamiento de Gas y Recuperación de Azufre b. Recuperación de Licuables del Gas Natural. Además de los servicios auxiliares necesarios para estos procesos, sistemas de seguridad y la infraestructura de apoyo. Cada una de las plantas, es del tipo modular y están montadas en patines de tipo estructural. El gas residual seco es entregado a la Subdirección de Ductos en la estación de Regulación y Medición de “El Blanco”, a 2 Km. aproximadamente del CPG Arenque. Los licuables del gas natural (C3+) son entregados en Límite de Batería de la Refinería Francisco I. Madero (a 3.5 km aprox.) para su fraccionamiento: El propano es entregado a la Terminal de Almacenamiento y Manejo de LPG de PGPB, la gasolina natural producida se incorpora al proceso de la PEMEX Refinación (PR). La infraestructura para el manejo de los productos después de fraccionados es jurisdicción de PR. Los condensados y líquidos amargos del gas natural, provenientes del tanque separador de entrada de la planta Endulzadora de Gas, son retornados a la batería de Arenque de PEP. Actualmente se encuentra en estudio la propuesta de desarrollo de Ingeniería para Fraccionar los líquidos (C2+) y obtener Gas LP y Gasolinas Naturales, para obtener mayores beneficios a PGPB. UBICACIÓN El CPG Arenque se localiza en un área anexa a la Refinería Francisco I. Madero, en el corredor industrial Tampico-Madero-Altamira al sur del Estado de Tamaulipas, en el Municipio de Ciudad Madero, Tamps.

Fig. 67 Ubicación de CPG Arenque. Imagen cortesía de PEMEX

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Proceso

Cantidad

Capacidad


1

1 mmmcd


1

13 tpd

Criogénico

1

1 mmmcd


Fig. 65 Proceso de Producción de CPG Arenque. Imagen cortesía de PEMEX

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CAPITULO II.- MANTENIMIENTO 2.1.- DEFINICION DE MANTENIMIENTO Conjunto de acciones permanentes continuas dirigidas a prever y asegurar el funcionamiento normal, la eficiencia y la buena apariencia del sistema, edificios, equipos y accesorios. En esta definición, están contenidos términos que debemos analizar: Acciones Continuas: Que duran o se hacen sin interrupciones Acciones Permanentes: De duración firme y constante, perseverantes, para poder garantizar la disponibilidad operacional de sistemas; edificios, instalaciones, equipos y accesorios, el mantenimiento debe ser ejecutado de manera continua y permanente a través de planes que contengan fines, metas y objetivos precisos y claramente definidos. Predecir: Ver con anticipación. Conocer, lo que ha de suceder. Con una buena planificación y programas oportunos de inspecciones rutinarias, el ingeniero de mantenimiento está en capacidad de detectar los síntomas que nos indican, muchas veces con bastante anticipación que los equipos están próximos a fallar y que en consecuencia, deben abocarse a corregir las desviaciones antes de que se conviertan en problemas mayor trascendencia. Asegurar: Establecer, fijar sólidamente, prever de daños a las personas o cosas. Normal: Dícese de lo que por naturaleza, forma o magnitud, se ajusta a ciertas normas fijadas de antemano.

2.2.- FILOSOFIA DE MANTENIMIENTO Disponer de un grupo mínimo de recursos humanos de mantenimiento capaz de garantizar optimización de producción, disponibilidad de equipos y la seguridad en la planta industrial. El mantenimiento es aplicable a todo el sistema o empresa que desee aumentar la confiabilidad o vida útil de sus activos, uno de los aspectos mas importantes del mantenimiento de los equipos, maquinarias e instalaciones, es aplicar un adecuado plan de mantenimiento que aumente la vida útil de estos, reduciendo la necesidad de los repuestos y minimizando el costo anual del material utilizado, como se sabe muchas de las maquinas utilizadas en nuestro país son traídas del extranjero al igual que muchos materiales y algunas piezas de repuestos. El mantenimiento es un proceso donde se aplica un conjunto de acciones y operaciones orientadas a la conservación de bien material y que nace desde el momento mismo que se concibe el proyecto para luego prolongar su vida útil. Para llevar a cabo ese mantenimiento tiene que ser a través de programas que corresponde al establecimiento de frecuencias y a la fijación de fechas para realizar cualquier actividad.

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Fig.66 Mantenimiento de Válvulas Imagen cortesía de PEMEX

2.3.- DESCRIPCION DEL ESTUDIO DE MANTENIMIENTO DEL GASODUCTO Lo primero que se hace para realizar el estudio de integridad del gasoducto es hacer una corrida de diablo de limpieza, a este diablo de limpieza se le conoce con el nombre de Geómetra, este instrumento verifica la existencia de abolladuras, dobleces y geometría del ducto. Para poder determinar si la herramienta de inspección (diablo), puede accesar con toda facilidad a lo largo del gasoducto, porque si se presentan abolladuras muy grandes el diablo instrumentado se puede quedar atorado en el interior de la tubería. Después que se hizo pasar el diablo Geómetra y se determina que se puede hacer la corrida del diablo instrumentado , se procede hacer la corrida, en todo lo largo del ducto con esta corrida del diablo instrumentado, nos va a determinar la integridad de la línea de trasportación y con esto nos proporciona un reporte que se le conoce con el nombre de Integridad Inmediata, en este reporte nos registra la situación actual del Gasoducto y nos brinda información de los daños que presenta la tubería y que se le tiene que dar solución lo más rápido posible porque estos daños pueden poner en riesgo la integridad del Gasoducto.

2.4.- EVOLUCION DEL MANTENIMIENTO “SALTANDO A LA NUEVA ERA”

SEGUNDA GENERACION

PRIMERA GENERACION

TERCERA GENERACION •

• • • • •

Reparación en caso de haberla

• •

Mayor disponibilidad de la maquinaria Mayor duración de equipos Menores gastos

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• •

Mayor disponibilidad y confiabilidad Mayor seguridad Mejor calidad de producto Amable con el medio ambiente Mayor duración de los equipos Costos aun menores


2.5.- TIPOS DE MANTENIMIENTO

•

•

Según el estado del activo

•

TIPOS DE MANTENIMIENTO

• • •

Según las actividades realizadas

• • • •

•

Mantenimiento Operacional Mantenimiento Mayor

Mantenimiento Proactivo Mantenimiento Predictivo Mantenimiento Preventivo Mantenimiento Correctivo Mantenimiento Programado Mantenimiento Rutinario Mantenimiento Por averías

2.5.1.- SEGÚN EL ESTADO ACTIVO 2.5.1.1.- Mantenimiento Operacional Se define como la acción de mantenimiento aplicada a un equipo o sistema a fin de mantener su continuidad operacional, el mismo es ejecutado en la mayoría de los casos con el activo en servicio sin afectar su operación natural. La planificación y programación de este tipo de mantenimiento es completamente dinámica, la aplicación de los planes de mantenimiento rutinario se efectúa durante todo el año con programas diarios que dependen de la necesidad que presente un equipo sobre las condiciones particulares de operación, en este sentido el objetivo de la acción de mantenimiento es garantizar la operabilidad del equipo para las condiciones mínimas requeridas en cuanto a la eficiencia, seguridad e integridad. El mantenimiento operacional en la industria petrolera es manejado por personal de dirección de la organización con un stock de materiales para consumo constante y los recursos de equipos, herramientas y personal artesanal para la ejecución de las tareas de campo son obtenidos de empresas de servicio. 2.5.1.2.- Mantenimiento Mayor Es el mantenimiento aplicado a un equipo o instalación donde su alcance en cuanto a la calidad de trabajos incluidos, el tiempo de ejecución, nivel de inversión o costo de mantenimiento y requerimientos de planificación y programación son de elevada magnitud, dado que la razón de este tipo de mantenimiento reside en la restitución general de las condiciones de servicio del activo, bien desde el punto de vista de diseño o para satisfacer un periodo de tiempo considerable con la mínima probabilidad de falla o interrupción del servicio y dentro de los niveles de desempeño o eficiencia requeridos. La diferencia entre ambos tipos de mantenimiento se basa en los tiempos de ejecución, los requerimientos de inversión, la magnitud y el alcance de los trabajos, ya que el

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mantenimiento operacional se realiza durante la operación normal de los activos, y el mantenimiento mayor se aplica con el activo fuera de servicio. Por otra parte, la frecuencia con que se aplica el mismo es sumamente alta con respecto a la frecuencia de las actividades de mantenimiento operacional, la misma oscila entre cuatro y quince años dependiendo el grado de severidad del ambiente en que está expuesto el componente, la complejidad del proceso operacional, disponibilidad corporativa de las instalaciones, estrategias de mercado, nivel tecnológico de componentes y materiales, políticas de inversiones y disponibilidad presupuestaria. 2.5.2.- SEGÚN LAS ACTIVIDADES REALIZADAS 2.5.2.1.- Mantenimiento Proactivo Es aquel que engloba un conjunto de tareas de mantenimiento preventivo y predictivo que tiene por objeto lograr que los activos cumplan con las funciones requeridas dentro del contexto operacional donde se ubican, disminuir las acciones de mantenimiento correctivo, alargar sus ciclos de funcionamiento, obtener mejoras operacionales y aumentar la eficiencia de los procesos. 2.5.2.2.- Mantenimiento Predictivo Es un mantenimiento planificado y programado que se fundamenta en el análisis técnico, programas de inspección y reparación de equipos el cual se adelanta al suceso de fallas, es decir, es un mantenimiento que detectan las fallas potenciales con el sistema en funcionamiento. Con los avances tecnológicos se hace más fácil detectar las fallas, ya que se cuenta con sistemas de vibraciones mecánicas, análisis de aceite, análisis de termografía infrarrojo, análisis de ultrasonido, monitores de condición, entre otras. 2.5.2.3.- Mantenimiento Preventivo Es aquel que consiste en un grupo de tareas planificadas que se ejecutan periódicamente, con el objeto de garantizar que los activos cumplan con las funciones requeridas durante un ciclo de vida útil dentro del contexto operacional donde se ubican, alargar sus ciclos de vida y mejorar la eficiencia de los procesos. En la medida que optimizamos las frecuencias de realización de las actividades de mantenimiento logramos aumentar las mejoras operacionales de los procesos. 2.5.2.4.- Mantenimiento Correctivo También denominado mantenimiento reactivo, es aquel trabajo que involucra una cantidad determinada de tareas de reparación no programadas con el objeto de restaurar la función de un activo una vez producido un paro imprevisto. Las causas que pueden originar un paro imprevisto se deben a desperfectos no detectados durante las inspecciones predictivas, a errores operacionales, a la ausencia de tares de mantenimiento y, a requerimientos de producción que genera políticas como la de “reparar cundo falle” Existen desventajas cuando dejamos de trabajar una maquina hasta la condición de reparar cuando falle, ya que generalmente los costos por impacto total son mayores que si se hubiera inspeccionado y realizado las tareas de mantenimiento adecuadas que mitigaran o eliminaran las fallas.

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2.5.2.5.- Mantenimiento Programado Está relacionado a los trabajos recurrentes y periódicos de valor sustancial. 2.5.2.6.- Mantenimiento Rutinario Está relacionado a las tareas de mantenimiento regulares o de carácter diario. 2.5.2.7.- Mantenimiento por Averías Es el conjunto de acciones necesarias para devolver a un sistema y/o equipo las condiciones operativas normales, luego de la aparición de una falla. Generalmente no se planifica ni se programa, debido a que la falla ocurre de manera imprevista.

2.6.- BENEFICIOS OBTENIDOS POR EL MANTENIMIENTO El mantenimiento aun cuando tiene un costo asociado y por lo general ha sido manejado como un factor negativo en las organizaciones, presenta una serie de beneficios que permite evaluar el grado de acertividad y de la necesidad de esta inversión, por lo cual en cualquier momento un análisis costo-beneficio de la acción de mantenimiento puede orientar hacia el momento oportuno de la aplicación de la misma y la comprensión clara de las razones potenciales que obligan a su realización. Los beneficios más relevantes alcanzados en una organización con la aplicación de un mantenimiento oportuno son: a. Disminución de riesgo: Previniendo la probabilidad de ocurrencia de fallas indeseables o no visualizadas. b. Mejora o recupera los niveles de eficiencia de la instalación o equipo: Esto se logra con la reducción de costos operativos e incremento de la producción. c. Prolonga la vida operativa: Difiere las decisiones de reemplazo. d. Cumplimiento de requerimientos de seguridad y legales. e. Brillo: Mejoramiento de la imagen de la organización con un realce de la impresión de clientes y entorno, así como el incremento de la moral de los trabajadores que operan los equipos e instalaciones.

2.7.- COSTOS RELACIONADOS AL MANTENIMIENTO El mantenimiento como elemento indispensable la conformación de cualquier proceso productivo genera un costo que es reflejado directamente en el costo de producción del producto, es por ello que la racionalización objetiva de los mismos permitirá ubicar a una empresa dentro de un marco competitivo. A través de la historia el costo del mantenimiento ha sido visto de mal manera dado que siempre había sido manejado como un instrumento de restitución global sin considerar los “ costos de oportunidad de inversión” , por otra parte no se cuantificaba la real necesidad del mismo en cuanto al momento de su ejecución, la magnitud adecuada del alcance del trabajo y los requerimientos de calidad que permitirán asegurar la acción de mantenimiento por el periodo de operatividad establecido en los análisis. A continuación se enumeran algunos costos asociados al mantenimiento.

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1. Mano de obra: Incluye fuerza propia y controlada. 2. Materiales: Consumibles y componentes de reposición 3. Equipos: Equipos empleados en forma directa en la ejecución de la actividad de mantenimiento 4. Costos indirectos: Artículos de personal, soporte (supervisión, gerencial y administrativo) y equipos suplementarios para garantizar la logística de ejecución (transporte, comunicación). 5. Tiempo de indisponibilidad operacional: Cualquier ingreso perdido por ausencia de producción o penalización por riesgo mientras se realiza el trabajo de mantenimiento, 6. Capacitación y/o adiestramiento .

Fig.67 Imagen Animada de Mantenimiento.

2.8.- ESTRATEGIAS DE MANTENIMIENTO TAREAS Y PLANES 2.8.1.- TAREAS DE MANTENIMIENTO Son aquellas que nos ayudan a decidir qué hacer para prevenir una consecuencia de falla. El que una tarea sea técnicamente factible depende de las características de la falla y de la tarea. Las tareas de mantenimiento se clasifican en: 

TAREAS DE MANTENIMIENTO

  

Tareas a condición Tareas cíclicas de reacondicionamiento Tareas de sustitución cíclica Tareas a falta de

2.8.1.1.- Tareas a condición Consiste en checar si los equipos están fallando, de manera que se puedan tomar medidas, ya sea para prevenir la falla funcional o para evitar consecuencias de los mismos. Está basada en el hecho de que un gran número de fallas no ocurren

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instantáneamente (fallas potenciales), sino que se desarrollan a partir de un periodo de tiempo. Los equipos se dejan funcionando a condición de que continúen satisfaciendo los estándares de funcionamiento deseado. El tiempo trascurrido entre la falla potencial y su empeoramiento hasta que se convierte en una falla funcional está determinado por el intervalo P-F, tal como se muestra en la figura 68.

El punto en que el fallo empieza a producirse (no necesariamente relacionado con la edad)

El punto en que podemos comprobar que está fallando (“fallo potencial”) P Punto en que falla (“fallo funcional”)

O D A T S E

F

TIEMPO Fig. 68 Evolución de la falla funcional en el tiempo.

2.8.1.2.- Tareas cíclicas de Reacondicionamiento Consiste en revisar a intervalos fijos un elemento o componente, independientemente de su estado original. La frecuencia de una tarea de reacondicionamiento cíclico está determinada por la edad en que el elemento o componente exhibe un incremento rápido de la probabilidad condicional de falla.

2.8.1.3.- Tareas de sustitución cíclicas Consiste en remplazar un equipo o componentes a frecuencias determinadas, independientemente de su estado en ese momento. La frecuencia de una tarea de sustitución cíclica está gobernada por la “vida útil” de los elementos.

2.8.1.4.- Tarea a falta de Son acciones “a falta de” que deben tomarse si no se pueden encontrar tareas preventivas apropiadas. Esto incluye tareas “a falta de” la búsqueda de fallas, el no realizar ningún tipo de mantenimiento y el rediseño. Las tareas “a falta de “están regidas por las consecuencias de falla. A demás de decir que debe hacerse para que un activo no pierda su función, es necesario responder las siguientes preguntas:

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¿Cuándo debería ejecutarse? ¿Quién debería ejecutar la tarea? La primera pregunta depende de la falla, y la segunda depende de la gerencia de la empresa, por lo general se selecciona a la persona o personas que estén en la mejor condición para llevar a cabo la tarea eficiente.

2.8.2.- PLANES DE MANTENIMIENTO Es el conjunto de tareas de mantenimiento seleccionadas y dirigidas a proteger la función de un activo, estableciendo una frecuencia de su ejecución de las mismas y el personal destinado a realizarlas. Se pueden establecer dos enfoques de plan de mantenimiento a saber.



Plan estratégico



Plan operativo

PLANES DE MANTENIMIENTO

2.8.2.1.- Plan estratégico Es el plan corporativo o divisional que consolida las instalaciones y/o equipos que serán sometidos a mantenimiento mayor en un periodo determinado y que determina el nivel de inversión y de recursos que se requieren para ejecutar dicho plan.

2.8.2.2.- Plan operativo Es el plan por medio del cual se define y establecen todos los parámetros de cómo hacer el trabajo, es decir, se relacione con el establecimiento de objetivos específicos medibles y alcanzables que las divisiones, los departamentos, los equipos de trabajo y las personas dentro de una organización deben lograr comúnmente a corto plazo y en forma concreta. Los planes operativos se emplean como instrumento de implementación a corto plazo para la consecución de los objetivos de cada una de las acciones que conforman los planes estratégicos que por sí solos no pueden garantizar el éxito de su ejecución.

2.9.- MANTENIMIENTO DE CLASE MUNDIAL (M.C.M) El Centro Internacional de Educación y Desarrollo (CIED), filial de PDVSA; define esta filosofía como “el conjunto de mejores prácticas operacionales y de mantenimiento, que reúnen elementos de distintos enfoques organizacionales con visión de negocio, para crear un todo armónico de alto valor práctico, las cuales aplicadas en forma coherente generan ahorros sustanciales a las empresas. La categoría de clase mundial, exige la aplicación de los siguientes aspectos: a. Excelencia en los procesos medulares.

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b. c. d. e. f. g.

Calidad y rentabilidad de los productos. Motivación y satisfacción personal y de los clientes. Máxima confiabilidad. Logro de la producción requerida. Máxima seguridad personal. Máxima protección ambiental.

2.9.1.- DIEZ MEJORES PRACTICAS QUE SUSTENTAN EL MANTENIMIENTO DE CLASE MUNDIAL 2.9.1.1.- ORGANIZACIÓN CENTRADA EN EQUIPOS DE TRABAJO Se refiere al análisis de procesos y resolución de problemas a través de equipos de trabajo multidisciplinarios y a organizaciones que evalúan y reconocen formalmente esta manera de trabajar. 2.9.1.2.- CONTRATISTAS ORIENTADOS A LA PRODUCTIVIDAD Se debe considerar al contratista como un socio estratégico, donde se establecen pagos vinculados con el aumento de los niveles de producción, con mejoras en la productividad y con la implantación de programas de optimización de costos. Todos los trabajos contratados deben ser formalmente planificados, con alcances bien definidos y presupuestados, que conlleven a no incentivar el incremento en las horas-hombres utilizadas. 2.9.1.3.- INTEGRACION CON PROVEEDORES DE MATERIALES Y SERVICIOS Considera que los inventarios de materiales sean gerenciados por los proveedores, asegurando las cantidades requeridas en el momento apropiado y a un costo aceptable. Por otro lado, debe existir una base consolidada de proveedores confiables e integrados con los procesos para los cuales se requieren tales materiales. 2.9.1.4.- APOYO Y VISION DE LA GERENCIA Involucramiento activo y visible de alta gerencia en equipos de trabajo para el mejoramiento continuo, adiestramiento, programas de incentivos y reconocimiento, evaluación del empleado, procesos definidos de selección y empleo, programas de desarrollo de carrera. 2.9.1.5.- PLANIFICACION Y PROGRAMACION PROACTIVA La planificación y programación son bases fundamentales en el proceso de gestión de mantenimiento orientado a la confiabilidad operacional. El objetivo es maximizar efectividad/eficiencia de capacidad instalada, incrementado el tiempo de permanencia en operación de los equipos e instalaciones, el ciclo de vida útil y los niveles de calidad que permitan operar al más bajo costo por unidad producida. 2.9.1.6.- PROCESOS ORIENTADOS AL MEJORAMIENTO CONTINUO Consiste en buscar continuamente la manera de mejorar las actividades y procesos, siendo estas mejoras promovidas, seguidas y reconocidas públicamente por las gerencias. Esta filosofía de trabajo es parte de la cultura de todos en la organización.

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2.9.1.7.- GESTION DISIPLINADA DE PROCURA DE MATERIALES Procedimiento de procura de materiales homologando y unificando en toda la corporación, que garantice el servicio de los mejores proveedores, balanceando costos y calidad, en función de convenios y tiempos de entrega oportunos y utilizando modernas tecnologías de suministro. 2.9.1.8.- INTREGRACION DE SISTEMAS Se refiere al uso de sistemas estándares en la organización, alineados con los procesos a los que apoyan y que faciliten la captura y el registro de datos para análisis. 2.9.1.9.- GERENCIA DISIPLINADA DE PARADAS DE PLANTAS Paradas de plantas con visión de gerencia de proyectos con una gestión rígida y disciplinada, liderizada por profesionales. Se debe realizar adiestramiento intensivo en paradas tanto a los custodios como a los contratistas y proveedores, y la planificación en las paradas de planta deben realizarse de 12 a 18 meses de anticipación, al inicio de la ejecución física involucrando a todos los actores bajo procedimientos y prácticas de trabajo, documentadas y practicadas. 2.9.1.10.- PRODUCCION BASADA EN LA CONFIABILIDAD Grupos formales de mantenimiento predictivo/confiabilidad (ingeniería de mantenimiento) deben aplicar sistemáticamente las más avanzadas tecnologías/metodologías existentes del mantenimiento predictivo como: vibración, análisis de un aceite, ultrasonido, alineación, balanceo y otras. Este grupo debe tener la habilidad de predecir el comportamiento de los equipos con 12 meses de anticipación y coordinar la realización de procesos formales de “análisis casaraíz” (ACR).

2.10.- MANTENIMIENTO PRODUTIVO TOTAL (TPM) Después de la segunda guerra mundial, las industrias japonesas determinaron que para poder tener competitividad en el mercado mundial, tenían que mejorar la calidad de sus productos así se vieron en la necesidad de importar técnicas de manufactura y de administración de los Estados Unidos de América y los adoptaron, pero los tuvieron que adoptar a sus necesidades. Para mejorar el mantenimiento del equipo, Japón importo de los Estados Unidos de América el concepto de mantenimiento preventivo, hace mas de 30 años, mas tarde importo otros termino que incluían, Mantenimiento Productivo, Prevención de Mantenimiento, Ingeniería de Confiabilidad, etc. modificando todos estos términos al ambiente industrial japonés, para formar lo que se conoce como TPM (MANTENIMIENTO PRODUCTIVO TOTAL), algunas veces definido como; Mantenimiento Productivo Implementado por todos los empleados, basado en que la mejora del equipo debe involucrar a todos en la organización desde los operadores hasta la alta dirección. El Mantenimiento Preventivo fue introducido en los años 50´s y el Mantenimiento Preventivo fue bien establecido durante los años 60´s, el desarrollo del TPM comenzó en los años 70´s.

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El tiempo anterior en los años 50´s puede ser definido como el periodo del mantenimiento de las descomposturas ya que no se contaba con una especialización en el mantenimiento. El termino TPM fue definido en 1971 por el Japan Institute for Plant Engineers, hoy en día conocido como "Japan Institute fort Plant Maintenance" (Instituto Japonés para la Plantación del Mantenimiento). Y también realizaron una implantación de 12 etapas para poder realizar el TPM exitosamente y cuya secuencia debe ser estrictamente respetada: La alta dirección decide y aplica el método TPM. Todos los responsables hacen una inspección por la empresa para que cada uno exprese su punto de vista, dudas, impresiones, en cuanto a la implantación del TPM, con el objetivo de vencer las resistencias al cambio. Se organiza la estructura del TPM de tal manera que las iniciativas y acciones, desciendan y asciendan rápidamente a todos los niveles de la organización. Se definen los planes de mejora a mediano y largo plazo. Las siete etapas siguientes se organizan temporalmente (entre 2 y 3 años). 1. El programa se hace extensivo a todo el personal y en él se especifican los objetivos a alcanzar y una adecuada planificación. 2. Se garantiza que estén disponibles todos los medios para mejorar el rendimiento del programa en las instalaciones piloto (aprueba). 3. Los integrantes de área de producción toman a su cargo la vigilancia de su máquina a nivel de pieza, engrasado, pulido, limpieza, etc. es lo que se conoce como automantenimiento el cual se realiza de modo progresivo, esta etapa es la que más toma tiempo a lo largo de la implantación. 4. Paralelamente al paso anterior, el área de mantenimiento realiza la programación a gestión de las intervenciones, los planes. 5. Las intervenciones se convierten en "Escuelas" para formar al personal técnicamente en lo que se refiere a mantenimiento. 6. Se elabora un estudio de las repercusiones del auto-mantenimiento en cuanto a costos, reducción de tiempos muertos. 7. Se lleva a cabo tanto la retroalimentación como las mejoras al programa. Con la implementación de estas 12 etapas se pueden alcanzar 5 pasos para que la empresa se desarrolle exitosamente en el mercado mundial, que son: 1.- Maximizar la eficiencia del equipo. 2.- Desarrollar un sistema de mantenimiento productivo por toda la vida del equipo. 3.- Involucra a todos los departamentos que planean, diseñan, usan o mantienen el equipo en la implementación del TPM.

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4.-

Activamente involucra a todos los empleados desde la alta dirección hasta los trabajadores de piso.

5.- Promover el TPM a través de motivación con actividades autónomas de pequeños grupos. El compromiso total por parte de los altos mandos de la empresa, es indispensable, el personal debe tener la suficiente delegación de autoridad para implementar los cambios que se requieran. Se debe tener un panorama a largo plazo, ya que su implementación puede tomar desde uno hasta varios años, también debe tener lugar un cambio en la mentalidad y actitud de toda la gente involucrada en lo que respecta a sus nuevas responsabilidades. La palabra "total" tiene 3 significados relacionados con 3 características del TPM. 1.- Eficiencia total: persigue la eficiencia económica. 2.- PM (Mantenimiento Preventivo): establece un plan de mantenimiento para la vida del equipo, (incluyendo prevención de mantenimiento, técnicas de monitoreo para diagnosticar las condiciones del equipo, identificando signos de deterioro y la inminente falla), y mantenimiento preventivo. 3.- Participación total: mantenimiento autónomo por operadores y actividades de grupos pequeños en cada nivel. El TPM tiene un doble objetivo; cero caídas en producción y cero defectos, cuando esto se ha logrado, el periodo de operación mejora, los cotos son reducidos, el inventario puede ser minimizado y en consecuencia la productividad se incrementa típicamente se requieren tres años desde la introducción del TPM para obtener resultados satisfactorios, el costo depende del estado inicial del equipo y de la experiencia del personal de mantenimiento. Para introducir el TPM dentro de las políticas básicas de la compañía y concretar metas, tales como incrementar el periodo de uso del equipo a mas de 80%, reducir las descomposturas en un 50%, una vez que las metas han sido establecidas cada empleado debe entender, identificar y desarrollar las actividades de pequeños grupos en el lugar de trabajo, que asegure el cumplimiento de las metas en el TPM, los grupos pequeños establecen sus propias metas basadas en las metas globales. La mayoría de gente pone resistencia innata al cambio, aun con los cambios que tiene consecuencias deseables, el TPM, incrementa la productividad, la calidad, reduce los costos, mejora las ganancias y crea un ambiente favorable para los trabajadores, aun así la alta gerencia de muchas compañías cuestionan el uso del TPM en su firma aun observando los resultados dramáticos obtenidos por otros compañías. Eliminar tal resistencia requiere educación preliminar en cada nivel. En Japón, sesiones de dos días han sido suficientes para los gerentes de departamento y de sección y para lideres de grupo, mientras que se requieren tres días para los ingenieros de apoyo, para los empleados de piso, se les instruye por sus superiores, en como participar en las actividades de grupo, se les atiende con una presentación en movimiento acerca del TPM. Para implementar el TPM en el curso de tres años se necesita un plan maestro, que sirva como lista de actividades para que el TPM se divida en etapas, que visualizan las funciones de los grupos en cada nivel.

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La eficacia de equipo es una medida de valor agregado de la producción a través de equipo. El TPM máxima la eficiencia del equipo por medio de dos tipos de actividad: a. Cuantitativa.- Incrementa la disponibilidad total del equipo y mejora su productividad en un periodo dado de tiempo. b. Cualitativa.- Estabiliza la calidad. Una meta del TPM es incrementar la eficiencia del equipo para que cada parte de este pueda ser operado en todo su potencial y mantenga ese nivel. El creer que las cero descomposturas pueden ser alcanzadas, es un prerrequisito para el logro del TPM.

2.10.1.- ENTRENAMIENTO DE MANTENIMIENTO TPM PARA LOS OPERADORES DE EQUIPO Día con día los operadores deben de mantener el equipo operado normalmente, pero ellos raramente entienden el funcionamiento del equipo que usan. En el TPM las funciones de mantenimiento que se enseñan a los operadores salvan esta situación. El programa de entrenamiento de mantenimiento para los operadores de equipos recomendada por JIPM (Japan Institute for Plant Maintenance); incluye una semana de información y entrenamiento en la compañía seguida por una introducción diaria, uno por uno en el taller de la fabrica por personal de mantenimiento, los tópicos cubiertos en el entrenamiento incluye manejo y mantenimiento de: a. b. c. d. e. f. g.

Tuercas y tornillos Flechas y coplees Baleros Engranes Transmisión de poder Empaques Lubricantes y lubricación

2.10.2.- ENTRENAMIENTO PARA INSTRUCTORES Este curso ayuda a preparar instructores para los programas de entrenamiento interno, como parte del entrenamiento se les invita a formar parte del currículo. La experiencia lograda como entrenadores, pruebe sus destrezas de mantenimiento y provee una oportunidad para practicar el liderazgo. En los últimos años el movimiento para incrementarse la productividad y una producción de costo competitivo ha conducido a más equipo sofisticado y operado a altas velocidades. La experiencia del personal de mantenimiento y producción es limitada a ediciones y tecnologías relacionadas a sus propias áreas de responsabilidad, bajo estas circunstancias el TPM no progresara. Para llevar a cabo las actividades del TPM, la compañía requiere personal con fuerte destreza en mantenimiento relacionada al equipo, los operadores deben ser instruidos con su propio equipo y desarrollar experiencia práctica y destreza necesaria para mantener operando bien el equipo. Los operadores deben entender la estructura y funciones de su equipo demasiado bien para operar apropiadamente el personal de mantenimiento debe tener destreza y conocimiento para que los operadores confíen en ello. La relación entre los grupos puede

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ser simplemente entendida comparando a los operadores del equipo como chóferes de autos y los trabajadores de mantenimiento como los mecánicos. Como chóferes de autos, los operadores del equipo desempeñan cuatro tipos de trabajo de mantenimiento. Simple para mantener el equipo corriendo suavemente. a. Lleva una revisión del equipo al arrancar, revisar el nivel de aceite, el sistema hidráulico, vibraciones inusuales u otras anormalidades. b. Periódicamente revisar la temperatura, velocidad durante la operación y continua escuchando por ruido y vibraciones inusuales. c. Revisa el tablero de instrumentos regularmente para ver el nivel de corriente y ver otros medidores de corriente y presión. d. Se asegura que el equipo esté bien lubricado y se agregue lubricante si es necesario. Finalmente cuando nota una condición que pudiera ser problema de seguridad o mecánico, informa a mantenimiento quien encuentra la anomalía. Aunque el personal de mantenimiento se empeña en arreglar las descomposturas tan rápidas y eficientes cómo es posible, sus deberes van más allá del tratamiento de fallas del equipo. El personal de mantenimiento siempre ha sido el responsable por asegurar la operación confiable de la maquina y de otro equipo usado por el departamento de producción, sus deberes incluyen: a. b. c. d. e. f. g.

Plantación de mantenimiento periódico. Medición periódica de vibraciones y temperatura. Estimación optima del intervalo de reemplazo de partes. Planear y seleccionar óptimamente el lubricante, material y partes de máquina. Corregir las debilidades del diseño del equipo. Restaurar el equipo descompuesto rápidamente. Promover educación y entrenamiento de mantenimiento a los operadores del equipo. h. Mejorar sus destrezas de mantenimiento y aprender nuevas tecnologías.

2.10.3.- ACTIVIDADES DE GRUPOS DE ACUERDO AL TPM El estilo japonés de actividades de grupos pequeños comenzó con los círculos de calidad introducidos en 1962. El concepto Americano de cero defectos (CD), que es una actividad individual más que de grupo, viene a hacer popular tres años más tarde. NEC la primera firma japonesa en implementarlo combino las actividades de mejora individual con el estilo japonés de círculo de calidad, formando las actividades de grupo (CD). Más tarde la industria de acero japonés siguió con las actividades del ampliamente usado JK (Jinshu Kanri o "administración autónoma"). Desde entonces muchas otras compañías han desarrollado su propia tecnología y procedimientos conduciendo los círculos CC y grupos CD, de hecho la mayoría de las compañías japonesas promueven alguna forma de actividades de grupos pequeños, aun en las industrias de servicio como hoteles, bancos y seguros. El JIPM (Instituto Japonés para la Plantación del Mantenimiento) promueve el uso de "Grupos Pequeños Autónomos" de acuerdo al TPM, las actividades son basadas en el

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modelo cero defectos (CD); y construidos en la estructura de la organización, la función de los grupos pequeños en cada nivel y a través de las divisiones es cumplir con los objetivos de la compañía. Durante la etapa de la implementación del TPM el tiempo usado por los grupos pequeños en varias actividades, es cuidadosamente monitoreado. Las actividades son categorizadas y registradas como actividades de mantenimiento, educación y entrenamiento y juntas, esta documentación de como los grupos pequeños usan su tiempo, le permite a la compañía compensar a sus empleados adecuadamente. ALTA MORAL = ALTAS GANANCIAS Las actividades de grupos pequeños deben estar basadas en la administración participativa, para mejorar la productividad, y las condiciones de trabajo, los trabajadores son los jugadores líderes, toman la responsabilidad en lugar de seguir órdenes o hacer lo suficiente para ganarse la paga. Cada trabajador administra su trabajo autónomamente procurando mejores resultados, mientras los trabajadores deben jugar un papel de líder, al mismo tiempo los administradores deben llevar una gran parte de trabajo para mantener a los trabajadores motivados. Cuatro factores son importantes en la motivación de las actividades por grupos pequeños. Que reconozca la importancia de su trabajo.- Un trabajador debe de entender la

importancia de su trabajo para tomar responsabilidad por él y querer hacerlo bien. Que seleccione y ejecute metas.- Trabajar sin metas es como un corredor sin línea de

metal. El seleccionar metas y promover su cumplimiento pude ser una manera efectiva para motivar gente. Los administradores deben de tener cuidado al guiar a los grupos pequeños para que seleccione metas de acuerdo a las metas anuales de la compañía. Actuar sobre sugerencias.- El número de sugerencias propuestas por los trabajadores individuales han sido vistas como una medida en la forma que se han llevado las actividades de los grupos pequeños. Si se producen buenos resultados cuando una sugerencia es adoptada e implementada, los que la propusieron tienen un sentimiento gratificante de cumplimiento. Cada trabajador contribuye con al menos una sugerencia al mes. Recompensar los esfuerzos de los trabajadores.- La adjudicación satisface el deseo de la

gente de reconocimiento y es usualmente dado por el cumplimiento de metas y por sugerencias prosperas, aunque esto es para satisfacer a los individuos, la adjudicación tiene valor posterior en el contexto de las actividades de grupos pequeños, se demuestra que los administradores reconocen esa adjudicación en un hecho concreto mientras que la adjudicación puede ser monetaria, mas importante que la cantidad es la oportunidad de los administradores de reconocer y expresar su apreciación por las ejecuciones de los trabajadores. Si las metas de los grupos pequeños son las mismas metas que las de la compañía, podemos evaluar su progreso midiendo el grado para el cual las actividades del grupo contribuyen en el cumplimiento de las metas de la compañía, el progreso de las actividades de los grupos pequeños puede separarse en cuatro etapas: a. Auto desarrollo.- Los miembros del grupo deben dominar las técnicas, su motivación incrementa dependiendo de cómo ellos reconozcan la importancia de cada una de ellas.

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b. Actividades de mejora.- Las actividades de mejora del grupo son propuestas e implantadas. Conduciendo a una sensación de perfección. c. Resolución de problemas.- En esta etapa las metas de los grupos pequeños que completan las metas de la compañía pueden ser seleccionados y el grupo viene a ser activamente involucrado en la producción de problemas. d. Dirección autónoma.- El grupo selecciona metas de alto nivel consistente con la política corporativa y dirige su trabajo independientemente. El TPM le da un nuevo enfoque al mantenimiento como una parte necesaria y vital dentro del negocio, se hace a un lado el antiguo concepto de que esta es una actividad improductiva y se otorgan los tiempos requeridos para mantener el equipo que ahora se consideran como una parte del proceso de manufactura. No se considera ya una rutina al ser efectuada solo cuando el tiempo o el flujo de material lo permitan, la meta es reducir los paros de emergencia, los servicios de mantenimiento inesperados, se reducirán al mínimo. En un taller de tubería de acero, por ejemplo. Las maquinas dobladoras que entre reajustes para cambio de medidas y reparaciones llegan a perder hasta más del 30% de su productividad, hoy los tiempos perdidos son menores del 3% gracias a la implementación del TPM. Los equipos de acción tiene la responsabilidad de determinar las discrepancias u oportunidades de mejoramiento la forma más adecuada de corregirlas o implementarlas e iniciar el proceso de corrección o de mejoramiento, posiblemente no resulte fácil para todos los miembros del equipo el reconocer las oportunidades e iniciar las acciones, sin embargo otros tal vez tengan experiencia de otras plantas o casos previos en la misma y gracias a lo que hayan observado en el pasado y las comparaciones que puedan establecer, se logra un importante avance, los establecimientos de estas comparaciones que a veces puedan implicar visitar otras plantas, se denomina (BENCH MARKING), o sea “comparación sobre la mesa”. Como cuando tenemos dos aparatos de las mismas características y los ponemos sobre la mesa para comparar cada parte de su proceso de funcionamiento, esta es una de las grandes ventajas del TPM. A los equipos de trabajo se les anima a iniciar atacando discrepancias y a llevar un registro de sus avances a medida que alcanzan logros, se les da reconocimiento de parte de la gerencia, a fin de que crezca la confianza y los prestigios del proceso, se les da mayor publicidad que sea posible a sus alcances, a medida que se va familiarizando con el TPM.

2.10.4.- ¿COMO LOGRAR LA IMPLEMENTACION EFICAZ DEL TPM? Para integrar un programa de TPM más eficaz a través de la compañía o planta, deben ser clasificados, los problemas corrientes, el potencial para su solución y los beneficios que se van a obtener. La eficacia del TPM es medida por dos razones: Ayuda a establecer prioridades para proyectos de mejora dándoles exactitud y reflejando sus resultados.

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2.10.5.- ¿QUE CLASE DE RESULTADOS PODEMOS ESPERAR? La medición de la eficacia revela los frutos de los esfuerzos diarios, aísla puntos en los que debemos enfocarnos y ayuda en planear las contramedidas. Para implementar el TPM eficientemente, debemos saber qué áreas en la planta tienen problemas y cuáles son, requieren índices que muestren exacta y continuamente donde se necesita la mejora y qué clase de resultados podemos esperar. Tales índices enfocan actividades de mejoramiento, señalando los aspectos más importantes, facilitan la pronta identificación y respuesta al cambio, juicios más exactos, y ayudan a promover las actividades del TPM más eficientemente. Los resultados de las actividades del TPM son también medidos usando índices que muestren exactamente y claramente la eficiencia relativa de las actividades y medidas de mejora en las diferentes plantas o divisiones, un cercano monitoreo en todos los niveles ayuda a mantener y mejorar resultados, promueve el desarrollo eficientemente y nos ayuda a entender y prevenir caídas repentinas en la eficiencia.

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CAPITULO III.- HERRAMIENTAS PARA LA LIMPIEZA O INSPECCION (DIABLOS) 3.1.- ¿QUE ES UN “DIABLO”? "Diablo“: Término utilizado en la industria petrolera mexicana para identificar la herramienta o dispositivo empleado para limpieza o inspección interior de tuberías. El propósito fundamental de la inspección interior con equipo instrumentado en un ducto, consiste en detectar, localizar y cuantificar anomalías en la pared interna y externa por manufactura, servicio, así como las situaciones que presentan un riesgo potencial para la operación segura de la línea y para las personas que viven cerca de los D.D.V. donde están alojados los ductos.

Fig. 69 Muestra de un Diablo de Inspección. Imagen cortesía de PEMEX.

3.1.1.- ¿PARA QUE SON LOS DIABLOS? Una tubería es indudablemente el método más eficiente para la transportación de grandes volúmenes de fluidos (gases o líquidos), su eficiencia depende de dos requerimientos fundamentales: a. Debe estar en operación continua b. La capacidad requerida se debe obtener con la mínima inversión de capital y más bajos costos de operación Los diablos convencionales y los llamados inteligentes juegan un papel importante para sostener los requerimientos fundamentales anteriores: 1. Ayudan a asegurar la operación continua: a. Removiendo cualquier sustancia que pueda dañar la tubería b. Ayudan a prevenir la formación de celdas de corrosión c. Proporcionan información oportuna del desarrollo de cualquier problema d. Proporcionan una alternativa de suspensión de operación para la aplicación de pruebas periódicas 2. Ayudan a garantizar la máxima eficiencia: a. Removiendo algunos escombros o materiales extraños en la tubería b. Removiendo algunos depósitos de cualquier liquido o sólido, que puedan acumularse y restringir el flujo.

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c. Para la observación y control de la operación o condiciones físicas de la tubería.

Fig. 70 Remoción de escoria mediante la ayuda de un diablo. Imagen cortesía de PEMEX.

3.2.- DISPOSITIVOS INSTRUMENTADOS 3.2.1.- LA INSPECCIÓN EN DUCTOS ¿POR QUÉ? La evaluación de la seguridad y productividad de una tubería requiere, el conocer la condición de dicho sistema, en nuestro caso, la tubería. Las tuberías son usualmente muy grandes, especialmente en longitud, además, generalmente son enterradas, algunas de ellas bajo el fondo marino. Como solución a estos problemas, surgen los diablos o instrumentos, herramientas de inspección de tuberías; equipos que en la actualidad, permiten realizar un estudio completo de las condiciones que guarda la tubería, para posteriormente, efectuar las reparaciones pertinentes. Una de sus características es no tener que suspender el paso del fluido mientras se realiza la inspección, sino que por el contrario, se aprovecha el fluido para mover al dispositivo de inspección. Los diablos inteligentes se utilizan para inspeccionar los gasoductos ya que estos proveen información de las condiciones o su contenido. La información que pueden proporcionar es la siguiente: a. b. c. d. e. f. g. h.

Medición de geometría y diámetro Grabación de temperatura y presión Detección y medida de pérdida de metal Detección de grietas Detección de fugas Monitoreo de curvaturas Inspección topográfica Cuantificación de depósitos de escombros

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Existen dos cosas que se necesita conocer acerca de cualquier gasoducto, antes de realizar una corrida de diablos: a. La ubicación b. La extensión La extensión puede ser determinada con la utilización de un odómetro de ruedas. Estas ruedas de circunferencia conocida ruedan libremente en la pared de la tubería. Cada rotación acciona un contador de pulsos; cuando este número de pulsos es multiplicado por la circunferencia de las ruedas, se obtiene la distancia recorrida.

Fig. 71 Corrida de Diablo. Imagen cortesía de PEMEX.

3.2.2.- DIABLO INSTRUMENTADO Es un dispositivo con libertad de movimiento que se utiliza en la inspección de ductos para detectar localizar y cuantificar anomalías tales como áreas debilitadas por corrosión, defectos de manufactura y abolladuras ocasionadas durante su transporte y/o construcción. Es de cuerpo cilíndrico con un eje tubular que funciona como un recipiente a prueba de presión y contiene las baterías, la unidad de registro y el módulo de procesamiento electrónico de datos; en la parte central se encuentran los componentes requeridos para magnetizar o enviar pulsos ultrasónicos al ducto (dependiendo si el diablo es magnético o ultrasónico) y sensores necesarios para medir el grado de corrosión u otros daños en el ducto. Se fabrican en diversos tipos y tamaños y son seleccionados de acuerdo al diámetro y las condiciones de operación del ducto, así como de la eficiencia requerida en la inspección del mismo. Toda la información proporcionada por la inspección será la fuente principal para realizar un programa de mantenimiento que permita operar la línea de manera segura, confiable y al menor costo posible a lo largo de su vida útil.

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3.2.2.1.- PARTES CONSTITUTIVAS DE UN DIABLO INSTRUMENTADO A continuación se muestra en la figura 72 el ensamblaje de un diablo instrumentado ultrasónico así como sus partes principales:

Fig. 72 Partes de un Principales de Diablo Instrumentado. Imagen cortesía de PEMEX.

1. 2. 3. 4.

5. 6. 7. 8. 9.

Receptor / Transmisor de marcación. Cuerpo hermético de batería. Ruedas del odómetro. Cuerpo hermético de pre-acondicionamiento de datos. Los datos ultrasónicos y auxiliares son comprimidos y dispuestos en la unidad microprocesadora múltiple para ser almacenados en la cinta digital. La evolución de los datos se lleva a cabo después de la corrida de prueba. Capas de poliuretano. Cuerpo hermético ultrasónico. El modulo electrónico de ultrasonido está dividido en 64 canales multiplexados. El flujo de datos es hasta de 400 Kbyte/seg. Conductos herméticos para cada cable de sensor entrando a la cavidad de la herramienta. Transductores herméticos ultrasónicos, instalados en el portador de sensores de poliuretano. Cables y tapones sellados a presión.

3.2.2.2.- SECCIONES DEL DIABLO INSTRUMENTADO Los diablos instrumentados están formados por tres secciones las cuales son:

SECCION DE PROPULSION La fuente de alimentación que se necesitan para energizar el diablo durante sus recorridos se encuentran en la sección de propulsión, la cual está rodeada de copas de poliuretano. Estas copas crean una presión diferencial que sirve para mover el diablo a través del ducto.

SECCION TRANSDUCTORA La sección central contiene un número apropiado de zapatas transductores montadas sobre dos anillos de suspensión, de tal manera que durante los recorridos de inspección se mantiene un estrecho contacto entre los sistemas sensores y la superficie interna del ducto.

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Los sensores cubren totalmente los 360° de la circunferencia del ducto. Las señales se originan de la fuga del flujo magnético que ocasionan las imperfecciones del material del ducto ya sean internas o externas.

SECCION DE INSTRUMENTOS Alberga todo el sistema electrónico. En el mismo espacio se encuentran los instrumentos de registro en donde se almacenan todas las señales, en cintas magnéticas de la capacidad adecuada para cubrir la distancia del ducto que se necesita explorar. Unidas a la parte posterior de la sección de instrumentos se encuentran dos ruedas odómetras para medir la distancia. Las tres secciones están unidas por medio de juntas universales que permiten el libre paso por los codos del ducto.

3.3.- TIPOS DE DIABLOS CONVENCIONALES Los diablos de limpieza para inspección se pueden dividir en dos grupos: a. Los llamados de limpieza que sirven para remover sólidos o semisólidos b. Los denominados de desplazamiento que se utilizan para proveer un buen sellado. 3.3.1.- DIABLOS DE LIMPIEZA Debido a que existen diferentes tipos de desechos, depósitos minerales y otras sustancias que pueden obstruir el paso del diablo instrumentado, el tipo de diablo a emplearse para limpiar la línea depende del material que va ser removido. Estos diablos emplean 2 elementos de limpieza, cepillos de acero y cuchillas de uretano. Los cepillos de acero pueden ser usados en líneas con depósitos duros adheridos en la pared del tubo. Las cuchillas de uretano pueden ser utilizadas en gomas o depósitos sueltos que pueden venir en el flujo de los fluidos.

Fig. 73 Diferentes Tipos de Cepillos de Limpieza. Imagen cortesía de PEMEX.

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3.3.2.- DIABLOS DE DESPLAZAMIENTO Los diablos de desplazamiento emplean copas o discos que mantienen un sello a través de las curvas. Algunas de sus aplicaciones son: a. Extracción de líquidos y condensados en líneas de gas b. Separación de productos en líneas multiproductos 3.3.3.- ESFERAS Tienen características con las que pocos diablos cuentan: pueden pasar curvaturas de diámetro pequeño, su principal uso es remover condensados. 3.3.4.- CARACTERÍSTICAS DE CADA UNO DE LOS TIPOS DE DIABLOS ESTRUCTURA (PARTES Y COMPONENTES PRINCIPALES) a. Cuerpo de tubo b. Copas de uretano c. Cepillos de alambre d. Cuchillas con costillas de uretano e. Parachoques f. Tuerca del cuerpo g. Rondana de seguro h. Tapón desviador 3.3.5.- MATERIAL DE FABRICACIÓN DE CADA COMPONENTE COMPONENTE Cuerpo del tubo

MATERIAL DE FABRICACIÓN Acero

Copas

Uretano de gran dureza

Cepillos de alambre

Acero inoxidable

Cuchillas

Uretano de gran dureza

Parachoques

Acero y uretano

Tuerca

Acero Tabla 3.Componentesy material de un diablo. Cortesía de PEMEX

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3.3.6.- FUNCIÓN QUE DESEMPEÑA CADA COMPONENTE

COMPONENTE

FUNCIÓN QUE DESEMPEÑA Sirve para darle firmeza al diablo en el cual van los implementos asegurados Sirven para desplazar los líquidos en las tuberías, estas copas son resistentes a los hidrocarburos con un mínimo de hinchazón Se utilizan para la limpieza de incrustaciones duras en la pared de la tubería Sirven para la limpieza de incrustaciones de gomas o productos residuales de poca dureza Sirven para contener los choques del diablo

Cuerpo del tubo Copas de uretano

Cepillos de alambre Cuchillas de uretano Parachoques

Tabla 4. Función realizada por componentes. Cortesía de PEMEX

3.4.- PINGS (CERDOS) 3.4.1.- CERDOS DE LIMPIEZA Se sabe que los cerdos de la limpieza de tuberías en la industria mundial son los cerdos más eficientes. Los cerdos de limpieza se diseñan para alcanzar resultados óptimos en la limpieza en todas las circunstancias y condiciones posibles de la tubería, tales como curvas o reducciones estándares y cualquier clase de contaminación, los depósitos pesados de la escoria o de la parafina. Los discos de guía centralizan el cerdo en la tubería y los discos del lacre proporcionan un sello excelente: estas funciones dan lugar a la limpieza excepcional y al procesamiento lote por lote excelente (separación). La mayoría de las versiones estándares son reversibles o aún completamente bidireccionales, y las configuraciones modulares especiales de las marcas de conceptos posibles. Incluso las tazas se pueden montar a los cuerpos estándares del cepillo.

Fig. 74 Diferentes Tipos de Cerdos para Diablos. Imagen cortesía de PEMEX. ~

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3.4.1.1.- Cerdo Poly

El cerdo flexible del poliuretano es ideal para los usos cuando la condición de la tubería no es bien sabido, y el requisito fundamental es asegurar que el cerdo no bloque la tubería. 3.4.1.2.- Cerdo de rueda

El cerdo de rueda se diseña para quitar agresivamente la escoria tal como cera dura de las paredes de la tubería. Los pernos duros de acero con cabezas de carburo de tungsteno, unidas a los discos del poliuretano en el cerdo, estallan y raspan la escoria de la tubería. La agresividad de la herramienta puede ser ajustada quitando algunos de los pernos, alargando o acortando los pernos y usando más o menos poliuretano resistente para la rueda. El perno del cerdo de la rueda es remolcado generalmente a través de la línea por un cerdo magnético resistente de limpieza usando un acoplador universal diseñado especialmente. 3.4.1.3.- Cerdo de presión en puente

Esto es una solución simple pero eficaz a una situación crítica que pueda ocurrir. Un cerdo de raspador afloja la escoria a lo largo de la línea. En algunas ocasiones, la cantidad de escoria llega a ser tan grande que el cerdo no puede moverla, dando por resultado un cerdo pegado y una tubería bloqueada. Nuestra solución es un cerdo de la limpieza que responde a la formación de un lingote de escoria puenteando el producto líquido a través de su cuerpo. Mientras que la escoria se acumula delante del cerdo. Cuando la presión diferenciada alcanza un valor crítico, una válvula de descarga en el cuerpo del cerdo abre y permite que el producto eche en chorro a través del cerdo, limpiando la escoria con un chorro de agua delante del cerdo y permitiéndote moverse. El cerdo de puente es de uso frecuente para empujar un cerdo pegado en la tubería. 3.4.1.4.- Cerdo con inhibidor en aerosol

El cerdo con inhibidor en aerosol aplica un inhibidor para la corrosión a las áreas problemáticas seleccionadas en una tubería de alta presión, evitando el costoso inhibidor a granel para toda la tubería. El inhibidor para la corrosión se almacena en los módulos del frente y centro, mientras que el nitrógeno de alta presión se mantiene en la parte posterior. El nitrógeno se requiere para desplazar el inhibidor mientras que el cerdo viaja a través de la tubería. Un arsenal de aerosol se une al extremo trasero del cerdo para distribuir el inhibidor en toda la tubería. 3.4.1.5.- Cerdo magnético de limpieza

Este cerdo de la pre-inspección quita la escoria metálica ferrosa, tal como barras sobrantes de soldadura de la tubería. Utiliza permanentes imanes fuertes para recoger y extraer la escoria. 3.4.1.6.- Cerdo de taza

Estos cerdos se diseñan para uso en funcionamientos largos en los cuales el desgaste puede ser una preocupación especial.

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Fig. 75 Cerdos de Tipo Taza. Taza. Imagen cortesía de PEMEX.

3.4.1.7.- Cerdo de cepillo

El cerdo de cepillo es una herramienta bidireccional de limpieza que limpia sin raspar la pared interior de la tubería. Utiliza cepillos metálicos y no-metálicos, y es tan vigoroso y versátil como otros cerdos bidireccionales. Los cerdos de cepillo son ideales para el uso en tuberías de combustible de aviación. 3.4.1.8.- Cerdo circunferencial de cepillo

El cerdo circunferencial de cepillo es similar a un cerdo regular de cepillo, pero sus cepillos de limpieza no son segmentados y por lo tanto cubren los 360 grados completos de las paredes de la tubería. 3.4.1.9.- Cerdo de diámetro doble

Este cerdo sella firmemente las paredes internas de la tubería, y puede ser producido para cualquier medida de diámetro.

3.4.2.- CERDOS DE LIMPIEZA PARA USOS ESPECIALES Para muchas tuberías, una configuración optimizada del concepto de cerdo de disco mejorará el funcionamiento del cerdo para que la tarea especificada y su capacidad cumplan los requisitos estructurales del sistema de la tubería y de sus válvulas. Algunos ejemplos eje mplos de las configuraciones especiales que se desarrollan y se han aplicado con éxito.

Fig.76 Cerdos para Usos Especiales. Imagen cortesía de PEMEX.

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3.4.2.1.- Apresto y Montaje del Disco Especial para el Retiro Progresivo de la Escoria Montaje unidireccional del disco para las operaciones de procesamiento critico lote por lote, tales como retiro del producto con nitrógeno, o retiro del agua en configuraciones de la diferencia de diámetro para las tuberías construidas con dos tamaños nominales o aún tres diversos tamaños nominales (diámetro triple). Tazas que no tienen incrustados los pernos prisioneros de metal, montados conjuntamente con discos en el cuerpo estándar del cerdo, retiro progresivo de escombro tan bien como depósitos duros de escoria. Configuraciones especiales para las válvulas de puerta, donde la longitud del boquete no permite el uso de los cerdos estándares del disco o de la taza.

3.4.2.2.- Poliuretano Especial para el uso en Ciertas Tuberías de Productos Químicos (amoníaco). Todas las tuberías sin importar qué transporten deben estar con superficies internas limpias y estar en buena condición de funcionamiento para trabajar eficientemente y rentable. Por otra parte, una tubería limpia es una condición previa para los resultados en línea de alta calidad de la inspección. 3.5.- CLASIFICACIÓN DE TIPOS DE DIABLOS DE ACUERDO A LA FUNCIÓN QUE REALIZAN: Diablos no inteligentes o convencionales: Encargados de realizar una función operacional o de mantenimiento. Diablos inteligentes: Diablos que transmiten información acerca de la condición o funcionamiento de la tubería Los primeros diablos fueron utilizados simplemente para proveer depósitos de escombros o partículas extrañas con el fin de mantener el flujo a través de las tuberías. Las operaciones con diablos son requeridas por las siguientes razones:

3.5.1.- Durante la construcción a. Removiendo de la línea los escombros escombros de construcción b. En la realización de pruebas hidrostáticas c. Puesta en servicio

3.5.2.- Por mantenimiento a. b. c. d.

Limpieza de la línea Aplicación de revestimiento interno En la realización de pruebas hidrostáticas hidrostáticas e inspección interna Puesta en servicio

3.5.3.- Durante su operación a. Limpieza interior interior en la pared de la tubería b. Eliminación de condensados c. Separación de productos por lotes

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d. Aplicación de inhibidores

3.5.4.- Sacar de servicio a. b. c. d.

Eliminación de productos Limpieza interior de la pared Inspección y pruebas Inhabilitar el flujo

3.5.5.- Inspección de la línea a. b. c. d.

Para verificar daños físicos Para detectar corrosión Para detectar fugas Muestreos

Cuando se considera alguna de estas tareas, se debe tener en cuenta que las tuberías son diferentes: estas tienen diferentes diámetros, longitudes, contenidos, geometría, presiones y temperaturas de operación, materiales, espesor de pared, etc. 3.6.- DIABLOS CALIBRADORES (GAUGING PIGS, GEOMETRY PIGS) Se utilizan para verificar que no existan obstrucciones y que la redondez de la tubería esté dentro de los límites aceptables (ovalamientos mínimos). 3.6.1.- DIABLO DE LIMPIEZA Es un dispositivo con libertad de movimiento que se utiliza en la limpieza de tuberías; de cuerpo cilíndrico y metálico, copas de poliuretano y cepillos o espátulas, viene en diversos tipos y tamaños y son seleccionados de acuerdo al diámetro del ducto, de la eficiencia de limpieza requerida, tipo de material a desplazar y las condiciones de operación del ducto. Se emplean en los trabajos de mantenimiento, reparación y construcción de tuberías. 3.6.2.- DIABLOS SIMULADORES (DUMMY) Es una herramienta de inspección de peso y longitud equivalente a la del diablo instrumentado. La finalidad de correr un diablo de este tipo es para asegurarse que el diablo instrumentado pase a lo largo de toda la línea.

3.7.- TIPOS Y USOS DE DIABLOS INTELIGENTES 3.7.1.- DIABLOS GEOMÉTRICOS 3.7.1.1.- MECANICOS

3.7.1.1.1.- Diablo calibrador Es un diablo convencional con un plato de metal en el frente del cuerpo, con el propósito de medir el diámetro nominal del ducto y así comprobar que las reducciones de la línea no rebasan el porcentaje permitido. Este plato regularmente se fabrica de aluminio, en el cual quedan marcadas las reducciones o deformaciones de la línea y así poder tener un criterio de continuar o no con las pruebas u operaciones en el ducto.

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Si el calibrador es corrido exitosamente a través de la línea sin detectar algún daño, entonces se asume que la tubería se encuentra libre de obstrucciones, no obstante, si el plato del diablo presenta deformaciones, se asume que la tubería presenta fallas.

3.7.1.1.2.- Diablo “SMART”. Fue diseñado después de 1950, es similar a un diablo convencional de desplazamiento de 4 copas, entre los dos juegos de copas están montados tres brazos, dos de estos son fijos y el tercero es articulado. Adherido al brazo articulado se encuentra un paquete instrumentado, que consiste de un cable y dos agujas para grabar la información. La primera está conectada al brazo principal y registra los cambios de diámetro, la segunda está conectada a un pequeño brazo adicional que cuenta con ruedas, estas determinan la longitud de la tubería.

3.7.1.1.3.- Diablo de Medidor de Presión Diferencial El propósito de este diablo es el de localizar las restricciones o reducciones de diámetro, para grabar la presión diferencial enfrente del diablo. Para la medición de las presiones, el diablo consta de un manómetro simple con un pistón tipo embolo. El pistón actúa contra un resorte, entonces la presión registrada es proporcional a la compresión del resorte. 3.7.1.2.- ELECTROMECÁNICOS

3.7.1.2.1.- Caliper Utiliza un odómetro metálico para medir la distancia recorrida y una plumilla para indicar el alcance del daño. Resulta una grafica en papel que proporciona un trazo, el cual es proporcional en longitud al ducto y en el que se indican las reducciones de diámetro. 3.4.1.3.-ELECTRÓNICOS

3.7.1.3.1.- Inspección de Diámetro Interior (Geocontrol) Cuenta con un juego de brazos que se montan alrededor de la copa delantera y cualquier reducción en el diámetro provoca una deflexión de la copa. Las mediciones son almacenadas en una grabadora digital que registra los detalles de las reducciones y sus localizaciones. Este diablo es utilizado solo en líneas que transportan líquidos. La máxima velocidad a la que se corre es de 3m/seg, la máxima presión de operación es de 80 bares y la mínima curvatura permisible es de 50.

3.7.1.3.2.- HRE Caliper Este utiliza un sistema de odómetro de ruedas para la medición de la distancia recorrida, cuenta con un método de medición, registro y presentación de datos único. Está equipado con un “bypass”, que se activa electrónicamente para el sistema de frenado y regulador de la velocidad. Las especificaciones de operación tienen un alcance impresionante, incluye una máxima presión de operación de 200 bar una exactitud de localización dentro de una aproximación de 0.5 m en un rango de 200 km ó 150 hrs y cuenta con un rango de temperatura de –20°C a 65°C.

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3.7.2.- DETECCIÓN Y MEDICIÓN DE CORROSIÓN 3.7.2.1.- FÍSICO-MECÁNICOS

3.7.2.1.1.- Diablo Medidor de Presión y Temperatura. Este tipo de diablos permiten hacer una comparación entre las condiciones verdaderas y teóricas de la línea y también tiene numerosos usos prácticos por ejemplo: el efecto de la temperatura de cualquier producto en la presión y volumen, así para una línea de aceite como para una de productos de refinación, esto es posible para hacer una exacta evaluación del volumen total del producto a temperatura ambiente y para el conocimiento no solo de las condiciones de la presión y temperatura, sino también para la elevación o caídas de presión sobre la línea. 3.7.2.2.- MAGNÉTICOS Los diablos de este tipo constan de tres secciones articuladas. Una sección contiene las baterías, otra registra y almacena los datos y la tercera contiene los aparatos sensitivos. Se instalan también una serie de bobinas, las cuales inducen un campo magnético dentro de la pared de la tubería. La pérdida de metal fuera de las líneas del campo magnético, causa un cambio de voltaje inducido por las bobinas. El resultado de estos cambios es registrado y almacenado para después alimentar una computadora que provee cartas con los resultados de la corrida.

3.7.2.2.1.- Linalog Diablo instrumentado utilizado para la detección de corrosión por inducción de un campo magnético.

3.7.2.2.2.- Vetcolog Utiliza magnetos permanentes para inducir el campo magnético dentro de la pared de la tubería.

3.7.2.2.3.- Ipel Es capaz de detectar la corrosión interna, fallas y otras deformaciones con un error mínimo. 3.7.2.3.- ULTRASÓNICOS La técnica del ultrasonido ha sido utilizada por muchos años para la inspección de pérdida de metal de materiales y otros defectos, se aplica exitosamente para la inspección de tuberías. 3.7.2.4.- ELECTRONICOS

3.7.2.4.1.- RTD Caliper Plus Este diablo permite obtener las mediciones a través de unos brazos, los cuales se montan en el centro sus tres módulos, el modulo sensor en el centro, la sección de baterías al frente y el modulo de la unidad de procesamiento de datos. Estos módulos se diseñan para detectar las deformaciones hechas por efecto de la corrosión.

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3.7.3.- DETECCIÓN DE GRIETAS Grietas, especialmente longitudinales, es uno de los más serios defectos de una tubería, estas se detectan con el sistema de fuga de campo magnético. 3.7.3.1.- MAGNÉTICOS

3.7.3.1.1.- Pipetronix Una anomalía magnética puede ocurrir cuando el flujo es cortado, así para grietas horizontales, es necesario inducir las líneas de flujo dentro de la pared de la tubería a un ángulo. 3.7.3.2.- ULTRASÓNICOS Es probable que el desarrollo exitoso basado en el ultrasonido en aparatos para la detección de corrosión, pueda también ser útil en la detección de grietas. 3.7.4.- DETECCIÓN DE FUGAS Las fugas representan un peligro potencial, se puede detectar una fuga en una línea nueva, aplicando una prueba de presión y verificar que no se presenten fallas por fuga. 3.7.4.1.- FISICO-MECANICOS

3.7.4.1.1.- Caída de Presión Es una de las aproximaciones básicas para la detección de fugas. Consiste en la medición de la caída de presión. Por la posición relativa de la caída de presión podrá determinarse la localización de la fuga.

3.7.4.1.2.- Medición de Flujo Este sistema trabaja sobre el principio de registro del gasto y dirección del flujo a través del diablo. 3.7.5.- MONITOREO DE CURVATURAS Es requerido principalmente para detectar los cambios en la posición de la línea. Esto puede ser utilizado en situaciones donde la tubería está sujeta a cambios en su posición. 3.7.6.- MEDICION DE CURVAS Es importante si existe alguna duda sobre los radios de las curvas de la línea. Muchos diablos inteligentes solo pueden pasar en un radio mínimo de 3D.

Fig. 77 Diablo para la Medición de Curvas. Imagen cortesía de PEMEX. ~

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3.7.6.1.- MECANICOS Es un diablo de inspección, pero está diseñado con un disco delgado que toca el interior del arco formado por una curva de menos de un radio mínimo predeterminado. 3.7.6.2.- ELECTRO-MECANICOS Cuando el radio de la curva llega a ser lo suficientemente corto, el arco formado por el radio interior de la curva, pone en funcionamiento un “switch” para indicar un mínimo de seguridad. 3.7.7.- MONITOREO DE PROTECCIÓN CATÓDICA Desafortunadamente, el diablo mismo generaba más corriente a través del viaje en la línea, que fue desechado, aunque tal sistema puede permanecer si se desarrolla exitosamente.

3.8.- INSPECCION VISUAL La idea es fotografiar partes operacionales de la tubería, que han tenido una operación permanente por muchos años. Esto se hace cuando la localización de un problema es conocida. Unas de las razones más importantes para realizar una corrida de diablo son para mantener las especificaciones de diseño de la tubería y para alargar su tiempo de vida. Un aspecto que se debe tener en cuenta, es que el sistema de tubería no deberá permitir que el diablo dañe la pared interior de la misma. Un diablo puede ser considerado como un pistón en un tubo, movido por una diferencial de presión ( ΔР). La diferencial de presión requerida es determinada por la fuerza de fricción. La fricción cambia cuando el diámetro interior del tubo cambia o cuando la dirección hace lo mismo.

Fig. 78 Tubería con Daño. Imagen cortesía de PEMEX.

Cuando la fuerza de fricción se incrementa para superar una reducción transitoria en el diámetro o un cambio de dirección, el diablo se detendrá hasta que la diferencial de presión se incremente para mover otra vez el diablo. Si la línea transporta gas a baja presión esto puede ocasionar serios problemas. La vida de un diablo depende de algunos factores como son la calidad de construcción de la línea, velocidad del diablo, diseño del diablo, condiciones interiores de la línea y el

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medio en el cual se está corriendo el diablo. No hay una fórmula para determinar la longitud de la corrida de un diablo, pero se pueden considerar las siguientes como normativas de carácter general. a. 161km para líneas de tubería de construcción reciente que transportan gas. b. 241km para líneas de tubería de construcción reciente que transporten productos del petróleo (gasolinas, keroseno, etc.) c. 322km para líneas de tubería de construcción reciente que transporten aceite crudo.

3.9.- DISPOSITIVOS CONVENCIONALES Los diablos fueron originalmente utilizados para mantener el flujo a través de los oleoductos. De la productividad de estos dependen muchos millones de dólares por día; una pequeña reducción en la eficiencia puede ocasionar una gran pérdida de dinero. Las corridas de diablos juegan un papel importante en todas las etapas de vida útil de un ducto, particularmente en el mantenimiento, eficiencia e integridad. La selección del tipo de diablo óptimo para cualquier circunstancia dada es crítica, ya que se cuenta con más de 300 tipos de diablos en el mercado. En el presente trabajo se presentan las consideraciones que se deben de tener en cuenta para la selección óptima de un diablo. 3.9.1.- DEFINICIÓN Un diablo es un dispositivo que pasa por las tuberías (oleoductos o gasoductos), viajando en el fluido de la línea. Existe una gran variedad de diablos en la actualidad los cuales efectúan las siguientes funciones: a. b. c. d. e. f. g. h. i. j.

Separación de productos Limpieza de depósitos y extracción de desechos Medición del calibre interno Localización de obstrucciones Inspección interna Inhibición de corrosión Medición geométrica de ductos Extractor de líquidos Extractor de gas Calibrador métrico de curvas

3.10.- PROCESO DE SELECCIÓN DE UN DIABLO Lo primero es establecer el o los objetivos. Para cualquier corrida de diablos, no es suficiente el saber cómo limpiar, sondear o lotificar líquidos en una tubería, sino que, se deben tener en cuenta consideraciones que repercuten en el éxito de una corrida de diablos, tales como: características de los fluidos, condiciones de operación de la tubería, características propias de la tubería. Al plantear los objetivos de una corrida de diablos, se deben hacer las siguientes preguntas:

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a. ¿Cómo se encuentra colocada la sustancia? Sólidos y agua en tuberías conductoras de hidrocarburos tienden a acumularse en el fondo de la línea. b. ¿Cuál es la sustancia que se debe remover? Si es un líquido, un diablo de escobillones puede ser considerado, si es un sólido, se necesitara un diablo limpiador. Si es sólido duro, los cepillos pueden servir o si es sólido blando, las cuchillas rapadoras son una mejor opción. c. ¿La sustancia que se removerá representa algún peligro? Algunas sustancias, no solo son dañinas si se tocan o aspiran, algunas pueden reaccionar al contacto con el aire o agua. Por lo tanto un análisis es prudente y si existe cualquier peligro potencial se deberá tomar las precauciones pertinentes. d. ¿Cual es el volumen estimado que debe ser removido? Se deberán efectuar los preparativos operacionales para manejar la sustancia, ya sea removiéndola de la línea en su totalidad o llevándola a través del sistema, si el volumen excede al que se puede manejar puede toponear la tubería, entonces se deberá seleccionar un diablo con el que se limpiara parcialmente la línea. En estas situaciones, a menudo el procedimiento se vuelve tan importante o más que la selección de un diablo. e. ¿Cuál es la presión promedio que se maneja? Es importante para asegurar que existe suficiente presión disponible para manejar un diablo. f. ¿Cuál es el contenido de la tubería en la que se corre el diablo? Los contenidos de la línea en condiciones normales de operación, habrán sido conocidos desde la discusión del propósito de la corrida. g. ¿Cuál es el perfil de temperatura? En las líneas que transportan crudo, la temperatura determina donde se tendrán depósitos de residuos y el tramo en el cual se tendrá que correr un diablo para removerlos. En las tuberías que transportan gas, la temperatura afecta de manera significativa ya que puede dar lugar a la separación y acumulación de líquidos. h. ¿Cuál es la velocidad del diablo durante la corrida? El avance en respingo (paro y arranque) deberá evitarse siempre, tanto en líneas con gas o líquidos a alta presión, la velocidad tiene mayor efecto sobre el desempeño del diablo.

3.11.- TECNICA DE INSPECCIÓN POR FUGA DE CAMPO MAGNETICO (FMD). Una herramienta de flujo magnético divergente (FMD), registra de manera continua una señal producida por cada sensor conforme este recorre la longitud de la tubería. Cada trayectoria de registro es afectada por la adyacente, porque el campo magnético diverge no únicamente va hacia el interior del tubo, sino que además también circunferencialmente por dentro del material del mismo. Un efecto tal como una picadura aislada perturbará alrededor del campo magnético de una parte significativa de la circunferencia.

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El campo magnético es el que es inspeccionado realmente, se requiere una interpretación de la señal para describir el daño en la pared. Se basa en que toda discontinuidad superficial en la geometría o en las propiedades magnéticas de un cuerpo magnetizado, produce un cambio en el campo magnético localizado fuera de la superficie de dicho cuerpo. Por lo cual, la presencia de inclusiones no metálicas, corrosión u otra anomalía puede detectarse explorando las fluctuaciones del campo magnético en la superficie del espécimen bajo estudio. Los detectores de flujo magnético miden la cantidad de fuga de flujo determinada por el tamaño del defecto. La fuga de flujo ocurre a ambos lados de la pared, de tal manera que la corrosión causa fuga de flujo magnético en el interior del ducto donde puede detectarse y medirse.

Fig. 79 Esquema del Funcionamiento de un diablo de FMD. Imagen cortesía de PEMEX.

3.11.1.- DIABLOS DE FLUJO MAGNÉTICO Este tipo de diablos permite determinar las condiciones del ducto con precisión de una manera sencilla. La operación de esta inspección inteligente está basada en el principio de pérdida de flujo magnético, el cual es usado en la detección de defectos en ductos que transportan aceite y gas. Los diablos de flujo magnético convencionales se caracterizan por la utilización de sensores anchos, pocos canales de información, registros analógicos y electrónicos. La información que se obtiene normalmente consiste en un diagrama que muestra las señales analógicas registradas relativamente en pocos canales. Este tipo de diablos no ofrece números exactos; únicamente identificarán corrosión y otros defectos e identificarán si la corrosión es pequeña, moderada o severa. Los diablos de flujo magnético de alta resolución se caracterizan por la utilización de grupos de sensores delgados, conteniendo sensores múltiples, muchos canales de información y registros digitales y electrónicos, así como análisis de señales. Generalmente se obtiene un diagrama con un código de colores, así como una base de datos con información detallada. Magnetos poderosos permanentemente acoplados a la pared del ducto por cepillos de alta densidad, inducen un campo magnético en las paredes del ducto. Si un defecto se presenta, parte de este campo magnético escapa de la pared. Sensores extremadamente sensitivos detectan y miden el campo resultante de la falla y permiten la detección y medida de la pérdida de metal y la corrosión. Este tipo de diablos identifica corrosión externa causada por un recubrimiento defectuoso del ducto, condiciones del medio agresivo y ataque del medio ambiente. Identifica también pérdida interna del metal causado por productos corrosivos; ofrecen una alta resolución y

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resultados confiables esenciales para lograr el éxito de un programa de integridad de ductos.

3.11.1.1.- DESCRIPCION DE LA HERRAMIENTA. El diablo instrumentado consiste básicamente en tres elementos principales. La sección de propulsión que va al frente, la sección combinada magnetizante-transductora en el centro y la sección de registro amplificador electrónico en la parte posterior del diablo.

3.12.- TÉCNICA DEL ULTRASONIDO Es el envío de un pulso ultrasónico a través de un transductor hacia la pared del ducto. Una parte de pulso se introduce en la pared de dicho ducto y otra parte es reflejada. La parte del pulso reflejado viaja de regreso al transductor que ahora actúa como receptor y mide el tiempo ocupado por el pulso en viajar de ida y vuelta. Cuando se presenta un defecto interno, el tiempo de viaje se incrementa debido a que existe una mayor distancia a la superficie interior corroída. Un aparato ultrasónico produce una señal que viaja radialmente del centro de la tubería e identifica defectos que refractan, reflejan o rompen la señal en una superficie en el plano perpendicular a la misma, defectos como, desgaste de la pared, grietas, laminación y perdidas de metal. El principio fundamental de operación del sistema de inspecciona es la técnica bien conocida como pulso- eco ultrasónico. El transductor piezoeléctrico, el cual actúa tanto como transmisor y receptor, emite un pulso de energía acústica radialmente hacia la pared del tubo que es continuo mediante un líquido copulante. Cuando el pulso de energía encuentra la superficie interior de la tubería, la independencia acústica, causa que la parte de la energía sea reflejada y regrese al transductor y otra parte de la energía pase hacia el interior de la pared del tubo. Una segunda reflexión de la energía acústica ocurre cuando encuentra la superficie exterior de la pared de la tubería. Ambos ecos de las superficies de la pared del tubo son recibidos por el transductor y convertidos a una señal eléctrica. La instrumentación eléctrica es entonces usada para medir la diferencia de tiempo de las dos reflexiones con bastante exactitud. La mayor ventaja de la herramienta para inspección ultrasónica de tuberías, es su capacidad para mostrar una definición del espesor de pared de la tubería. Analiza las condiciones de la pared de la misma, midiendo el espesor en distintos puntos espaciados a distancias estrechas, a manera de malla alrededor de la tubería y a lo largo de la respectiva. Esencialmente tiene una serie de lecturas de espesores de pared en toda la longitud del tubo, los defectos son identificados por la presencia de un espesor de pared menor que el nominal. El número de datos alrededor de la circunferencia del tubo es igual al número de transductores transportados por la herramienta. El espaciamiento de estos puntos a lo largo de la longitud del tubo, depende de la frecuencia de repetición de impulsos de los transductores ultrasónicos y de la velocidad de desplazamiento de la herramienta. El diámetro del transductor y el número de estos, será el requerido para medir por completo el interior de la tubería.

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3.12.1.- FUNCIONAMIENTO DE LA HERRAMIENTA ULTRASONICA. Los diablos ultrasónicos requieren de un líquido homogéneo aceite ó agua para realizar su operación; la inspección ultrasónica en relación a la medida de espesor de pared, es un proceso que está esencialmente limitado a líneas de líquidos. Cuando se acoplan dispositivos piezoeléctricos a la pared del tubo, el fluido copulante adecuado es el agua, muchos otros materiales pueden ser usados satisfactoriamente; pero algunos materiales pueden presentar serios problemas en la atenuación de la energía ultrasónica. Por ejemplo, aceites con al contenido de parafinas generalmente no son buenos copulante. Otra dificultad asociada con la medición ultrasónica del espesor de pared, es la configuración mecánica de los transductores relativos a la pared del tubo. Para la medición efectiva del espesor de pared, los transductores deben tener un arreglo tal, que se encuentren perpendicularmente (90°) a la pared del tubo en todo momento. Si algo ocurre durante el proceso de inspección, la medida será afectada o puede ser imposible de realizar. Los datos leídos por cada transductor son pasados al microprocesador maestro. Por motivo de la alta velocidad y cantidad de los datos de entrada, el procesador maestro realiza un gran esfuerzo para reducir y mantener la cantidad de datos que deberán ser almacenados.

3.12.1.1.- DIABLOS ULTRASÓNICOS Herramienta acústica que detecta y registra las vibraciones ultrasónicas en los ductos y su ubicación. Localiza y mide el crecimiento del agrietamiento por corrosión bajo tensión. También puede localizar y medir áreas de desarrollo incipiente de agrietamiento por corrosión, enviando señales ultrasónicas hacia la pared del ducto en un ángulo de 45° y obtiene una medición precisa de grietas muy finas que son las precursoras de defectos mayores, además de otros defectos longitudinales causados por fatiga y daño mecánico.

Fig. 80 Diablo Ultrasónico. Imagen cortesía de PEMEX.

Miden directamente el espesor metálico del ducto y la profundidad de los defectos existentes. El diablo de ultrasonido emplea la técnica de medición del tiempo de desplazamiento de las ondas de ultrasonido empleando el método de reflexión de un haz de pulsos verticales. Excepto para ductos con pared muy delgada, los equipos ultrasónicos son los más exactos. Su principal limitación es el requerimiento de un líquido acoplante, por lo que en el

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caso de ductos que transportan gas, se utilizan únicamente si previamente se ha colocado un acoplante. La técnica ultrasónica es la única que mide directamente el espesor. Es especialmente útil para medir espesores gruesos, ya que se mantiene la misma precisión mientras que con flujo magnético se pierde precisión. Este tipo de diablos se caracteriza por su gran cantidad de transductores y canales de información, así como por sus registros digitales y electrónicos. La información que se obtiene es una gráfica con un código de colores y una base de datos detallada de lo que aparece en la gráfica. La gran cantidad de transductores y la exactitud de la medición directa, permite una reconstrucción precisa del defecto en tres dimensiones. Los diablos de ultrasonido ofrecen los mismos resultados que los de flujo magnético de alta resolución pero con mayor exactitud y aunque el costo es alto, en algunos casos, como cuando el espesor del ducto es grueso, se recomienda su utilización. La inspección con este tipo de diablos resulta igualmente muy valiosa en áreas socialmente sensitivas y en lugares de accesos restringidos o de pasos difíciles, o en casos de ductos con corrosión generalizada, puesto que una reparación conlleva costos operativos y logísticos muy elevados, lo cual implica que se deba definir con absoluta seguridad el tipo de reparación y la localización. Los resultados de la inspección ultrasónica pueden ser también usados para calcular la presión máxima de operación permisible en los casos en que la reparación de defectos graves deba ser postergada, además de que esta tecnología puede ser empleada en programas de inspección periódica para monitorear el proceso de corrosión o la efectividad del control de corrosión.

3.13.- Equipos Ultrasónicos La tecnología de ultrasonido permite una medición directa y cuantitativa del espesor de pared de la tubería del ducto. Mediante un ensamble de transductores ultrasónicos individuales en un arreglo de sensores de diseño especial y mediante una distancia definida a la pared de la tubería (stand-off), es posible inspeccionar la totalidad de la pared de la tubería en ductos que transportan líquidos.

3.13.1.- Espesor de Pared Estos equipos utilizan transductores ultrasónico de haz recto para medir con alta precisión el espesor de pared en la tubería del ducto inspeccionado, permitiendo ubicar y caracterizar anomalías tales como defectos por corrosión interior o exterior, laminaciones, inclusiones no metálicas, ampollas por hidrógeno, etc.

3.13.2.- Detección de Grietas Los equipos de "Detección de Grietas" utilizan transductores ultrasónicos de haz angular que permiten identificar y caracterizar defectos transversales y angulares al eje de la tubería del ducto, como son "grietas de tensión por corrosión", fisuras, grietas, etc.

3.13.3.- Inspecciones de Corrosión de Alta Resolución Proporciona datos de inspección de alta resolución sin filtrar. Utiliza tecnología superior de sensores y capacidades avanzadas de adquisición de datos para darle un perfil exacto y completo de su ducto para tomar decisiones acerca de su integridad.

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Fig. 81 Diablo de Alta Resolución. Imagen cortesía de PEMEX.

4.13.4.- Resolución superior Materiales magnéticos permanentes avanzados, con la potencia y eficiencia de alcanzar tiempos de corrida extendidos. Dispositivos de sensores de altos elementos, para la medición exacta del campo magnético absoluto para velocidades de flujo de bajas a normales. Espaciamiento de sensores optimizado, creando la configuración ideal para la exactitud de los datos y la eficiencia de la inspección. Altas velocidades lineales de muestreo, con intervalos de una décima de pulgada (2,5 milímetros). Técnicas sofisticadas de grabación digital, permitiendo almacenamiento del 100% de los datos, y la reconstrucción de una identidad magnética completa. Capacidad de grabación en estado sólido, proporcionando capacidad de almacenamiento de datos virtualmente ilimitada y eliminando la necesidad de filtrar datos debido a limitaciones de memoria. Medición de distancia de alta precisión utilizando la metodología para establecer claramente la localización de las pérdidas de metal. Sistema de marcación superficial basado en tiempo, que proporciona una referencia esencial y de alta exactitud para la localización confiable de anomalías Capacidades de detección completamente integradas, proporcionando discriminación interior / exterior de las pérdidas del metal, así como la capacidad de registrar información sobre la temperatura y presión del producto y otros parámetros según se necesiten.

Fig. 82 Diablo de Resolución Superior. Imagen cortesía de PEMEX.

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3.13.5.- Inspecciones de Posicionamiento (Coordenadas XYZ) Obtiene la localización exacta del ducto y del área alrededor de él. También existe en sencillo, o bien integrado de inspección de corrosión o deformación.

Fig. 83 Diablo de Posicionamiento. Imagen cortesía de PEMEX.

El Sistema de Posicionamiento Global (GPS) ayuda a determinar la localización exacta del ducto. A diferencia de las mediciones superficiales tradicionales, este método incorpora sistemas de posicionamiento global basados en satélites de alta precisión. El Sistema de Navegación Inercial (INS) establece claramente la localización exacta del equipo en el ducto. Un sistema avanzado de navegación dentro del equipo instrumentado, proporciona datos que se referencian a la medición del GPS. Esto da una exactitud sin precedente para localizar puntos de interés en la línea. El Sistema de Información Geográfico (GIS) da un perfil completo del área que rodea al ducto. Este producto de mapeo completo, integra los datos de la inspección y de posicionamiento con capas de información espacial del ambiente de la línea, tales como topografía, densidad demográfica y fotografía aérea. Puede proporcionar mapas, coordenadas de anomalías y datos relacionados en formato digital junto con el software de interpretación flexible y fácil de utilizar. Exactitud del giroscopio de una parte en 2,000 Múltiples sistemas de coordenadas y resoluciones de mapas disponibles Diámetros de equipo de 25 cm a 1 metro (10 a 40 pulgadas) Cuando se analiza una anomalía por corrosión mecánica, datos especiales completos sobre esa porción de la línea puede ser visualizado junto a ella. Las capas individuales de información pueden ser activadas o desactivadas, y pueden ampliar o reducir el acercamiento según se necesite.

Fig. 84 Recibimiento de un Diablo Instrumentado. Imagen cortesía de PEMEX.

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3.13.6.- Inspecciones Convencionales de Corrosión La manera eficiente en costos de ver las condiciones generales de un ducto y evaluar prioridades de mantenimiento. El sistema convencional de inspección más usado en el mundo, habiendo inspeccionado más 800,000 km y acumulando el mejor porcentaje de éxito en la primera corrida de la industria.

Fig. 85 Diablo Convencional de Corrosión. Imagen cortesía de PEMEX.

La causa principal de fugas y fallas en los ductos es el daño mecánico ocasionado por invasiones de terceros. Otras fuentes de deformación mecánica costosa incluyen daño durante la construcción y el movimiento de la tubería resultado de hundimientos, inundaciones u otros acontecimientos naturales.

3.13.7.- Inspección de Deformación / Geometría Ofrece la información de deformación de alta resolución necesaria para establecer claramente anomalías mecánicas y áreas de alto riesgo, para evaluar la necesidad de reparaciones, dar prioridades a las actividades de mantenimiento y reducir el riesgo de incidentes costosos

Fig. 86 Diablo de Deformación. Imagen cortesía de PEMEX.

3.13.7.1.- Perfiles mecánicos completos. El sistema de deformación consiste de una sofisticada herramienta de deformación, pendiente para la adquisición de datos y un poderoso software para su interpretación y visualización. La herramienta captura datos circunferenciales y longitudinales completos de la deformación, pendiente, ovalaciones, orientación de las anomalías, cambios del espesor de pared, soldaduras circunferenciales, distancia, temperatura y presión del producto. Las válvulas, tees y otras características del ducto también son exactamente localizadas. Las avanzadas técnicas de grabación permiten el almacenamiento del 100% de los datos en

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memoria digital de estado sólido. Las herramientas están equipadas con ruedas de odómetro para medir distancia lineal a lo largo del ducto y con un dispositivo de orientación para establecer la posición circunferencial de las anomalías. El equipo de deformación se desempeña confiablemente tanto en ductos de nueva construcción como en aquellos ya en servicio, bajo temperaturas y presiones extremas. Opera en petróleo crudo, gas natural, combustóleo, productos refinados, agua, nitrógeno y aire.

3.13.7.2.- VENTAJAS DEL USO DE INSPECCION DE DEFORMACION La detección de deformaciones con alta precisión reduce el riesgo de fallas potenciales por daño mecánico y áreas de alto esfuerzo. Los perfiles completos de longitud, ancho y profundidad de la deformación, incluyendo áreas tan pequeñas como una 2.5 cm 2 (1 pulgada2) evalúan con precisión las necesidades de mantenimiento. El monitoreo continuo de los cambios en la pendiente proporciona un aviso a tiempo de áreas de alto riesgo causadas por deslaves o hundimientos. Los cálculos de análisis de esfuerzos utilizan la información de deformación para proporcionar una capacidad sin precedente para determinar prioridades de mantenimiento y ayudar a eliminar excavaciones innecesarias. La localización precisa de puntos de interés reduce los costos de excavación. Las características de los datos disponibles incluyen: evaluación de desplazamientos y hundimientos, medición y localización de curvas, orientación de anomalías, sistema de marcación de superficie basado en tiempo, transmisor de localización del equipo, monitoreo de temperatura y presión del producto, presentación a escala seleccionable de los datos, acceso aleatorio a datos y reportes detallados y completos. Más sensores y más muestreo significan mayor confiabilidad. Los equipos de deformación están equipados con un arreglo denso de sensores que monitorean la circunferencia entera de la tubería. Cada sensor es mecánica y eléctricamente independiente, proporcionando diferentes canales de datos para definir las anomalías con mayor precisión. Los equipos de deformación pueden muestrear continuamente cada 2.5 milímetros durante la corrida de inspección. Esto genera un enorme volumen de datos que redunda en una resolución superior en las áreas de interés.

3.14.- OTROS ELEMENTOS PERA UNA CORRIDA DE DIABLOS 3.14.1.- INDICADORES DE PASO DE DIABLOS Los diferentes tipos de indicadores de paso de diablos que se utilizan son: a. Los de señal eléctrica b. Los de señal neumática c. Los de señal visual

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3.14.1.1.- INDICADOR DE PASO DE DIABLOS CON SEÑAL VISUAL Este tipo de indicador esta soldado al tubo y cuenta con una flecha que nos da la posición del gatillo, el cual debe estar perpendicular al tubo, el movimiento de la flecha señala que el diablo pasó por ese indicador o ese punto. 3.14.1.2.- INDICADOR DE PASO DE DIABLOS CON SEÑAL ELECTRICA Este indicador esta soldado al tubo, además cuenta con un tablero en el cual esta graficada la línea y las posiciones de los indicadores. Cuando se prende un foco en el tablero significa que el indicador está en posición de detectar el paso del diablo e indicarlo con la luz de otro foco detector. El receptor es automático 3.14.1.3.- INDICADOR DE PASO DE DIABLOS CON SEÑAL NEUMÁTICA Este indicador esta soldado de la misma forma al tubo, cuenta con una válvula para paso de aire para colocar el gatillo, por medio del detector señala cuando el diablo pasa por el indicador neumático mandando una señal al tablero. El receptor es automático.

3.14.2.- TAMPAS DE DIABLOS TRAMPA DE DIABLOS: Accesorio que se adiciona al ducto en donde se aloja el diablo al ser enviado o cuando se recibe, siempre es de mayor diámetro que el ducto y que el diablo. ESTACION PARA MANEJO DE DIABLOS (TRAMPAS DE DIABLOS) Las estaciones para manejo de diablos se deben diseñar para una operación segura, confiable y para manejar diferentes diablos de una misma manera. Una estación de manejo de diablos se puede definir como el conjunto de tubos y dispositivos que se encargan de enviar o recibir a los diablos, por lo tanto, tomando en consideración todo lo anterior, durante la etapa de diseño, se podrá construir una instalación con la suficiente flexibilidad para manejar todos los diferentes tipos de diablos sin problemas operacionales, se deberá considerar también la posibilidad de que los diablos se corran en ambos sentidos en la tubería, es muy aconsejable que las trampas de la estación para diablos se diseñen para operación bidireccional. Además se deben tomar en cuenta también los productos transportados por la línea de conducción Las trampas de diablos están unidas a las líneas principales pero aisladas por medio de válvulas, esto es con el fin de poder llevar a cabo las corridas y tener seguridad para tales operaciones; las trampas de envió se diferencian de las trampas de recibo en el tubo de salida o de llegada, este tubo es más pequeño en las trampas de envió que en las de recibo y es del diámetro de la línea; es más grande en las trampas de recibo porque permite que el diablo penetre o se aloje en la trampa y no quede atorado en la válvula de paso, ya que el elemento de empuje del diablo son las primeras copas, es por eso que se necesita un tubo grande o de longitud más larga.

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Fig. 87 Trampa de Diablos. Imagen cortesía de PEMEX.

La característica de la cámara de la trampa de lanzamiento, es que su tamaño es uno o dos diámetros mayor que el de la línea regular y la longitud de la misma deberá ser por lo menos 1.5 veces la longitud del diablo más largo que podrá ser usado en la instalación. Esto es con el fin de permitir el manejo del diablo con más facilidad al introducirlo y no correr el riesgo de dañarlo. La cámara está equipada con una tapa o cerradura de apertura rápida. El flujo conducido por esta tubería se introducirá a la cámara por detrás de la última copa del diablo. Existen diferentes tipos de tapa de seguridad de la cámara de la trampa, las más comunes son: a. Tapas abisagradas.- Están equipadas con un broche de golpe y un seguro para cerrar, con bisagras para abrirla y también con un junta de sello. b. Tapas roscadas.- Son ajustadas en la trampa con un seguro en la parte posterior y también tienen una junta de sello. c. Tapas con abrazaderas.- Tienen 2 tornillos en cada abrazadera. El sello se asegura a golpe y también cuentan con una junta de sello.

3.14.3.- VALVULAS EN LAS ESTACIONES CON TRAMPAS DE DIABLOS Las válvulas en las trampas de diablos deberán ser válvulas de bola de asiento suave y de paso completo, de tamaño nominal de la tubería, las válvulas de las líneas principales deberán ser del mismo tamaño que la válvula de la trampa de diablo, pero puede haber excepciones para líneas troncales o para líneas de inyección de servicio múltiple a pozos. Una limpieza adecuada maximiza la probabilidad de resultados aceptables. Un adecuado programa de limpieza antes de la inspección, libera a la tubería de escombros, parafinas y otros materiales que pueden afectar la calidad de la señal. Si la línea de tubería no ha sido inspeccionada previamente, una prueba con una herramienta de simulación, se recomienda realizar antes de la movilización de un dispositivo de inspección. Una prueba de flujo sónico, es usualmente precedida de la corrida de una herramienta de simulación. En todos los casos el principal objetivo es detectar las zonas de corrosión dentro de la tubería y enseguida determinar la extensión del daño.

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Fig. 88 Válvulas de Trampa de Diablos. Imagen cortesía de PEMEX.

3.14.4.- DESARROLLO PARA LA CORRIDA DE DIABLOS 3.14.4.1.- REQUISITOS. a. Conocer las actividades a desarrollar dentro del procedimiento. Verificación y evaluación en su caso del sistema de ductos. 1. Antes de correr un diablo instrumentado, es necesario evaluar el sistema de ductos para determinar si las instalaciones cumplen con las condiciones que se requieran para realizar la corrida de manera satisfactoria. 2. El diámetro interno de las válvulas debe ser completo y debe cumplir con las tolerancias mínimas, las Tees deben tener barras guías para evitar que el diablo se atore, los radios de curvatura de los codos deben ser al menos de tres diámetros y no deben existir accesorios que puedan obstruir el paso del diablo. 3. Otras condiciones importantes: I. II.

Longitud de la carrera del diablo (distancia entre la trampa de envío y de recibo). Derivaciones. a. b. c. d.

Presión de operación del ducto. Presión permisible del fluido para empuje del diablo (normal y máximo). Tipo de fluido y temperatura. Condiciones del ducto (Material del ducto, Diámetro Nominal, Diámetro Interior Máximo, Diámetro Interior Mínimo, Espesor, etc.). e. Condiciones operativas de lanzamiento y recibo. Si la línea ha sido diseñada adecuadamente, habrá poca preocupación de que el diablo se atore. La llegada violenta de diablos ha llegado a dañar la parte de almacenamiento de datos así como trampas e instrumentos, por lo que es muy importante tener en cuenta estas consideraciones.

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Fig. 89 Verificación de Líneas antes de una Corrida de Diablo. Imagen cortesía de PEMEX.

b. Calibración de espesores en la zona de trampas de diablos. 1. Con el propósito de conocer el diámetro interior y espesores reales en tramos de ductos y accesorios, se realizará una medición de espesores de tal manera que el ducto se encuentre en condiciones de seguridad durante la operación de corrida de diablo. c.

Verificación y adecuación del arreglo de las trampas de diablos. 1. Se verificarán y en su caso se adecuarán los lanzadores y recibidores de diablos para cumplir los requerimientos mínimos; aunque pueden requerirse diferentes características de las trampas dependiendo del tipo y el fabricante. 2. La mayoría de los lanzadores y recibidores requieren un mínimo de cuatro conexiones laterales, una puerta (charnela) y una conexión de entrada-salida. La cubeta de la trampa tiene como propósito facilitar la introducción o el retiro del diablo de la tubería; por lo que será de un diámetro mayor. 3. Para unir la tubería a la cubeta se recomienda el uso de reductores excéntricos para que el nivel inferior de la tubería y la cubeta queden alineados para facilitar el paso del diablo. 4. Verificar las condiciones de seguridad de las trampas de envío y recibo. 5. Verificar que en la válvula de seccionamiento y en la válvula de derivación (pateo) no exista paso de fluido hacia la cubeta, y en caso de existir fluido, verificar que se pueda desfogar libremente hasta tener cero presión y avisar al área de mantenimiento de válvulas para corregir el problema.

d. Selección del tipo de diablo instrumentado de acuerdo al servicio del ducto. 1. Debido al principio con el cual trabaja el diablo instrumentado del tipo de flujo magnético, este tipo de diablo puede utilizarse en líneas que transportan gas. 2. Para poner en operación un diablo instrumentado del tipo ultrasónico en una línea que transporta gas, se requiere de un líquido que sirva como acoplante, lo cual lo convierte en una técnica costosa.

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En los oleoductos se pueden correr diablos instrumentados del tipo de flujo magnético y del tipo ultrasónico, ya que en este último el mismo líquido transportado sirve como acoplante. e. Corridas de diablos. 1. Después de la verificación, verificación, evaluación del sistema de ductos y si cumple con los requerimientos necesarios, se efectuarán tres corridas previas a la del diablo instrumentado; esto con el propósito de asegurarse que no existan obstrucciones a lo largo del ducto que dificulten el paso del diablo instrumentado y para tener una mejor desempeño de éste. Primero se correrá un diablo calibrador, posteriormente un diablo de limpieza y por último un diablo simulador o Dummy. Las medidas de seguridad y el procedimiento de lanzamiento y recibo son iguales en todos los casos. 2. Verificar la existencia existencia de herramienta suficiente para abrir la tapa de la trampa así como para la maniobra de introducción / retiro del diablo instrumentado; como mínimo se requieren las que se mencionan a continuación: I.

Llave con torquímetro para abrir y/o y/o cerrar la tapa tapa de la cubeta.

II.

Llave ajustable con mordazas estriadas (Llave Stilson) Stilson) de 76 cm cm (30").

III.

Llave con estrías, según tamaño de la tuerca.

IV.

Llave ajustable con mordazas planas (Perica) de 30 cm (12").

V.

Desengrasante para limpieza.

VI.

Equipo completo de engrase (grasa sellante) sellante) para válvulas de operación manual o neumática.

VII.

Grasa lubricante (Para partes móviles de la cubeta y válvulas).

VIII.

O-Ring para el sello de la tapa de la cubeta.

IX.

Pegamento para O-Ring (Lock tide).

X.

Gato hidráulico.

XI.

Grúa para posicionar el el diablo instrumentado en el extremo de la trampa. 3.14.4.2.- ACTIVIDADES

a. Verificar el estado del diablo instrumentado instrumentado (verificar que sus copas, núcleo y sensores estén en buenas condiciones) asegurándose de que esté listo para ser operado de acuerdo a las normas aplicables, que le permitan soportar las presiones y temperaturas durante la corrida. b. Verificar que el manómetro en la cubeta esté esté calibrado y de rango adecuado para tener indicación de presión.

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c. Verificar que las válvulas de venteo (purga), dren, válvula de seccionamiento del manómetro, abran y cierren completamente. d. En caso de requerirse, instalar un manógrafo de gráfica. e. Verificar que la charola de drenaje esté en buenas condiciones. f. Verificar las condiciones de las fosas y bombas de recuperación de crudo en estaciones de trabajo. g. Indicar la ubicación del personal con radio de comunicación en los puntos de detección de paso de diablo. h. Comprobar las comunicaciones a lo largo del tramo donde se correrá el diablo, principalmente desde los puntos de detección. i.

En caso de que la línea en algún tramo se aproxime a instalaciones petroleras tales como terminales, plantas de almacenamiento, estaciones de compresión, etc., informar y/o coordinarse con el personal responsable, del paso y/o llegada del diablo.

j.

Si por alguna razón el diablo se llega a atorar durante la l a corrida, se podrá utilizar algún diablo de limpieza para empujarlo, o en un momento dado podría requerirse cortar el ducto para recuperar el diablo con su consecuente paro de operación y los problemas que esto implique. Sin embargo, la alternativa seleccionada dependerá de muchos factores que se discutirán de manera conjunta con el contratista.

k. Recopilar la información mínima mínima requerida para la corrida del diablo instrumentado.

3.14.5.- CRITERIOS DE ACEPTACIÓN. Ni los códigos nacionales ni los internacionales recomiendan una frecuencia para correr diablos instrumentados. La frecuencia de las corridas dependerá de las condiciones existentes en la línea y es una decisión que deberá tomar el dueño de la línea. El código API 570 en su párrafo 7.1.6, donde se mencionan diferentes métodos de inspección, indica que uno de estos métodos es la utilización de diablos instrumentados y recomienda los siguientes intervalos de inspección para tuberías enterradas que no tienen una protección catódica efectiva. RESI RE SI ST STII VI DAD DEL DEL

I NTERV NTERVALO ALO DE I NSPE NSPEC CCI ÓN

SUELO (Q-cm) <2000

(años)

2 000 A 10 000

10

> 1 0 00 00 0

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5

Tabla 5. Intervalos de Inspección. Cortesía de PEMEX

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NOTA: La mayoría de los daños de la tubería son debidos principalmente a fuerzas externas o corrosión.

Fig. 90 Retiro de Diablo. Imagen cortesía de PEMEX.

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CAPITULO IV.- PLAN INICIAL DE LA LÍNEA DE FONDO Y ANOMALIAS 4.1.- El plan de la línea de fondo Se desarrolla como resultado de la reunión de los datos y del gravamen inicial de riesgo, y consiste en un plan inicial de la inspección y posiblemente algunas actividades de la mitigación incluyendo un horario para estas actividades. Para desarrollar el plan de la línea de fondo, las técnicas más apropiadas de la inspección se deben identificar para cada activo, y el trabajo debe ser programado dando la prioridad. La inspección de cada segmento del activo o de tubería se puede lograr por prueba hidrostática, la inspección en línea, otras tecnologías equivalentes, o una combinación de estas técnicas. El gravamen de riesgo inicial proporcionará la dirección para determinarse los factores a considerar. El plan de la línea de fondo, una vez que esté desarrollado, identificará qué examinar, cómo examinar y cuándo examinar. El plan inicial de la línea de fondo puede también incluir una lista de las actividades de la mitigación. Éstas son acciones, identificadas durante el gravamen de riesgo inicial que mejorará la confiabilidad e integridad de la tubería y/o reducirá el riesgo, y no requieren datos adicionales de la inspección. Estas acciones podían incluir actividades para prevenir derramamientos, para proporcionar la detección temprana de derramamientos, o para reducir al mínimo consecuencias. El operador debe considerar los factores siguientes en desarrollar el plan de la línea de fondo: 1. Canalizar las anomalías que pueden afectar la integridad de la tubería. 2. Metodología de la inspección usada típicamente para las tuberías debajo de tierra. 3. Metodología para la evaluación de los datos en línea de la inspección. 4. Metodologías de la reparación de la tubería, y otras actividades de la mitigación que pueden mejorar integridad de la tubería.

4.2.- TECNOLOGÍA INTERNA DE LA INSPECCIÓN Y LA PRUEBA DE LA TUBERÍA Esta sección presenta una descripción de dos técnicas del gravamen de la integridad de la tubería; inspección en línea (llamada comúnmente diablo s) y prueba hidrostática. La tecnología en línea de inspección se está desarrollando constantemente y la única manera confiable de determinar el buen estado es permanecer en contacto con los vendedores, los investigadores de centro de la tecnología, y otros operadores.

4.2.1.- Herramientas de inspección interna Desde los años 60, la industria de la tubería ha usado y desarrollado las herramientas en línea de inspección de la tubería (diablos) para identificar anomalías de la tubería. Las primeras herramientas se desarrollaron para la corrosión y la deformación de la tubería y estas herramientas habían limitado capacidades. Los avances en tecnología han mejorado la gama, la aplicación y la exactitud de las herramientas de corrosión y de la deformación y han permitido identificar otras anomalías tales como grietas. Antes de funcionar un gravamen de la línea de fondo sobre un segmento de tubería, un operador de la tubería debe examinar la historia del segmento y considerar la causa-raíz

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de fallas, si las hay. El operador debe también considerar otros factores, tales como el tipo y la edad de la tubería y la presión de funcionamiento, el funcionamiento de los sistemas de protección catódica y de ediciones ambientales antes de seleccionar una herramienta interna de inspección o una combinación de las herramientas para un gravamen.

4.2.2.- Una inspección interna en línea Es un método para determinar la integridad de una tubería. Existen diversas tecnologías de inspección en línea para diversas clases de anomalías. Cuando la inspección en línea se selecciona para verificar la integridad de un segmento de tubería, la inspección se debe conducir usando la tecnología apropiada para detectar anomalías. Los funcionamientos múltiples de la inspección que usan diversas herramientas deben demostrar su perfecto funcionamiento, beneficio para detectar defectos y ano malías. Las herramientas de inspección en línea están solamente disponibles en ciertos tamaños y una cierta línea de segmentos no se pueden adaptar. En ese caso, las técnicas alternas de la inspección serán consideradas. La exactitud y la confiabilidad de las herramientas de inspección en línea varían con cada herramienta, condiciones de tubería y otros factores. Al conducir un programa de inspección en línea, el operador debe evaluar las capacidades disponibles de las herramientas de inspección para el uso previsto y formular un plan para validar los resultados. Las suficientes excavaciones de la verificación se deben hacer para demostrar que la herramienta es exacta y confiable. Entonces y solamente entonces, el operador tienen la confianza adecuada que las anomalías perjudiciales críticas serán encontradas para poderlas ser quitadas o reparar.

4.2.3.- Herramientas de pérdida del metal (herramientas de corrosión) 4.2.3.1.- Salida de flujo magnético de resolución estándar .

La primera generación de las herramientas internas de inspección de corrosión se utilizó con imanes permanentes o los electroimanes para inducir un campo magnético axialmente orientado en la pared de la tubería mientras que la herramienta pasaba por la tubería. Los sensores miden la salida de flujo magnético (MFL) de la pared de la tubería al interior de la tubería y registran cualquier variación en densidad del flujo. Tales variaciones son el indicador de un cambio en el grueso de la pared u otra anomalía que causa un disturbio del campo magnético, tal como metal ferroso en proximidad a la tubería. Esto es un método deductivo puesto que las características de las anomalías tienen que ser deducidas de las características de la salida del flujo. Hay ciertas limitaciones en la detección y a la capacidad de cuantificar pérdida longitudinalmente orientada del metal usando esta técnica. Las herramientas estándares de resolución de corrosión han funcionando por algunos años y han demostrado ser eficaces. La mayoría de los operadores que utilizan las herramientas estándares de resolución excavan y examinan las anomalías severas y moderadas. 4.2.3.2.- Salida de flujo magnético de alta resolución .

Las herramientas de flujo magnético de alta resolución de corrosión funcionan en los mismos principios que las herramientas estándares de la resolución con la diferencia que las herramientas de alta resolución tienen más sensores con un espaciamiento más cercano a las variaciones de medida en el campo magnético. Esto permite que la

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herramienta recoja y almacene datos más exactos de longitud y de profundidad para cada anomalía. Usando la información restante de los cálculos corroídos de la tubería, los datos de MFL se pueden utilizar para determinar la información restante aproximada de la tubería. Las herramientas de alta resolución pueden también determinar si una anomalía de corrosión es interna o externa a la pared de la tubería.

NOTA; Hay limitaciones a la detección de la pérdida longitudinalmente orientada del metal usando esta técnica. La ventaja de las herramientas de alta resolución de corrosión es una medida más exacta de la corrosión y de otras anomalías de pérdida de metal. Esta mejora da lugar a un gravamen más exacto y más confiable de la integridad de la tubería; permitiendo que un operador centre esfuerzos y recursos en la reparación de esas anomalías que de hecho, tienen un efecto en la integridad de la tubería. Generalmente, un operador tendrá que realizar pocas excavaciones y reparaciones, una consideración importante en áreas del acceso limitado o difícil.

4.2.3.3.- Ultrasónico .

Fig. 91 Anomalía de Pérdida de Metal en Ducto. Imagen cortesía de PEMEX.

Las herramientas ultrasónicas de corrosión funcionan usando los transductores de la transmisión/recepción para transmitir un pulso ultrasónico en la pared de la tubería, y registran los tiempos de la reflexión de sus superficies internas y externas, permitiendo la medida directa del grueso de la pared y de la detección interna y externa del defecto. Las herramientas ultrasónicas proporcionan la medida directa y lineal del grueso de la pared que se puede utilizar para aproximar los cálculos apropiados. Las herramientas tienen la ventaja de hacer una descripción más directa de una anomalía con respecto a la herramienta de flujo magnético, que es una medida deducida de una anomalía. Con una herramienta ultrasónica, es crítico que la señal acústica esté relacionada a la identificación de la tubería.

4.2.4.- Herramientas de detección de grieta Las herramientas de inspección de línea de grietas han sido recientemente desarrolladas para detectar grietas y grietas longitudinalmente orientadas como grietas de tensión por corrosión y las grietas a lo largo de la costura de la tubería.

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Estas herramientas utilizan cualquiera de las ondas ultrasónicas, tecnología magnética transversal o circunferencial del flujo. 4.2.4.1.- Detección ultrasónica de grietas .

Las herramientas ultrasónicas funcionan introduciendo un pulso ultrasónico en la pared de la tubería en ángulo tal que genera una onda del esquileo que viaja circunferencial a través de la pared de la tubería. Si el pulso encuentra una grieta, se refleja a lo largo de la misma trayectoria y se recibe en el transductor. La herramienta ultrasónica es capaz de detectar defectos tales como carencia de fusión, grietas del gancho, grietas de tensión por corrosión, y de los vacíos, así como la corrosión axial estrecha. El nivel de la detección y el nivel que ha sido alcanzado por tales herramientas son superiores a la prueba hidrostática. Rotando el transductor 90º, las herramientas se pueden modificar para detectar grietas y características de grietas circunferenciales. 4.2.4.2.- Salida de flujo magnético transversal .

Las herramientas transversales de MFL magnetizan la pared circunferencial de la tubería y así detectan las grietas y la carencia de la fusión. Estas herramientas pueden también detectar la corrosión longitudinalmente orientada de la costura. Aunque esta tecnología se está desarrollando rápidamente, el uso de esta tecnología requiere un gravamen más detallado de la anomalía.

4.2.5.- Herramientas de geometría Las herramientas de geometría se utilizan típicamente para encontrar anomalías en la geometría (deformación), el daño, el radio de curva, el hundimiento y el movimiento mecánicos de la tubería. Estas herramientas también se utilizan para determinarse si el paso de las herramientas en línea de inspección tales como MFL y de las herramientas ultrasónicas es posible. 4.2.5.1.- Herramientas de calibrador .

El calibrador detecta cambios de la medida geométrica del diámetro de una tubería. Las herramientas de calibrador utilizan un sistema de dedos mecánicos (brazos), o de los métodos electromagnéticos para detectar el ovalamiento de la tubería. Cualquier cambio en la geometría del diámetro de la tubería causará un movimiento relativo de los brazos o un cambio en la lectura electromagnética y será registrado. Los cambios en la geometría del diámetro de la tubería pueden ser debido a las curvas de la tubería, las abolladuras, torceduras, puerta o válvulas de control, o los cambios en grueso de pared. Las herramientas de calibrador se utilizan para verificar que por las tuberías se pueden pasar otras herramientas tales como herramientas de corrosión y para saber si hay torceduras o abolladuras en la tubería. Las abolladuras pueden ser el resultado del establecimiento de la tubería durante o después de la construcción. Las herramientas de calibrador pueden determinar si una abolladura es una “abolladura lisa” que no es generalmente una preocupación o una “abolladura aguda” que pueden ser una preocupación, particularmente si hay un formón asociado que podría fallar eventualmente debido a la fatiga.

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4.2.5.2.- Herramientas de deformación .

Las herramientas de deformación proporcionan el mismo tipo de información que las herramientas de calibrador de localización circunferencial de abolladuras o de otra anomalía. Las herramientas de deformación pueden proporcionar datos de alta resolución, dando por resultado una medida más exacta de abolladuras más pequeñas y más completamente formadas. 4.2.5.3.- Herramienta para trazar mapas .

Las herramientas para trazar mapas se basan en la navegación de inercia usando los giroscopios y los acelerómetros incorporados y establecen las coordenadas geográficas de la tubería. La información incluye coordenadas de soldadura circunferencial y es útil para crear mapas de la alineación de la tubería.

4.3.- FRECUENCIA PARA LA DETERMINACIÓN DE LA INSPECCIÓN 4.3.1.- Inspecciones Iníciales En decidir si y cuándo conducir una inspección inicial, cuando el operador considera los resultados del gravamen de riesgo y el tipo o los tipos de anomalías sospechadas. 4.3.1.1.- Corrosión Externa .

Cuando en vista de la necesidad de hacer una inspección inicial para la corrosión externa, el operador debe considerar la edad de la tubería; el grueso de pared; el tipo de capa, condición de la capa según lo revelado por observaciones directas o por exámenes eléctricos o los requisitos actuales de protección catódica, estado de la protección catódica según lo revelado por las lecturas del guía de prueba, lecturas potenciales del suelo, requisitos actuales, consumición del ánodo (o todos los precedentes), temperatura de funcionamiento de la tubería; tipo de suelo que se observan especialmente las condiciones que pudieron causar la protección catódica tal como roca, y la historia de los escapes o de las rupturas anteriores causados por la corrosión externa. Observar que las canalizaciones verticales de la tubería en condiciones del suelo mojado son corrosión externa propensa debido a la carencia de la integridad de capa en el interfaz del suelo/aire. 4.3.1.2.- Corrosión Interna .

Cuando en vista de la necesidad de una inspección inicial para la corrosión interna, el operador debe considerar la edad de la tubería, el grueso de pared, la naturaleza del producto transportado especialmente tomando en cuenta la posible presencia de agua, salinidad del agua, CO 2, H2S, las bacterias, o sedimento, el estado de corrosión o comprobante, si los cerdos de limpieza se han utilizado en los intervalos regulares, las cantidades de productos de corrosión que se recuperaron al limpiar con los cerdos. 4.3.1.3.- Abolladuras o Torceduras .

Cuando en vista de la necesidad de una inspección inicial para las abolladuras o las torceduras, el operador debe considerar la edad de la tubería, las condiciones de rellenar, el cociente del grueso del diámetro de pared, el grueso de pared, la gama y el número de los ciclos de la presión del servicio aplicados a la tubería, y la historia de escapes o de rupturas anteriores causado por las abolladuras o torceduras.

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Se debe observar que la información adicional sobre abolladuras y torceduras se puede obtener del funcionamiento de las herramientas para otros propósitos tales como ésos diseñados para detectar pérdida del metal o grietas longitudinales. La información de la correlación de múltiples tipos de dispositivos de inspección puede proporcionar la información esencial en la severidad de abolladuras, particularmente. El operador debe también considerar el valor de conducir una inspección de una tubería nueva para localizar el daño de la construcción, curvas con ondulación leve, y los lugares en donde la tubería puede ser afectada por rocas. 4.3.1.4.- Grietas Longitudinales, Defecto de Costura, Corrosión Selectiva de la Costura .

Cuando en vista de la necesidad de una inspección inicial para las grietas longitudinales, defectos de costura, o corrosión selectiva de la costura, el operador debe considerar la edad de la tubería, la metalurgia, las características mecánicas, el tipo de costura longitudinal, la gama y el número de los ciclos de la presión, los niveles de presión de pruebas hidrostáticas anteriores, el tipo de capa, y la historia de escapes anteriores y de rupturas causados por las grietas longitudinales, los defectos de costura, y/o la corrosión selectiva de la costura. Los modelos de fracturas mecánicas están disponibles para determinar los efectos de la fatiga (presión-ciclo) en el crecimiento de grietas longitudinales. Éstos se pueden utilizar para determinar la necesidad de la inspección. 4.3.1.5.- Grietas de Corrosión por Tensión (SCC) .

Ésta es una forma de agrietarse ambientalmente. Los factores que influyen en este tipo de anomalía incluyen la edad de la tubería, tipo de capa, las condiciones y los niveles catódicos del sistema de protección, las tensiones del suelo, tipo de drenaje y grado de ciclos de la presión. Estos factores junto con los datos de la excavación, si los hay, permitirán la identificación de cualquier susceptibilidad de una tubería. Los modelos de fracturas mecánicas pueden utilizar una tarifa de crecimiento de grieta para determinar la necesidad y la sincronización de la inspección si la tubería tiene grietas tensión por corrosión.

4.4.- FIJAR INTERVALOS DE RE-INSPECCIÓN Los modos en el curso del deterioro tales como corrosión externa e interna y el crecimiento de defectos como resultado la fatiga o agrietarse ambientalmente harán necesario la inspección repetida. Los ejemplos de los métodos para determinar intervalos de reinspección a continuación se mencionan. Otros métodos para fijar intervalos de la reinspección pueden ser apropiados. 4.4.1.- Corrosión Externa o Interna.

Las excavaciones en respuesta a una inspección inicial de la pérdida de metal revelarán las zonas afectadas por corrosión y la naturaleza y el grado de la pérdida del metal. De acuerdo con profundidades reales de la pérdida de metal, y re-inspecciones subsecuentes, el operador debe poder estimar una escala de la corrosión. De acuerdo con estas escalas estimadas, los intervalos de la re-inspección se deben programar basándose en el cálculo de no más que la mitad de la vida restante del más antiguo sin remover o sin reparar a menos que otros factores o gravámenes críticos indiquen que una frecuencia de inspección alterna y apropiada. Otros factores que pueden influenciar los intervalos de la re-inspección incluyen el producto transportado, potencial para el desarrollo de las picaduras aisladas en redes de picaduras, uso del inhibidor, protección y calidad catódica

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del sistema de capas, edad de la tubería, grueso de la pared de la tubería, tamaño de la tubería (tamaño potencial del derramamiento), localización relacionada con el movimiento potencial de tierra, perfil hidráulico (presión de funcionamiento), historia del escape, tensión de funcionamiento, detección del escape, ayuda física de un segmento, y otros factores que podrían cambiar el índice de la pérdida del metal. A este punto, el operador tiene varias opciones por ejemplo: a. Re-inspección a la tubería. b. Reduce la Máxima Presión de Operación (MOP) de la tubería. c. Realiza reparaciones adicionales. Después de que se haya realizado una segunda inspección, especialmente si la misma tecnología se utiliza para ambas inspecciones, las comparaciones son iguales e irremediables anomalías mientras que aparecen en ambos expedientes de la inspección pueden proporcionar la información sobre pérdida de metal adicional. 4.4.2.- Grietas Longitudinales.

Hay una preocupación donde están las grietas longitudinales desapercibidas siendo agrandadas por fatiga, los modelos de las fracturas mecánicas se pueden utilizar para determinar el intervalo apropiado para la re-inspección. Está más allá del alcance de este documento para proporcionar la dirección en el uso de los modelos de las fracturas mecánicas. 4.4.3.- Grietas de Corrosión por Tensión.

La Re-inspección se debe determinar por los modelos de fractura y los datos basados de la excavación. Después de una segunda inspección, si no hay sitios nuevos de Grietas de Tensión por Corrosión (SCC) en la tubería, es posible que la inspección pueda ser suspendida o ser pospuesta. Hay dos tipos de Grietas de Tensión por Corrosión (SCC), alto pH y pH neutral. El tipo de Grietas de Tensión por Corrosión (SCC) puede afectar el acercamiento de la inspección tomado por la gerencia de integridad. 4.4.4.- Herramientas de geometría.

Los intervalos de la Re-inspección para las herramientas de geometría tales como las herramientas de trazamiento de mapas y las herramientas de calibrador dependen de un gravamen de la probabilidad de la actividad adicional en el área que podría conducir al daño mecánico de tercera persona, los acontecimientos y las ediciones sísmicas de la estabilidad del suelo. La Re-inspección que usa el tipo de herramientas de inspección en línea de deformación se basa en los resultados del gravamen de riesgo.

4.5.- PRUEBA HIDROSTÁTICA 4.5.1.- Valor de la prueba hidrostática La prueba hidrostática se ha aceptado como método de prueba de la integridad de tuberías. Las líneas de prueba hidrostáticas que han estado en servicio son complicadas debido a la interrupción del servicio y a la dificultad en adquirir, para tratar, y para disponer del agua que se pudo haber contaminado por el producto que es transportado.

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Sin embargo, la prueba hidrostática sigue siendo un alternativa viable que se considerará por el operador para la integridad que prueba si la tubería puede acomodar el paso de herramienta en línea de inspección, la historia del segmento demuestra que las anomalías que no son perceptibles por las herramientas internas de la inspección u otros métodos de la inspección de la metodología del gravamen no proporcionan la confianza satisfactoria en la integridad de la línea. La prueba hidrostática valida integridad a la hora de la prueba demostrando la integridad de una tubería con respecto a la Máxima Presión de Operación (MOP) establecido y lo estrecho del escape de una tubería. Una prueba alternativa comúnmente llamada una “prueba de punto “se conduce en la MOP de 1.39 veces por aproximadamente 30 minutos para detectar el tipo de defectos asociados a las costuras longitudinales. Como herramienta de integridad, hay situaciones donde la prueba hidrostática puede ser beneficiosa y puede ser utilizada al substituto o complementar otras técnicas tales como inspección en línea. La inspección en línea se mira bien como la herramienta de opción para detectar la corrosión interna y externa. Con respecto a la detección de grietas y grietas como defectos, la inspección en línea puede proporcionar un límite más bajo que la prueba hidrostática de la detección, que permite la detección de grietas no criticas y grietas como defectos tan bajos como el 10% a través de la pared. Cuando las herramientas no están disponibles para detectar los defectos de la nocorrosión debido a la tecnología o a las limitaciones del tamaño, y los daños localizados es una preocupación, la prueba hidrostática se puede utilizar conjuntamente con una herramienta en línea de detección de la corrosión de inspección u otra determina la metodología.

Fig. 92 Equipo para Realizar la Prueba Hidrostática. Imagen cortesía de PEMEX.

4.5.2.- Limitaciones de la prueba hidrostática La prueba hidrostática tiene valor pues es una herramienta para quitar defectos destructivos críticos. No todas las anomalías serán quitadas durante una prueba; solamente esos defectos que alcanzan un tamaño crítico serán quitados durante una prueba. La prueba de una tubería sobre presión de operación demostrará la ausencia de los defectos que podrían dar lugar a un fallo en la prueba de presión. El aspecto perjudicial de la prueba de presión tiene dos componentes; revocación de presión y defectos que dependen del tiempo. Una revocación de presión puede ocurrir cuando una prueba

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hidrostática anterior cause un defecto para casi llegar a la falla y cuando la extensión adicional del defecto ocurre durante descarga de la presión. Si ocurre esto, entonces la línea puede fallar en presión más baja que la presión hidrostática anterior de la prueba. El segundo aspecto perjudicial, que depende del tiempo del defecto, puede ocurrir cuando ocurre el crecimiento del defecto de la tubería debido a la fatiga, al agrietamiento por tensión por corrosión (SCC), o la corrosión. Aunque este tipo de crecimiento de grieta puede ocurrir sin importar la historia hidrostática de la prueba, es posible que una prueba hidrostática pudiera iniciar el crecimiento de grieta que puede llegar a ser susceptible al crecimiento que depende del tiempo. En este caso, prevenir las fallas futuras en el servicio de la prueba hidrostática continuada sería requerida para quitar los defectos que han prolongado en un cierto plazo.

Fig. 93 Registro de MPO en la Prueba Hidrostática. Imagen cortesía de PEMEX.

La prueba hidrostática no es tan segura cuando es utilizada para identificar la corrosión, particularmente la corrosión localizada. Las picaduras localizadas pueden mantener una alta presión debido al alojamiento alrededor de un hoyo y dependiendo del tamaño del hoyo, casi al punto donde está el defecto de la pared de la tubería. A menos que la profundidad de la corrosión sea a través de la pared a la hora de la prueba hidrostática. Una línea con picaduras localizadas puede pasar una prueba hidrostática y mantener la Máxima Presión de Operación MOP hasta los escapes. La inspección en línea es una herramienta mucho más eficaz para la detección del daño de la corrosión puesto que las herramientas pueden encontrar defectos sub-críticos. Cuando un operador elige utilizar la prueba hidrostática como herramienta del gravamen de la integridad, la calidad y la eficacia del programa de control de la corrosión de la tubería deben ser demostradas. Esto incluye datos tales como historia del lanzamiento, protección catódica que resulta en el examen anual, demanda actual de la tubería, datos catódicos de la encuesta sobre el intervalo del cierre de la protección de los resultados o integridad de capa y resultados de los informes abiertos del agujero (gravamen abierto).

4.5.3.- Determinación del intervalo de la inspección /frecuencia Una prueba hidrostática es un método para determinar la integridad de una tubería. Cuando la prueba hidrostática se selecciona para verificar la integridad de un segmento de tubería, las pruebas se deben conducir a los intervalos suficientes para eliminar o probar la ausencia de defectos críticos antes de que alcancen una condición que pueda causar un lanzamiento indeseado.

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4.5.4.- Decidiendo cuando probar Es decir sí o no una prueba hidrostática es el método apropiado para verificar la integridad de un segmento de la tubería, el operador debe considerar los tipos de defectos que pudieran ser una amenaza a la integridad de la tubería y al marco de tiempo dentro de los cuales un defecto puede afectar la integridad de la tubería. Generalmente, los defectos tales como pérdida de metal (corrosión), abolladuras, torceduras, y algunos tipos de grietas longitudinales se pueden tratar con eficacia usando una tecnología apropiada en línea de inspección seguida por la remediación apropiada y oportuna. Si los tipos de defectos sospechados no se pueden encontrar confiablemente por medio de la inspección en línea, o si en el segmento de la tubería no se puede acomodar la herramienta de línea de la inspección, una prueba hidrostática se puede utilizar para validar un nivel seguro de la presión de funcionamiento por un período del tiempo específico. Si el margen de la seguridad por la prueba erosiona con el paso del tiempo debido a la ampliación de los defectos, que son demasiado pequeños, fallar a la hora de la primera prueba, otra prueba hidrostática llega a ser necesaria.

4.5.5.- Frecuencia de Reexaminar La frecuencia de reexaminar hidrostáticamente requiere asegurar la utilidad continua de un segmento de tubería, depende de la presión de prueba a la presión de operación y de los índices de crecimiento de tipo particular de defectos que existan en la tubería. Los defectos típicos que tienden para llegar a ser más grandes con el paso del tiempo son: pérdida de metal, corrosión causada externa e interna, grietas de tensión por corrosión y grietas orientadas longitudinalmente como defecto que se sujeta al crecimiento de grieta de fatiga. Un método para estimar el intervalo de la contra-prueba es calcular los tamaños de los defectos que apenas sobrevivirán o nivel hidrostático histórico de la presión de la prueba y los tamaños de los defectos que causarán un escape o una ruptura en el nivel de la Máxima Presión de Operación (MOP). El operador puede entonces utilizar una escala de crecimiento realista del defecto para estimar el tiempo requerido para los defectos que puedan crecer bastantemente para fallar en servicio. Los índices de la pérdida de metal (corrosión) se pueden estimar de los expedientes históricos de las profundidades del hoyo después de varias épocas en servicio. Las tasas de crecimiento de la grieta de tensión de corrosión (tarifas máximas) se pueden encontrar en la literatura técnica del fenómeno. Las tasas de crecimiento de grieta de fatiga están disponibles en la literatura para varios ambientes, y los modelos elásticos lineales de las fracturas mecánicas están disponibles para calcular las cantidades de crecimiento de grieta que ocurrirán en respuesta a un espectro específico del ciclo de presión durante un tiempo. El operador debe seleccionar un intervalo para reexaminar que será perceptiblemente más corto que la época calculada mínima a la falla del defecto más severo que habría podido sobrevivir la prueba anterior. La integración de los datos del gravamen de la integridad de la línea de fondo en el modelo del gravamen de riesgo asistirá con la determinación de un intervalo de la re-inspección.

4.6.- ESTRATEGIA PARA RESPONDER A LAS ANOMALÍAS IDENTIFICADAS POR INSPECCIONES EN LÍNEA Debido a la complejidad de los primeros datos en línea de la inspección, el vendedor de la herramienta evalúa típicamente esta información y provee al operador los resultados de la tubería. Es entonces responsabilidad del operador repasar y evaluar estas interpretaciones y desarrollar una estrategia de reparación y de mitigación. Lo siguiente ayudara al

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operador a desarrollar una estrategia para la evaluación de anomalías que identifico la herramienta en línea de la inspección. Un operador llevará las preocupaciones de la acción de integridad de la tubería de direcciones identificadas durante la evaluación de los datos en línea de inspección. Si una condición existe en la tubería que presenta una “preocupación inmediata”, el operador debe emprender acciones rápidas en el plazo de cinco días para continuar funcionando la parte afectada del sistema. La acción de la mitigación se basa en requisitos reguladores, pautas de la compañía, y el gravamen del riesgo. Cuando una tubería es examinada por una herramienta de línea de inspección, los resultados finales de la inspección deben ser proporcionados al operador en el plazo de seis meses. Sin embargo, ciertos tipos de defectos potenciales se deben traer al operador con un informe preliminar. Lo siguiente podía presentar una “preocupación inmediata” y se debe divulgar por el vendedor en línea de inspección cuanto antes, en un plazo de treinta días. a. Pérdida de metal mayor a 80% de la pared nominal sin importar dimensiones. Estas anomalías se pueden controlar temporalmente por un sitio de supervisión, la prueba de escape, la reducción de presión, u otras acciones de control hasta que se ha excavado, se ha determinada y se ha reparada la anomalía, en caso de necesidad. b. Los resultados de la tubería en una presión predicha que es menos que la Máxima Presión de Operación (MOP) en la localización de anomalías usando un método conveniente del cálculo de fuerza restante. Las acciones de control temporal incluyen la reducción en la presión de funcionamiento con el reajuste concurrente de los puntos fijos del dispositivo de la relevación de presión, u otras acciones de control hasta que la anomalía se puedan excavar, determinar y reparar en caso de ser necesario. c. Tapa de abolladuras en línea (sobre ocho y cuatro posiciones) con cualquier pérdida indicada de metal. Las acciones de control temporal incluyen la reducción en la presión de funcionamiento con el reajuste concurrente de los puntos fijos del dispositivo de la relevación de presión, u otras acciones de control hasta que la anomalía se pueda excavar, determinar, y reparar en caso de ser necesario. d. Anomalía significativa que satisface otros criterios establecidos por el operador para la acción inmediata. La acción de control para las condiciones antedichas se basa en el análisis de datos en la línea de inspección sin la verificación de la excavación. Las acciones de control temporal se emprenden cuanto antes; en el plazo de cinco días del recibo del informe preliminar en la línea de inspección y permanecer en el lugar hasta que la anomalía puede ser excavada y ser determinada. La acción de control permanente tal como reparaciones, si procede, se debe lograr dentro de treinta días del recibo del informe preliminar en línea de inspección. Las áreas siguientes se deben evaluar, en caso de necesidad, dentro de seis meses del recibo del informe final en línea de inspección. Las acciones de control, en caso de necesidad, para estos defectos pueden ser tomadas después de que el defecto sea evaluado por la excavación:

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a. Abolladuras con pérdida de metal o abolladuras que afectan la curvatura de la circunferencia de la tubería o una costura de soldadura longitudinal detectada. b. Abolladuras localizadas en la tapa de la línea entre ocho y cuatro posiciones donde la profundidad de la abolladura se excede: 1. el 2% del diámetro de la tubería para 30 cm (12 in) y más grande. 2. 6.35 mm. Para los diámetros de la tubería menos de 30 cm (12 in). c. Abolladuras con profundidades divulgadas mayor que 6% del diámetro de la tubería. d. Los resultados de la tubería en una presión de funcionamiento segura que es menos que la Máxima Presión de Operación (MOP) establecido actual en la localización de la anomalía usando un método seguro conveniente del cálculo de la presión de funcionamiento. e. Pérdida predicha del metal de > 50% de la pared nominal en la línea. f. Pérdida predicha del metal de >50% en áreas con corrosión circunferencial extensa, es decir el tipo de corrosión donde el cargamento axial puede ser una preocupación o donde la mitigación de la corrosión continua puede ser importante mantener la MOP. g. Anomalías de la soldadura con una pérdida predicha del metal de > 50% de la pared nominal. h. Indicaciones de las grietas probables que sobre la excavación se determinan para ser grietas. i.

Corrosión selectiva a lo largo de la costura de las soldaduras.

j.

Posibles formones o surcos 12.5% mayor que de la pared nominal.

Un operador debe tomar la consideración de las estadísticas indicadas del vendedor en línea de inspección, las técnicas de análisis, y la experiencia del operador en la determinación de un programa eficaz de la investigación de anomalías. Una vez que todas las anomalías de pérdida del metal se traten, el operador documentará todas las indicaciones restantes e integrará esta información en el modelo del gravamen de riesgo. Las anomalías situadas adentro o cercanas a las cubiertas, cerca de cruces fuera de la tubería, las áreas con la protección catódica sospechosa, o áreas de alto riesgo deben tomar precedencia sobre otras localizaciones de la tubería con indicaciones similares. Los daños y la corrosión mecánica se asocian a una costura longitudinal que deben tomar generalmente prioridad sobre el daño de la corrosión.

4.7 ANOMALIAS 4.7.1.- CORROSIÓN GENERALIZADA Es una pérdida de metal que ocurre en lugares donde la tubería está enterrada y el sistema de protección contra la corrosión ha sido dañado.

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4.7.2.- CORROSIÓN LOCALIZADA EN CAZOLETAS, TIPO PICADURAS Este tipo de corrosión es definido por picaduras aisladas en la superficie de la tubería con una disminución del espesor de pared en una cantidad igual a la tolerancia de fabricación aplicable al ducto. 4.7.3.- CORROSIÓN POR ESFUERZOS DE TENSIÓN Y AGRIETAMIENTO (CTA) Esto ocurre en grupos de agrietamientos ínter-granulares y tras-granulares, formados en presencia de un medio corrosivo. La CTA puede ser severa y difícil de valorar por lo que la reparación o sustitución de la sección dañada usualmente es necesaria.

Fig. 94 Ducto con Corrosión. Imagen cortesía de PEMEX.

4.7.4.- ESTRÍAS, DESPRENDIMIENTOS Y RANURAS Es una reducción del espesor de la pared del ducto, usualmente causada por maquinas excavadoras que operan cerca de la tubería 4.7.5.- ABOLLADURAS Las abolladuras son un cambio de geometría de la pared de la tubería. Las abolladuras leves no requieren reparación, sin embargo una combinación de abolladura con ranuras, arrancadura, ranura o corrosión requiere de reparación por que representa una amenaza para la integridad de la tubería. 4.7.6.- FRAGMENTACIÓN Es el resultado de la abrasión severa de la superficie del ducto, dando lugar a una capa frágil de la superficie interna de la tubería, la cual es susceptible de agrietamientos. 4.7.7.- AGRIETAMIENTOS Los agrietamientos han sido encontrados debajo de estrías, ranuras severas y en soldaduras.

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4.7.8.- DEFECTO DEL MATERIAL DE LA TUBERÍA Son la laminación, pliegues en la superficie y astillas. El mayor problema con la laminación es la probabilidad de que esta pueda desarrollar agrietamientos. Los pliegues y astillas están sobre la superficie, pudiendo ser confundidas con agrietamientos. 4.7.9.- DEFECTOS DE LA JUNTA LONGITUDINAL Y SOLDADURA CIRCULAR Los defectos de las juntas de la tubería y soldaduras circunferenciales pueden ser tolerados a altos niveles de tensión, sin embargo, esto significa un problema de fragilidad en soldaduras de baja dureza. Las corridas de diablos juegan un papel importante en todas las etapas de vida útil de un ducto, particularmente en el mantenimiento, eficiencia e integridad. La selección del tipo de diablo óptimo para cualquier circunstancia dada es crítica, ya que se cuenta con más de 300 tipos de diablos en el mercado.

Fig. 95 Ducto con Defecto en la Soldadura. Imagen cortesía de PEMEX.

4.8.- TIPOS DE ANOMALIAS, CAUSAS Y PREOCUPACIONES 4.8.1.- Pérdida del metal (corrosión) La corrosión es definida como la deterioración de un material, generalmente un metal, por la reacción con su ambiente. El rango en la cual un metal se deteriora (corroer) es sobre todo por el ambiente en que se encuentra y también por las medidas preventivas que se han puesto en el lugar para retardar la reacción. Casi todos los tipos de ataques de corrosión (externo o interno) se pueden enumerar bajo varias categorías importantes. Quizás la característica más llamativa de la corrosión es la variedad inmensa de condiciones en las cuales ocurra y del gran número de las formas en las cuales aparece. Aunque hay varias y diversas formas de corrosión cada parte tiene factores comunes. a. b. c. d.

Un ánodo. Un cátodo. Una trayectoria metálica que conecta el ánodo y el cátodo Un electrolito (típicamente el suelo y la agua subterránea).

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Aunque esto es una simplificación, no importa el tipo de corrosión que está presente, cada uno de los cuatro artículos enumerados arriba está siempre presente. La eliminación de uno de los cuatro factores comunes es la base para un programa de control de corrosión. Los métodos más comunes de control de corrosión son selección de material apropiado, pinturas y capas protectoras, productos químicos de tratamiento de la corrosión, aislamiento dieléctrico, y protección catódica. Cada uno de estos métodos tiene ventajas y desventajas distintas. Todos deben ser considerados al planear un programa de control comprensivo de la corrosión.

Fig. 96 Revestimiento del Ducto. Imagen cortesía de PEMEX.

4.8.1.1.- CORROSIÓN EXTERNA Cuando una tubería se coloca en la tierra, desarrolla típicamente los sitios anódicos y catódicos, que fueron creados por el proceso de fabricación de acero, el ambiente circundante, otras instalaciones enterradas, y otros factores. La tubería misma es la trayectoria metálica y el suelo es el electrolito. Típicamente, la corrosión externa en tuberías se puede categorizar como corrosión general o picaduras localizadas. Las picaduras localizadas se confinan normalmente a un área pequeña o a varias áreas pequeñas interconectadas. Corrosión localizada (o de picaduras) pueden ser los hoyos individuales o múltiples en la tubería o cerca del grueso de pared. Se evalúa la corrosión localizada usando medidas de la profundidad y de longitud para determinar la fuerza restante del acero. Las bacterias, las concentraciones diferenciadas de oxígeno, las corrientes perdidas de interferencia, o la interacción entre las células galvánicas pueden causar simplemente las picaduras localizadas. La preocupación de las causas de corrosión es por la integridad de una tubería que el área que es atacada puede ser muy pequeña y el rango de la corrosión, en algunas situaciones, puede ser extremadamente alta. La corrosión externa es controlada en tuberías enterradas por el uso combinado de capas protectoras y de la protección catódica. Las capas protectoras forman una barrera entre el acero de la tubería y el suelo.

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La protección catódica se utiliza conjuntamente con capas para proporcionar el control donde hay daños a la capa protectora, tal de corrosión que la tubería de acero está expuesta al electrolito corrosivo. La protección catódica esencialmente cambia áreas anódicas en la superficie de acero a las áreas catódicas, transfiriendo la corrosión al exterior.

Fig. 97 Diagrama de Protección Catódica. Imagen cortesía de PEMEX.

La corrosión actual es corrosión causada por la influencia de fuentes exteriores de corrientes eléctricas (generalmente se marcan hoyos).

4.8.1.2.- CORROSIÓN SELECTIVA EN LA COSTURA DE SOLDADURA DE ACERO INOXIDABLE (ERW) La corrosión selectiva de la costura de Soldadura de Acero Inoxidable (ERW), también llamada corrosión preferencial de la costura, se crea cuando la tubería está experimentando la pérdida de metal, interna o externa, a través o adyacente a una costura de soldadura de acero inoxidable (ERW). La corrosión ataca la región del enlace de la costura en una tarifa más alta que el metal circundante. El resultado es a menudo una grieta o un surco de forma de V dentro de la línea de enlace. En algunos materiales la soldadura de acero inoxidable (ERW), esta región de enlace exhibe dureza baja de fractura. La corrosión selectiva de la costura y la dureza baja crea un defecto serio que sea más probable causar una ruptura que la corrosión coincidente en el cuerpo de la tubería.

Fig. 98 Aplicación de Soldadura al Ducto. Imagen cortesía de PEMEX. ~

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4.8.1.3.- CORROSIÓN AXIAL EXTERNA EN LA TUBERIA Mientras que no son únicas las costuras longitudinales, la corrosión axial externa en la tubería (NAEC) se encuentra a menudo en las costuras de soldadura de arco sumergida en cubiertas con la cinta del polietileno. Esto permite la introducción al agua y proporciona un ambiente que podría blindar la superficie externa d e la tubería de la protección catódica. Esta área blindada se orienta y se limita axialmente al área inmediatamente adyacente a la costura de la soldadura. El resultado del surco como defecto es más probable romper que la corrosión típica.

4.8.1.4.- CORROSIÓN INTERNA La corrosión interna sigue los mismos principios de base que la corrosión externa. Los productos de petróleo y el petróleo crudo refinado pueden contener agua, las bacterias, los contaminantes químicos y la escoria que pueden crear un ambiente corrosivo en la tubería interna. Como la corrosión externa, las picaduras localizadas y la corrosión general son las formas típicas de ataque de la corrosión. La protección catódica aplicada a la superficie externa es ineficaz en el control de ataque interno de la corrosión. Mientras que la protección catódica aplicada internamente puede ser eficaz en el control de la corrosión interna (por ejemplo dentro de un tanque de agua), no se utiliza típicamente internamente en las tuberías debido a las dificultades en el uso, la interrupción del flujo de la tubería, la presencia de válvulas, la inaccesibilidad, productos químicos del tratamiento de la corrosión, etc. tales como inhibidores, bactericidas es de uso frecuente para combatir la corrosión interna. Los cerdos en los intervalos regulares, y a menudo conjuntamente con el tratamiento químico, es una técnica eficaz para quitar el agua y la escoria de una tubería y ayuda a prevenir la corrosión interna.

4.8.1.5.- CORROSIÓN DE DEPÓSITO Corrosión de depósito es una forma de corrosión interna encontrada generalmente en el cuadrante inferior de la tubería y puede o no puede actuar conjuntamente con la corrosión bacteriana. Los charcos de agua, especialmente en las tuberías que transportan el petróleo crudo, proporcionan el electrolito para el proceso de corrosión y contienen sustancias disueltas tales como cloruros y gases amargos. El agua de los charcos en áreas bajas también actúa como medio para proveer los alimentos de sulfato que reduce crecimiento bacteriano. La corrosión localizada ocurre bajo estas condiciones a través de varios mecanismos: a. Los depósitos adherentes permiten la formación de las regiones anódicas y catódicas, que conducen el proceso de la corrosión. b. Los cloruros en capas pasivas de la interrupción de salmueras e hidrolizan para formar condiciones ácidas. c. Los gases disueltos crean soluciones ácidas y proporcionan el reactivo anódico a la célula de la corrosión. El desarrollo de estas células de concentración de un depósito puede conducir a la corrosión acelerada generalmente en el fondo de la tubería. Este tipo de corrosión es difícil de controlar porque las ayudas del depósito evitan que los corrosivos sean quitados por las fuerzas del flujo y previene películas de

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inhibidores en las áreas corrosivas. Esto blinda también entrar en contacto con organismos micro-corrosivos.

4.8.1.6.- OTROS TIPOS DE CORROSIÓN Según lo mencionado arriba, hay varios y diversos tipos de ataques de corrosión. El tipo de ataque que una tubería puede encontrar depende sobre todo del ambiente. Se enumeran abajo algunos ejemplos de otros tipos de corrosión.

4.8.1.6.1.- Corrosión bacteriana (Corrosión influenciada microbiologicamente) Las bacterias se encuentran esencialmente en todo el suelo y agua y algunas de ellas no presentan problemas en cuanto a la corrosión de metales se refiere. Sin embargo, hay excepciones importantes. Las dos categorías básicas de bacterias son aerobias (usando oxígeno) y anaerobias (no usando oxígeno). Ambos tipos pueden estar presentes en el mismo ambiente dependiendo de temperatura, humedad, fuente nutriente, etc. las bacterias aerobias serán más abundantes donde está abundante el oxígeno, y bacteriano anaerobio será más abundante en ambientes deficientes del oxígeno. Los miembros de ambos grupos pueden contribuir a las condiciones que causan la corrosión externa e interna de tuberías. Un consorcio de micro-organismos influencia típicamente en la corrosión de metales ferrosos. Estas bacterias están en el hidrógeno que consumen, bacterias sulfatoreductoras y se refieren comúnmente como bacterias sulfato-reductoras (SRBs). Las bacterias no atacan directamente el acero, sino crean cambios en el electrolito que aumenta actividad de la corrosión. No sólo convierten los sulfuros en el ácido sulfúrico, que ataca la tubería, pero también consume el hidrógeno, que destruye la película de la polarización en las estructuras catódico protegidas y aumenta el requisito actual para la protección catódica eficaz. Las bacterias anaerobias se encuentran en aguas de superficies estancadas, dulces y saladas, en suelos pesados de arcilla, pantanos y en la mayoría de las áreas que tengan humedad, materiales orgánicos, con poco oxígeno, y una cierta forma de sulfatos. Las bacterias anaerobias también se encuentran en formaciones acuíferas de sal y en muchas áreas estos son los factores principales en la corrosión. Las bacterias aerobias pueden también crear los ambientes corrosivos para las estructuras de acero enterradas cuando la suficiente materia orgánica está disponible para un suministro de alimentos. Los ácidos orgánicos se pueden formar dependiendo del tipo de bacterias y del material orgánico disponible. Cuando las bacterias producen el bióxido de carbono, combinada con el agua disponible para formar los compuestos del ácido carbónico y del amoníaco, que se oxidan en nitroso, y el ácido nítrico. Otros ácidos que se pueden formar bajo condiciones apropiadas son otros lácticos, acéticos, cítricos, oxálicos y posibles. Las bacterias aerobias saben atacar algunos materiales de capa de la tubería hechos de materiales orgánicos y para utilizarlos como fuente del “alimento”; éstos incluyen capas y carpetas del asfalto, los pegamentos de cinta, papel de Kraft, y los fieltros de la tubería.

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4.8.1.6.2.- Galvánico La corrosión galvánica se define como corrosión asociada a resultar de la unión de dos o más metales diferentes en contacto con un electrolito común. Un metal será el ánodo el otro será el cátodo. Según lo mencionado arriba, un pedazo de acero tiene áreas anódicas y catódicas. Estas áreas existen cuando diversas aleaciones tales como cobre y acero inoxidable están en contacto con el acero, o un nuevo pedazo de tubería está en contacto con una tubería vieja. Las células galvánicas de corrosión pueden también ser creadas debido a los diferentes metales usados al soldar en la tubería. Además, la corrosión galvánica puede también ocurrir como resultado de la introducción de tensión en la tubería por ejemplo en los empalmes de soldadura, curvas mecánicas en la tubería. Además, la presencia del concreto en porciones de la tubería, tales que algunas áreas del acero están revestidas con concreto y otras áreas no están revestidas con concreto, puede conducir a la corrosión galvánica.

4.8.1.6.3.- Corrosión de tensión El agrietamiento de corrosión por tensión (SCC) es una forma de agrietarse ambientalmente asistido, en donde las grietas pequeñas alargan y profundizan lentamente durante años. Las grietas individuales, que pueden ocurrir en las colonias, pueden eventualmente ensamblar a juntas de grietas más grandes. El SCC puede estar presente en una tubería por muchos años sin causar problemas, aunque una vez que una grieta llegue a ser bastante grande la tubería podría escaparse o romper. Tres condiciones deben estar presentes para cuando ocurra el SCC: una micro-estructura susceptible, un ambiente conducente, y una tensión extensible.

a. Micro-estructura . Toda línea de acero de uso general de tubería es susceptible, aunque la susceptibilidad puede aumentar con fuerza extensible. b. Las Formas Ambientales. Específicas del SCC se asocian al terreno específico y a los tipos de suelo, particularmente los que tienen condición de húmedo-seco que se alternan y los que tienden para dañar o disolver las capas. Sin embargo, la SCC puede ocurrir en casi cualquier tipo del suelo puesto que la electroquímica local en la superficie de la tubería se puede aislar con las condiciones circundantes. Así, el tipo de la tubería y la condición de capa pueden ser un factor importante. c. El nivel de tensión . Susceptibilidad a las SCC aumenta con el nivel de la tensión, aunque no puede haber nivel más bajo de tensión que el umbral. Los niveles de la tensión pueden ocurrir en las discontinuidades estructurales locales o sitios de deformación debido a las fuerzas exteriores (abolladuras provocadas por rocas). Una cierta cantidad de completar un ciclo de la tensión puede promover crecimiento del SCC rompiendo el de revestimiento de óxido que forma en la superficie de la grieta, reexponer la extremidad de la grieta al ambiente. El cargamento cíclico parece ser un factor importante en la iniciación del SCC. Dos formas de SCC se han identificado: pH alto (clásico) y pH neutral (no-clásico). La forma de pH alto tiende para ocurrir dentro de una gama potencial catódica estrecha y en un pH local sobre 9. Se asocia a temperaturas de funcionamiento crecientes de la tubería. Las grietas tienden para ser estrechas y sobre todo intergranulares. La tubería con las capas del alquitrán y del asfalto de carbón es a veces susceptible a este tipo de grietas.

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El pH neutral tiende para ocurrir en un pH local de 5.5 a 7.5. Se asocia a concentraciones suaves del CO2 en el agua subterránea y climas más fríos. Las grietas son generalmente transporte granular y corroídos que son encontrados en alto pH de SCC. Generalmente, los sistemas de revestidos con cintas son susceptibles a este tipo de ambiente.

4.9.- DAÑOS DE LA CONSTRUCCION. Los defectos de tubería y de soldadura de la tubería pueden ocurrir durante la nueva construcción o el mantenimiento. Estos defectos varían en tipo: abolladuras, surcos, carencia de fusión, carencia de la penetración o grietas. Las fuerzas del exterior, tales como movimiento de la tierra y equipo de excavación pueden causar abolladuras, los rasguños, pérdida de tubería, cambio en la alineación de la tubería y pérdida de cubierta.

4.9.1.- ABOLLADURA Las abolladuras se pueden clasificar en dos tipos básicos, las abolladuras sencillas y las abolladuras que incluyan un concentrador de tensión.

4.9.1.1.- Abolladuras Sencillas Las abolladuras sencillas son un cambio local en el contorno superficial pero no acompañado por un concentrador de tensión, impacto mecánico. Las abolladuras sencillas se pueden analizar por técnicas existentes de la fatiga.

4.9.1.2.- Abolladuras con un Concentrador de la Tensión Este tipo de defecto es una abolladura con los concentradores de tensión tales como grietas, surcos, o quemaduras del arco, situadas dentro de la abolladura. Estas abolladuras pueden proporcionar el punto de partida para una falla de la tubería. Este tipo de defecto puede plantear un problema potencialmente serio de la integridad para una tubería. Las abolladuras con un concentrador de tensión serán reparadas.

4.9.1.3.- Abolladuras Dobles Las abolladuras dobles consisten en dos abolladuras que se encuentran a lo largo del eje de la tubería que crea un área central de la curvatura opuesta a la dirección longitudinal. Las grietas de fatiga se convierten en la región intermedia entre las dos abolladuras y se convierten a menudo a proporciones críticas más rápidas que las grietas de fatiga en una sola abolladura.

Fig. 99 Imagen de Abolladura con Grieta. Imagen cortesía de PEMEX. ~

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4.9.1.4.- Abolladuras que Afectan la Soldadura Las abolladuras que afectan las costuras de soldaduras longitudinales de la tubería o las soldaduras de la circunferencia se pueden analizar por técnicas existentes de fatiga tales como PRCI informe PR-218-9822 “Gravamen de abolladuras en las soldaduras” con objeto de la determinación de riesgo y de prioridad de reparación.

4.9.2.- FORMONES Los formones de los surcos son cavidades alargados causados por el retiro mecánico del metal. Un formón se puede reconocer por la agudeza de sus bordes. Los formones pueden ser muy perjudiciales a la integridad de una tubería. La corrosión tiene típicamente una forma redondeada o parabólica, mientras que los formones tienen definido los bordes.

4.9.3.- QUEMADURAS DE ARCO Las quemaduras de arco se refieren algunas veces a la quemadura con tan solo el contacto con el electrodo. Generalmente una serie de hoyos o muescas pequeñas adyacente formadas en la superficie de la soldadura causados por el arco formado entre el electrodo de soldadura (barra de la soldadura) y la superficie de la tubería.

4.9.4.- ACCCESORIOS SOLDADOS PARA ALINEAR Un accesorio soldado a la tubería es cualquier estructura metálica unida a la línea, es decir la conexión de rama, llaves, tapas, etc.

4.9.5.- ARRUGA DE CURVAS/TORCEDURAS Las arrugas están localizadas en la deformación de la pared de la tubería causada por la tensión longitudinal en la tubería, caracterizada por volumen exterior menor o asimetría interna. La torcedura es una arruga que ha avanzado en el régimen de la arruga. Una torcedura es caracterizada por la deformación grande de la pared de la tubería mayor que 25 mm de las amplitudes.

4.10.- ANOMALÍAS RELACIONADAS ALA FABRIACION Los defectos de la tubería pueden ocurrir durante el proceso de fabricación. Estos defectos no se limitan a ésos nombrados abajo:

4.10.1.- Burbuja. Un punto levantado en la superficie de la tubería causada por el exceso de gas en una cavidad dentro de la pared de la tubería.

4.10.2.- Marcas del ampliador. Las marcas del ampliador son debido al funcionamiento frío del acero en la fabricación. Estas marcas son generalmente menos de 3 mm. Y no afectan normalmente la vida de servicio de la tubería.

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4.10.3.- Ovalamiento. Instalar tubos ovalados en forma de huevo y en el cuál son respectivamente superiores o menos que las tolerancias permitidas y/o de menor importancia en el estándar de la tubería señalado en las especificaciones de la orden de compra.

4.10.4.- Laminación o inclusión. Es una separación interna del metal que crea las capas generalmente paralelas a la superficie. Algunas laminaciones son causadas por una cavidad de contracción en la parte superior de un lingote. Si los óxidos formados en la superficie de esta cavidad están presentes las superficies no se soldarán conjuntamente durante operaciones subsecuentes del balanceo. Puesto que la cavidad de la contracción comienza en el centro de un lingote, permanecerá en el centro de la placa, y de la tubería. Las laminaciones que rompen la superficie pueden comportarse como grietas. Las laminaciones en sulfuro de hidrógeno de la tubería que lleva o contiene sustancias amargas pueden ser sitios para la acumulación del hidrógeno y agrietarse o ampollar la tubería.

4.10.5.- Fusión incompleta. Una carencia de la fusión completa de una cierta porción de metal en el empalme de la soldadura.

4.10.6.- Tubería quemada. A veces la tubería quemada es una condición que ocurrió cuando los bordes de la placa fueron calentados a sulfuros demasiado altos de temperatura y del límite de grano formado de la austenita. Estas capas se caracterizan como muy frágil y susceptible a las grietas del material.

4.10.7.- Grietas de Gancho (Imperfección de la Fibra con Vuelta Hacia Arriba). Una grieta de gancho o una imperfección de la fibra con vuelta hacia arriba se define en el boletín 5TL de la norma API, como las separaciones de metal resultando de las imperfecciones en el borde de la placa, paralelo a la superficie, que dan vuelta hacia la superficie de la tubería del diámetro interior o del diámetro exterior cuando los bordes están siendo soldados. Las grietas del gancho no son un problema de la soldadura por sí mismo aunque no existen con excepción de una soldadura como una costura de soldadura de acero inoxidable (ERW). Se presentan inclusiones o laminaciones no metálicas en la placa que son paralelas a las superficies y no afectan normalmente la fuerza extensible de la placa.

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Fig. 100 Grieta de gancho. Imagen cortesía de PEMEX.

Las tensiones de rompimiento entre las capas como fibras causan dobleces en las capas no metálicas dando por resultado las grietas de gancho cerca de la unión. Algunas veces las grietas no ocurren hasta que la tubería se sujeta a una presión interna grande, por ejemplo en la prueba hidrostática de fabricación o de campo. Se esperaba que las grietas de gancho no expuestas por una prueba hidrostática raramente causaran problemas en servicio a menos que fueran extendidas por crecimiento de grieta de fatiga de una gran cantidad de ciclos de presión de significativo tamaño. Las fallas de grieta de gancho durante la reexaminación de algunas tuberías viejas de soldadura de acero inoxidable (ERW) son bastante comunes.

4.10.8.- Puntos duros. Los puntos duros son áreas de alta dureza creadas durante la abundancia de calor de la placa. Estos puntos duros son de forma circular en varios diámetros. Las lecturas de la dureza, según lo indicado, alcanzan una fuerza extensible que se extiende a partir de 8963 a 13789 bares en el centro del punto y consisten en martensita sin templar, y el bainita de alta temperatura. Otro origen del material excesivamente duro en la tubería podría ser un inadecuado tratamiento térmico en la costura por soldadura de acero inoxidable (ERW). Cualquier tipo de zona dura (martensita sin templar) sin importar su origen puede llegar a ser agrietado si está expuesto al hidrógeno activo de productos amargos o de la protección catódica.

4.10.9.- Marcas del Mandril en el Campo de la Curva. Las marcas del mandril en el campo de la curva se asocian a la flexión de la tubería. Las curvas del campo pueden contener marcas del mandril hasta 3 mm. Sin afectar la vida de servicio de la mayoría de las tuberías.

Fig. 101 Curvas del Ducto e n Campo. Imagen cortesía de PEMEX. ~

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4.11.- GRIETAS Una grieta puede ser casi invisible al ojo, pero puede debilitar una tubería suficientemente para causar una falla catastrófica. Las grietas son separaciones de tensiones inducidas del metal que sin ninguna otra influencia, no son tan grandes para causar la ruptura completa del material. Debido al potencial de crecimiento de una grieta en servicio líquido de la tubería con fatiga y la corrosión intergranular, las grietas representan una preocupación importante para canalizar por los operadores. Los tipos de grieta que probablemente se encuentran en tuberías de funcionamiento son las grietas de corrosión por tensión (SCC), grietas de fatiga, grietas hidrógeno-inducidas y grietas de corrosión del sulfuro. Pueden ocurrir en la materia prima de la tubería, en la soldadura y en la zona de calor adyacente afectada por la soldadura. Las grietas pueden también aparecer en las soldaduras axiales y de la circunferencia inferior al nivel normal, y pueden ocurrir conjuntamente con otros defectos tales como abolladuras, formones y corrosión. 4.11.1.- TIPOS DE GRIETAS Las grietas pueden aparecer en cualquier momento en la tubería. Durante la fabricación, las grietas pueden originar defectos de bastidor o del balanceo de la placa, y una familia de grietas y grieta como defectos puede presentarse durante las operaciones de soldadura de la costura y de la circunferencia. Estas características, junto con averías de la dirección y de la construcción, están conforme a una prueba de presión. Durante la operación de la tubería, los defectos existentes pueden crecer debido a la fatiga.

4.11.1.1.- Grietas de corrosión por tensión (SCC) El agrietamiento de corrosión por tensión externo en tuberías de alta presión se reconoce en dos formas: alto pH y pH cercano al neutral. Ahora creemos que las grietas del SCC pueden iniciar y crecer en una gama de condiciones, incluyendo agrietamiento predominante intergranular en condiciones alcalinas y agrietamiento transgranular en ambientes neutrales del pH. Las SCC pueden ocurrir en una gama más amplia de ambientes acuosos restrictos en la superficie de la tubería, y en casos extremos las SCC se ha confirmado en tuberías sobre el suelo.

Fig. 102 Grietas de SSC. Imagen cortesía de PEMEX.

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La corrosión crea grietas con características alineadas perpendicularmente a la tensión principal. En la mayoría de los casos, la presión del producto en la tubería crea la tensión principal, así que las grietas son paralelas alineado al eje de la tubería. Las tensiones externas tales como movimiento de tierra pueden dar lugar a las grietas a casi cualquier ángulo a través de toda la circunferencia. El punto para la iniciación de la grieta de SCC está en o sobre la producción real, así que en ausencia de una alta tensión residual o de una tensión externamente impuesta, el SCC no espera en tuberías operacionales. Sin embargo, el punto para la iniciación de la grieta es reducido por la tensión o la presión que completa un ciclo, y en caso de que las tuberías experimenten fluctuaciones grandes, la tensión del punto de inicio de la grieta puede estar debajo de la tensión de un mal funcionamiento. Algunos aceros demuestran una mayor susceptibilidad que otros. En ocasiones, esta diferencia de susceptibilidad del material ha sido el factor principal en la determinación de dónde el alto pH se ha convertido en un problema operacional. La temperatura es también un factor dominante que controla el alto índice de crecimiento de SCC. Si sigue habiendo condiciones sin cambiar, la tarifa de crecimiento de grieta aumenta con la temperatura.

4.11.1.2.- Grietas Inducidas por Hidrógeno (HIC) Las tuberías amargas del servicio son vulnerables a HIC en presencia del agua. Puede ocurrir en aceros de la tubería de cualquier fuerza y se asocia generalmente a las inclusiones no-metálicas, particularmente sulfuros del manganeso.

Fig. 103 Grietas de HIC. Imagen cortesía de PEMEX.

Las características dentro de la tubería aparecen como grietas, pero las características cerca de la superficie aparecen como las ampollas o topetones. La corrosión ácida ocurre en áreas mojadas dentro de la tubería. El hidrógeno es producido por esta reacción de la corrosión, pero en presencia del sulfuro, en la superficie de acero más bien que liberado como gas. El hidrógeno activo se difunde en el acero, formando ampolla en los vacíos microscópicos alrededor de inclusiones no-metálicas. La presión de gas en estas ampollas genera la tensión muy arriba, que empieza a agrietarse a lo largo de líneas de acero.

4.11.1.3.- Grietas inducida por Hidrógeno con Tensión-Orientada (SOHIC) Una forma especial de HIC puede ocurrir cuando la concentración local de la tensión es muy alta en una tubería amarga de servicio. Los altos campos de tensión permiten que el hidrógeno se acumule sin la necesidad de inclusiones o de otros intermediarios. Por ejemplo, algunos tipos de objetos expuestos a ser soldados en la tubería tensionaron

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altamente regiones cerca de la costura de la soldadura, causada durante el proceso de soldadura. Los órdenes apilados de HIC pueden formarse en estas regiones, conduciendo a las que se hagan HIC rápidas.

4.11.1.4.- Regazos Estas grietas como los defectos superficiales se originan durante el proceso del balanceo usado para producir la placa o la tira de las cuales se fabrica la tubería. Las grietas superficiales en la losa caliente se oxidan, esto evita que suelden con el metal colindante durante el balanceo subsecuente. Las grietas quedan orientadas la capa externa del acero y se ruedan para llegar a ser superficie que rompen defectos a un ángulo muy bajo. Pueden ocurrir en cualquier posición alrededor de la tubería.

4.11.1.5.- Grietas de Gancho Estos defectos en la soldadura longitudinal ocurren durante la fabricación de la tubería, cuando las inclusiones en el borde de la placa resultan en el plano del acero durante el proceso de la soldadura. Pueden pasar la prueba hidrostática inicial del fabricante, pero fallan aun más debido a la fatiga del metal. Es el resultado de la soldadura en el metal que da “gancho” o la forma característica de “J” a la grieta.

4.11.1.6.- Grietas en la Soldadura Circunferencial. Aunque las grietas en la soldadura circunferencial pueden ocurrir en cualquier posición alrededor de la costura, se encuentran más a menudo durante las 6 horas de la marca dentro de la tubería, que es la posición de la tensión máxima durante el movimiento de la abrazadera interna, cuando solamente se ha hecho el grano de la raíz. Las grietas se forman durante la construcción debido a tensión excesiva.

Fig. 104 Grietas de Fusión en la Soldadura. Imagen cortesía de PEMEX.

4.11.1.7.- Grietas de Fatiga La fatiga del metal es causada por las tensiones repetidas o que fluctúan entre el valor máximo, que es menos que la fuerza extensible del material. Comienzan minuciosas grietas mientras que crecen constantemente en reacción a la presión sobre un ciclo de deformación física de la tubería y otras tensiones mecánicas.

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Fig. 105 Grietas de Fatiga. Imagen cortesía de PEMEX.

4.11.1.8.- Corrosión Axial Externa en la Tubería (NAEC) Aunque esto no es exactamente una grieta, es un número de defectos asociados a la costura de la soldadura, que son difíciles de detectar con las herramientas estándares de la pérdida del metal debido a su orientación axial. Se causa cuando la abrazadera esta sobre el grano de la costura de la soldadura, permitiendo que la humedad ocasione la corrosión. La pérdida que resulta de metal paralela a la costura puede dar lugar a ruptura.

4.11.2.- EQUIPOS PARA LA DETECCION DE GRIETAS 4.11.2.1.- Confiabilidad en la Detección de las Grietas Longitudinales

Las faltas de la tubería debido al agrietamiento de corrosión de tensión pueden ser un problema para los operadores de la tubería. Con el siguiente equipo es fácil la detección de este tipo de averías en la tubería.

Fig. 106 Diablo para la detección de falta de tubería. Imagen cortesía de PEMEX.

Características y ventajas Localiza y mide: a. SCC b. Grietas de fatiga c. Defectos de soldadura d. Rasguños e. Surcos f. Similar a grietas como anomalías con una orientación longitudinal

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Se puede confiar en el equipo para identificar las grietas finas tan pequeñas como 1 milímetro, y localizar profundidad de las grietas de la mitad de 1 milímetro. Análisis y divulgación Los datos registrados por la herramienta son procesados por el software de gran alcance que identifica todas las características significativas. La base de datos que resulta de las anomalías potenciales se convierte en la fundación del proceso analítico. Para la interpretación inicial, se exhiben los colores mientras que las características que se exploran los colores. Con las múltiples herramientas de encargo y exploración de imágenes, los ingenieros experimentados pueden identificar y examinar los defectos minuciosos que abarcan las colonias del SCC. El gran número de sensores en la herramienta facilita este proceso tomando múltiples lecturas y distinguiendo claramente entre los defectos internos y externos.

Fig.107 Falla detectada por el equipo y registrada por el software. Imagen cortesía de PEMEX.

Las listas de informe final de todas las grietas como defectos, con la calificación de la profundidad y la información de la localización. Explora las imágenes donde se prevén todas las características documentadas que resuelvan los criterios fijados cuando la inspección fue planeada. Los pulsos del ultrasonido emitidos por la herramienta se dirigen circunferencialmente en la tubería en un ángulo de 45° dentro del metal. Los transductores se montan en un carro flexible en la parte posterior de la herramienta. Con una gran cantidad de transductores que generan pulsos y la recepción de sus reflexiones, tantas como diez lecturas simultáneas se pueden tomar de cada característica del defecto o de la tubería. Este alto grado de redundancia compensa cualquier pérdida de información que pueda ocurrir, y aumenta la posibilidad de detectar todas las grietas del tamaño mensurable. Porque el metal adyacente a la costura longitudinal es un sitio para el desarrollo de SCC, los datos recopilados de esta área se registran sin filtro para entregar la información máxima. Un sistema separado de sensores registra el grueso de la pared e identifica la soldadura circunferencial, útiles como puntos de referencia. La posición de la herramienta también se sigue por medio de las ruedas del odómetro y de los marcadores sobre el suelo. 4.11.2.2.- Medios confiables de prevenir falta de tubería

Es la primera herramienta en la línea de inspección capaz de detectar y de medir grietas y pérdida de metal en el mismo funcionamiento de la inspección.

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Características y ventajas La nueva herramienta de inspección permite una mayor resolución y exactitud de los datos, dando a los operadores de la tubería una confianza más alta para las decisiones importantes.

Fig. 108 Equipo para la Detección de Grietas. Imagen cortesía de PEMEX.

Es una manera de estadísticos confiables para detectar considerablemente más defectos de grado y que varían en otros procedimientos. Identifica el tipo y la escala del defecto, y después permite la prioritization para las actividades de supervisión y de la remediación. Si se refiere a SCC, puede ayudar a dar mayor tranquilidad con su capacidad sin precedente de alinear y de hacer una remisión de pérdida de metal y datos de grietas. Proporciona una vista completamente detallada de la condición de tu tubería y da el conocimiento necesario para mejorar el control en el futuro. 4.11.2.3.- Medios para Eliminar la Costosa Pre-Inspección

Es la primera herramienta en línea de la inspección para dar a los operadores de la tubería del gas las mismas ventajas en la detección de grietas y niveles de la confianza que sus contrapartes de tubería de líquidos.

Fig. 109 Equipo Especialmente para tuberías de gas. Imagen cortesía de PEMEX.

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Características y ventajas Aplica tecnología acústica electromagnética del transductor (EMAT) a las demandas únicas de inspección en línea detectando y midiendo una gama completa de defectos de grietas en tuberías del gas. Los métodos convencionales de inspección ultrasónica requieren en tuberías de gas ser llenadas de un líquido o que las herramientas funcionen en una zona líquida. Este equipo no requiere un medio líquido para que sus señales puedan alcanzar la pared de la tubería. Los operadores no necesitan más que sujetar sus tuberías de gas a la preparación o a la contaminación costosa de la pre-inspección por los líquidos externos para obtener datos exactos de la inspección. Otras de sus funciones son su capacidad de detectar incluso el SCC no tan importantes o grandes. Esta capacidad da a los operadores la advertencia avanzada esencial para la iniciación de los programas eficaces para las SCC sin altos costos y pérdida de producción asociados al método común de prueba hidrostática. 4.11.2.4.- Detección de Grietas de Corrosión por Tensión

En 1993, llegó a ser posible por primera vez detectar uno de los tipos más peligrosos de anomalías de la tubería: el agrietamiento de corrosión por tensión. Los ensayos del diablo elástico de onda, probaron que podrían detectar tales defectos, los pronósticos estaban sobre cierto límite de alarma. Esta meta fue alcanzada sin requerir un acoplador líquido entre los transductores y la tubería.

Fig. 110 Equipo detector de grietas de corrosión por tensión. Imagen cortesía de PEMEX.

Características y ventajas El diablo elástico de onda se puede utilizar también para divulgar cambios en la mayoría de los tipos de capa externa. Esta parte del servicio está en desarrollo como parte del informe estándar para dar la valiosa detección temprana de problemas de capa. El diablo elástico de onda recoge volúmenes de datos grandes. Grietas como características entonces se estudian individualmente, y un proceso que anota se utiliza para establecer su naturaleza. Los que pasan esta etapa de discriminación están conforme a un procedimiento comparativo antes de la divulgación. Diferente de otras herramientas, el diablo elástico de onda es sensible a los cambios en la naturaleza y la vinculación de la capa externa de la tubería. Esto se puede utilizar para indicar la disminución de capa en las áreas problemáticas, dando la advertencia anticipada

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muy útil antes de que ocurra la corrosión o el agrietarse. Cuando se identifican los cambios, se observan y se enumeran con cada informe en la tubería.

Fig. 111 Defectos localizados antes de que ocurra la Corrosión. Imagen cortesía de PEMEX.

4.11.2.5.- Defectos de Grietas Longitudinalmente Orientadas.

Detecta defectos largos y estrechos. Los defectos encontrados son largos y estrechos, y funcionan al eje paralelo de la tubería, tal como tensión y las grietas de corrosión, la falta de soldadura en la costura longitudinal y la corrosión axial externa de la tubería (NAEC). Características y ventajas Induce flujo magnético alrededor de la tubería más bien a lo largo de ella. Esto permite que la herramienta pueda tomar la vista de un costado de características axiales, dando una indicación más clara de su profundidad. Los defectos axiales no son comunes, sino que las tensiones de la circunferencia en un sistema operativo están lejos de las tensiones axiales mayores que presentan un peligro muy verdadero de ruptura. Análisis y divulgación El diseño de la herramienta da sensibilidad particular a los defectos axialmente orientados de la tubería. El análisis utiliza la experiencia ganada de una base de datos de características significativas consideradas en miles de kilómetros de las inspecciones anteriores. Usando los traslados del sensor colocado en dos unidades, la cobertura completa de la inspección se obtiene para toda la superficie de la tubería. La inspección se adapta especialmente para proporcionar los datos de alta resolución necesarios para detectar defectos en la costura de tuberías largas. El tamaño de cada característica se comprueba, y la lista de características se combina con la información impresa generada de los datos de la inspección para terminar el informe.

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Fig. 112 Fotografías realizadas por el equipo detector de grietas. Imagen cortesía de PEMEX.

4.11.2.6.- Medida exacta de las Características de la Tubería.

El ultrasonido tiene la capacidad de entregar medidas exactas y directas de las características de la tubería. Los datos que genera se satisfacen idealmente a los cálculos avanzados y de otras técnicas basadas en la ciencia para determinar la condición y e aptitud para el propósito de la tubería.

Fig. 113 Equipo Ultrasónico. Imagen cortesía de PEMEX.

Características y ventajas Puede detectar y medir exactamente anomalías de pared tales como laminaciones e inclusiones. Muchos operadores de tubería utilizan una inspección de línea de fondo para confirmar la calidad de la nueva construcción antes de utilizarla. Para entregar su capacidad máxima, el ultrasonido se debe juntar a la tubería por un líquido como medio.

4.11.2.7.- Para Examinar una Tubería Seca. Usando la capacidad de la herramienta de profundidad exacta de los defectos, se producen los diagramas tridimensionales a color del contorno, permitiendo al operador identificar y determinar rápidamente las áreas problemáticas. La sección superior muestra datos combinados de todos los sensores. La sección más baja entrega datos de los cada uno de los sensores, dando una lectura exacta de las dimensiones del defecto.

Fig. 114 Falla detectadas por el Equipo Ultrasónico.

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Un transmisor y un receptor combinados dirigen pulsos en el tramo de tubería que sean probados. Los pulsos se reflejan en la superficie y cualquier discontinuidad que se pueda encontrar dentro del tramo de tubería. Los ecos se pueden convertir en una medida exacta de la distancia entre las superficies de reflejo y el receptor. Su capacidad de localizar ovalaciones, abolladuras y cambios en diámetro protege los transductores contra daño mientras que mantiene la relación de espacio correcta. Cada transductor manda pulsos de alta frecuencia a la tubería mientras que la herramienta se mueve a través de la tubería.

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CAPITULO V.- METODOS DE REPACION DE DAÑOS 5.1.- INSPECCIÓN EN DUCTOS La evaluación de la seguridad y productividad de una tubería requiere, el conocer la condición de dicho sistema, en nuestro caso, la tubería. Las tuberías son usualmente muy grandes, especialmente en longitud, además, generalmente son enterradas, algunas de ellas bajo el fondo marino. Se indican muchos tipos de anomalías, incluyen picaduras por corrosión, soldadura circunferencial, plegaduras, remiendos, marcas de referencia magnética, conexiones, astillas, pedazos extraños de metal y válvulas de compuerta. Beneficios de la Inspección de Flujo Magnético Divergente. a. b. c. d. e. f.

Localiza y evalúa defectos en la superficie interior y exterior del ducto. Proporciona un record permanente de las condiciones de los tubos. Proporciona datos que ayudan en el plan de conservación y estimación. Asiste a evaluar la eficiencia de la protección y revestimientos catódicos. Ayuda a determinar el valor de compra o venta del ducto. Evalúa el ducto para aumentos en la presión que se propongan.

5.2.- MÉTODOS DE REPARACIÓN PARA DAÑOS EN LOS DUCTOS 5.2.1.- Esmerilado

El objetivo del esmerilado es: a. Reducir cualquier concentración de esfuerzos b. Remover cualquier agrietamiento El esmerilado puede llevarse a cabo con reducción de presión, por medio de limas o con una esmeriladora manual de baja potencia. La herramienta esmeriladora y el procedimiento, debe ser seleccionadas para evitar la introducción de nuevas fracturas durante la operación del esmerilado. La máxima profundidad del daño que se puede permitir en el esmerilado, depende del estado de la tubería y del margen de seguridad que se ha adoptado. Se mencionan algunos puntos importantes: Las estrías deben ser removidas para obtener un contorno suave, removiendo de 0.5 a 0.7 mm de material de la base de la estría, para asegurar que cualquier capa con fragmentación o agrietamiento sea retirada. Las grietas aisladas deben ser tratadas de forma similar que las estrías.

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Notas Generales: 1. Limitado para detectar el mínimo de pérdida de metal 2. Limitado para detectar el mínimo de profundidad longitudinal y ancho de los defectos 3. Tamaño exacto definido por la herramienta 4. Si el ancho es más pequeño que el mínimo del ancho detectado por la herramienta 5. Detección de probable reducción para grietas estrechas 6. Construido para ser rotado 90° 7. Dependiendo la reducción de rehabilitación en el tamaño y forma de la abolladura 8. Dependiendo en la configuración de la herramienta, también la posición circunferencial 9. Si está equipado para la medición de ovalación 10. Libre en la herramienta de amarre 11. Si esta equipado para la medición de curvatura 5.2.2.- Envolventes circunferenciales

Estos usualmente comprenden dos mitades de tubo cortados longitudinalmente, uniéndose por soldadura o por una pestaña empernada para circundar el daño. Hay tres tipos de envolventes y son: a. Envolvente estrecha (Close-Fitting) b. Envolvente con separador o interface (Stand-Off) c. Envolvente con relleno epóxico (Epoxy-Filled)

5.2.2.1.- ENVOLVENTE ESTRECHA El objetivo de la envolvente estrecha, es proveer el soporte para el daño, asegurando que dicha envolvente este en estrecho contacto con el área dañada. Es conveniente efectuar soldaduras perimetrales en los extremos de las envolventes en la línea, para prever fugas de cualquier tipo que pudieran provocar un accidente, debido a la falla de un defecto en un inadecuado contacto y soporte.

Fig. 115 Envolvente Estrecha Imagen cortesía de PEMEX.

5.2.2.2.- ENVOLVENTE CON INTERFASE Su principal objetivo es prever contención de fluido en caso de daños del ducto. La separación tiene varios beneficios prácticos, evitar que la tubería sea apretada para eliminar tensión y facilitar la instalación debido a los problemas de ovalamiento.

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También permite una verificación completa de la pared de la tubería y de la soldadura de las juntas longitudinales de los ductos por medio de radiografías. Hay algunas desventajas empleando este tipo de envolventes las cuales son: Para limitar la tensión en la soldadura longitudinal, es necesario usar envolventes del doble del espesor de pared del ducto. Es necesario usar una compleja técnica de soldar para las soldaduras extremas de la envolvente.

Fig. 116 Envolvente con Interface Interface Imagen cortesía de PEMEX.

5.2.2.3.- ENVOLVENTES CON RELLENO EPOXICO Para reparaciones de abolladuras, se debe usar un material de relleno endurecible, tal como resina epóxica para llenar el vació entre la envolvente y el tubo. El objetivo principal de la reparación es prevenir el abultamiento del daño radialmente. Un mayor beneficio es que además de restringir la protuberancia, la tensión estática y la fatiga alrededor del daño es también suprimida, por lo que se incrementa la vida del ducto. La reparación comprende dos mitades de capas, las cuales son unidas para circunvalar el daño, dejando un espacio anular. Este espacio anular es obturado y entonces llenado con una mezcla de compuesto epóxico de gran espesor, con un sistema de inyección a baja presión Se requiere reducir la presión durante 24 horas mientras la resina epóxica vulcaniza. La envolvente y la superficie de la tubería dañada son primeramente esmeriladas. Los extremos del espacio anular se sellan con material curable. El sellado entre hierro y la inyección de lechado de resina epóxica requieren de un grupo especialmente preparado. Después que el sello ha vulcanizado, el lechado de resina llena el espacio anular y el proceso se puede observar por medio de agujeros indicadores que se encuentran en la envolvente. Con el desarrollo de envolventes rellenas con resina epóxica, las reparaciones son aplicables para todo tipo de daños, con lo que se asegura por un largo tiempo la integridad de la línea de tubería.

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Fig. 117 Envolvente con Relleno Epóxico. Imagen cortesía de PEMEX.

5.2.3.- LIMPIEZA DE TUBERIAS

La limpieza de una tubería es a menudo la manera más simple de alcanzar la mayor producción. Muchos estudios han demostrado que incluso las irregularidades pequeñas dentro de la tubería pueden causar turbulencia en el flujo de producto. La turbulencia aumenta la fricción, reduce capacidad y pone una carga innecesaria en las bombas y los compresores. Mayores cantidades de escoria o de depósitos en la línea aumentan la turbulencia, reducen capacidad de la tubería y de disminución. La limpieza regular es un componente dominante de cualquier programa a largo plazo de la integridad.

5.2.3.1.- Razones de limpiar una tubería 5.2.3.1.1.- Mejora el rendimiento de procesamiento:

Si el rendimiento de procesamiento de la tubería ha declinado o necesita aumentar energía de bombeo, la solución a menudo es poner un programa de limpieza en ejecución para quitar la escoria gradualmente, de tal modo de restaurar el rendimiento de procesamiento del bloqueo de la tubería. 5.2.3.1.2.- Preparación de la Pre-Inspección:

A menos que su condición sea ya bien sabido, una tubería nunca debe ser examinada antes de experimentar la limpieza progresiva. Una tubería limpia permite que la herramienta de inspección recoja los datos más exactos y evita la posibilidad de una herramienta costosa de la inspección se quede pegada en la tubería. 5.2.3.1.3.- Mantenimiento previsto:

Se acepta extensamente que la mejor práctica en mantenimiento de la tubería incluye funcionamientos regulares de cerdos de limpieza. Los cerdos estándar de limpieza despejan regularmente escoria de la tubería antes de que tenga tiempo de acumularse. El operador puede entonces estar seguro que el rendimiento de procesamiento está maximizado y la posibilidad de que se pueda pegar la herramienta de la inspección u otros cerdos está reducida al mínimo.

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5.2.3.1.4.- Desprender una obstrucción sabida:

Si los funcionamientos regulares de la limpieza no se han realizado, la escoria tal como cera o escombro puede acumularse, causando una obstrucción significativa. Las decisiones dominantes se deben entonces tomar con respecto al riesgo de poner cerdos de la limpieza a través de la línea. Si la línea se bloquea, un recorte costoso se puede requerir para quitar la obstrucción. Los riesgos de bloquear la línea son en esta etapa altos, y es la mejor utilizar un contratista experimentado de la limpieza para quitar el problema. La limpieza regular para restaurar capacidad es una buena inversión. Es también la fundación de un programa a largo plazo de la integridad cuando es combinado con una inspección por una herramienta inteligente. La integridad es mucho más que una edición de seguridad.

Fig. 118 Limpieza de Ducto. Ducto. Imagen cortesía de PEMEX.

Las inspecciones conducidas por el plan de la gerencia de integridad de un operador identificarán las anomalías que deben ser evaluadas. Un número de estas anomalías requerirán la reparación. La información de este estándar no se debe considerarse un resumen completo de cada tipo de reparación, sino una descripción de algunas de las técnicas con más frecuencia hoy usado en la industria. En ausencia de los procedimientos detallados de la compañía para el reemplazo o la reparación de la tubería, el “manual de reparaciones de tubería en servicio” debe ser consultado. La tabla proporciona una lista de referencia para los individuos que determinan la estrategia apropiada de la reparación para cierto tipo de defecto en cierta localización (costura, cuerpo, soldadura circunferencial) de la línea tubería. Todos serán reparados con los materiales que resuelven o exceden la MOP de la porción afectada de la tubería y se conforman con regulaciones aplicables.

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RESUMEN DE REPARACIONES GENERALES USADAS PERMANENTEMENTE EN GASODUCTOS ESTRATEGIAS PRIMARIAS DE REPARACION ANOMALIAS

Perdida de Metal Externa ≤ 80% w.t

Deposito de Metal por Soldadura

Cubierta tipo A

Cubierta tipo B

Refuerzos Compuestos

Tapas Calientes

Si

Si

Si

Si

No

Si

Si

Si

Si

No

Si

Si

Si

Si

Si

Si

Si3

Si3

Si4

Si

No

No

Si

No

No

No

No

Si

No

No

No

No

Si

No

Si

No

No3

Si3

No

Si

Si

No8

Si

No8

No

Si

No8

Si

No8

No

Si

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Si

No8

Si

Si

No8

Si3

No8

Si

No

No

Si

No

No

No

No

Si

No

No

No

No

Si

No

Si

No

No3

Si3

No

Si

No

No

Si

No

No

No

No

Si

No

No

No

No

Si

No

No 10

Curva

No

No

Si 3

No

No10

Rosca del collar

No

No

No practica

No

No

No

Si5,6

Si6

No

No

No

Si5,6

Si6

No

No

No

Si5,6

Si6

No

Si11

No

Si5,6

Si3,6

No

Si11

No

Si5

Si

No7

No

No

Si5

Si

No7

No

No

Si5

Si

No7

Si11

No

Si3,5

Si3

No

Si11

Costura de Ducto Soldadura Circunferencial Cuerpo de Ducto Curva

Perdida de Metal Interna ≤ 80% w.t


Perdida de Metal Externo>80% w.t


Perdida de Metal Interna>80% w.t


Fugas, grietas, quemaduras y desperfectos en la soldadura circunferencial

Abolladura con tensiones concentradas

Costura de Ducto Soldadura Circunferencial Cuerpo de Ducto


Abolladuras sencillas


Tabla 7. Reparaciones Generales. Cortesía de PEMEX

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Notas: 1. El reemplazo de la tubería siempre es una reparación eficaz. 2. El uso de depositar soldadura requiere un espesor de pared de tubería mínimo y parámetros de control al soldar para impedir la quemadura. Esto generalmente impide el uso de esta técnica en la tubería con pérdida de metal externa > 80% de espesor en la pared excepto en tuberías de pared pesada. En este momento no recomendamos uso de esta técnica para la pared < 5 mm. 3. Cubiertas metálicas con dos tornillos y con soldadura disponible para las curvaturas y montajes. 4. Se requieren técnicas especiales para utilizar la cubierta para las curvaturas. 5. Un relleno incompresible se usará para llenar el espacio anular entre la abolladura y la cubierta. 6. El daño mecánico en una abolladura debe ser quitado antes de la instalación de la cubierta. 7. Sólo ciertos tipos de reparaciones compuestas son usadas cuando un relleno incompresible es adecuado para la reparación de abolladuras y tal reparación debe mostrar por pruebas de la ingeniería que es fiable y el análisis para restaurar la tubería de servicio con capacidad de línea permanentemente. 8. La práctica de industria conservadora es para limitar el uso de Tipo A y cubiertas compuestas a la pérdida de metal externa ≤ 80% de pared nominal. Para el caso de pérdida de metal externa > 80%, una pared mínima debe estar presente para el Tipo de cubierta A y las técnicas de reparación de refuerzo compuesto. En este momento, recomendamos una pared mínima de 1.3 mm (50 milésimas de pulgada), preciso a la prueba destructiva de profundidad del hoyo, ninguna corrosión interior y práctica de la ingeniería legítima. 9. Pueden usarse otros métodos de la reparación con tal que sean basados en práctica de la ingeniería legítima. 10. Grietas que no tienen fuga pueden ser tapadas por soldadura para eliminar la grieta. 11. Si la abolladura entera puede quitarse. 12. Quemaduras del arco de soldadura y desperfectos pueden ser reparados con una cubierta de tipo B con tal de que las reparaciones se basen en la práctica de ingeniería legítima.

5.3.- CONTROL DE CORROSIÓN 5.3.1.- Supervisar y Mantener la Protección Catódica Sistemas de capa para la tubería, combinados con la protección catódica, proporcionan el control eficaz de la corrosión de las superficies externas de la tubería. La protección

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catódica de la tubería será instalada, supervisada, y mantenida de acuerdo con los requisitos federales y la práctica internacional recomendada RP-O1-69 de NACE (Asociación Nacional de Ingenieros de la Corrosión). Los datos catódicos del sistema de protección se deben integrar con los datos en línea de la inspección.

Fig. 119 Protección de Ducto. Imagen cortesía de PEMEX.

La supervisión adicional de los sistemas de protección catódica que utilizan encuestas sobre el potencial de intervalo y/o que cubren encuestas sobre la integridad debe ser considerada. El gravamen de riesgo, los datos en línea de la inspección, los resultados del sistema rutinario que supervisan, las inspecciones abiertas del agujero y la historia del lanzamiento son los factores que pueden indicar que una encuesta sobre el potencial de intervalo cercano es necesaria.

5.3.2.- Rehabilitación de las Capas de la Tubería Los sistemas externos de las capa de la tubería deben ser evaluados, supervisados, y dar mantenimiento. El control de la corrosión es altamente dependiente en la integridad del sistema externo de capa. La Asociación Nacional de Ingenieros de la Corrosión (NACE) proporciona mucha información en esto y otros asuntos de la ingeniería de corrosión. Las combinaciones de un sistema de capa inferior al nivel normal, la inhabilidad de la protección catódica con eficacia y la corrosión, una significativa historia de lanzamiento o el resultado de los informes de una falla puede incitar al operador a rehabilitar o sustituir una sección de la línea de la tubería.

5.3.3.- Limpieza de Mantenimiento de la Tubería La limpieza del mantenimiento periódico de una tubería es ocasionalmente un método eficaz para reducir al mínimo la corrosión interna así como las características del flujo de la tubería.

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5.4.- ESTRATEGIAS DEL REPARACION 5.4.1.- General Las inspecciones conducidas por los operarios del plan de integridad de la gerencia darán lugar a las anomalías que deben ser evaluadas. Un número de estas anomalías requerirán la reparación y este texto proporciona como desarrollar estrategias de reparación. La información proporcionada no se debe considerar un resumen completo de cada tipo de reparación, sino una descripción de algunas de las técnicas con más frecuencia hoy usada en la industria. La tabla 8 contiene una lista de anomalías y de estrategias aceptables de reparación para estas anomalías, y proporciona una lista de referencia para los individuos que determinan la estrategia apropiada de la reparación para cierto tipo de defecto en cierta localización (costura, cuerpo y soldadura circunferencial) de la línea de la tubería. La regla actual indica que se pueden reparar por un método, que las pruebas de la ingeniería y demostración sean confiables y el análisis sea permanentemente restaurar la utilidad de la tubería. Esto da al operador la flexibilidad de utilizar nuevas o innovadoras tecnologías de reparación. Todas serán reparadas con los materiales que tienen características que resuelvan o excedan la Máxima Presión de Operación (MOP) del segmento de línea afectada y que cumpla con regulaciones aplicables.

A continuación se enlistan algunas estrategias de reparación: 5.4.2.- Reemplazo de Tubería Si una sección de la tubería se encuentra con una anomalía severa, o anomalías, o una cubierta del refuerzo de acero no cabe, o una cubierta compuesta del refuerzo no cabe, el reemplazo de una sección defectuosa de tubería con otra sección de tubería puede ser requerido. El reemplazo debe tener una fuerza del diseño por lo menos igual a la tubería que se está substituyendo.

Fig. 120 Reemplazo de Tubería. Imagen cortesía de PEMEX.

5.4.3.- Descubren y rellenan Después de que se haya evaluado y se haya determinado que una anomalía externa no requiere una reparación, la anomalía puede ser descubierta y ser rellenada. Terminando de descubrir, la anomalía estará de nuevo bajo la capa de protección catódica. Sin

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embargo, si la tubería es previamente revestida y protegida, una cierta determinación de la causa-raíz de la anomalía de corrosión debe ser hecha y tomar las medidas correctas para imposibilitar que ocurra nuevamente o un aumento en la severidad de la anomalía.

5.4.4.- Cubiertas de tubería Las cubiertas que son completamente de acero son uno de los métodos más ampliamente utilizados en la reparación general de defectos en tuberías. A principios de los años 70, la asociación americana del gas financió un proyecto importante sobre la eficacia de los varios métodos de reparación, con énfasis especial en las cubiertas de completo envolvimiento. Este trabajo demostró que una cubierta correctamente fabricada restaurará la fuerza de un pedazo defectuoso de tubería por lo menos al 100%. Hay muchos tipos y configuraciones de cubiertas de acero que envuelven completamente la tubería que pueden ser utilizadas, dependiendo sobre la configuración del segmento de tubería y del área del defecto que se reparará. a. Un tipo de cubierta A consiste en dos mitades de un cilindro de la tubería o dos placas curvadas colocadas alrededor del tubo en el área defectuosa y ensamblado por cualquier soldadura en el lado de la costura y a través de una penetración se llena el surco con soldadura. Los extremos no se sueldan a la tubería trasportadora, sino se deben sellar para prevenir la migración del agua entre la tubería y cubierta de refuerzo. No puede contener la presión y puede ser utilizada solamente en defectos que no se escapan. Para ser eficaz, cubierta de tipo A se debe reforzar el área defectuosa, controlando radicalmente tanto sea posible. Reducción en la presión de funcionamiento mientras que la cubierta está siendo instalada para una reparación más eficaz.

Fig. 121 Cubierta de Tipo A. Imagen cortesía de PEMEX.

Ventajas a. No hay soldadura a la tubería trasportadora. b. Las soldaduras longitudinales se pueden hacer con barras de celulosa, en caso de necesidad.

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Desventajas a. La reparación no se recomienda para los defectos circunferenciales orientados. b. No puede ser utilizada para reparar ninguna anomalía que se escapan o las anomalías que se escapen eventualmente. b. Otro tipo de cubierta de acero usado para reparar defectos en tuberías es el tipo de cubierta B en el cual los extremos se soldán a la tubería trasportadora. El tipo de cubierta B consiste en dos mitades de un cilindro de tubería o de dos placas fabricadas en forma curvada y colocadas de manera semejante como en el tipo de cubierta A. Un tipo de cubierta B puede contener presión y/o llevar la tensión longitudinal substancial impuesta ante la tubería po r las cargas laterales. Se utiliza para reparar los escapes y para consolidar defectos circunferenciales orientados. A veces el tipo de cubiertas B es usado para reparar defectos que no se escapan, es calentada rápidamente para ser golpeada ligeramente a través de la cubierta y la tubería para relevar la tensión del área defectuosa. El tipo cubierta de B se debe fabricar usando soldadura de penetración completa para la costura lateral. Solamente las cubiertas de tipo A que tienen extremo longitudinal soldado pueden hacer en el tipo de cubierta B.

Fig. 122 Cubierta de Tipo B. Imagen cortesía de PEMEX.

Ventajas a. Puede ser utilizado en la mayoría de tipos de anomalías, incluyendo defectos que se escapan. b. Pueden ser utilizadas para las anomalías circunferenciales orientadas. c. La reparación es detectada fácilmente por una herramienta en línea de inspección de pérdida de metal. d. El espacio anular entre la cubierta y tubería trasportadora se protege contra la corrosión.

Desventajas a. Hay un potencial para la aparición de grietas asociadas al cordón de la soldadura circunferencial si se hacen las soldaduras mientras que la línea está en servicio usando un proceso alto de hidrógeno en la soldadura.

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b. Las reducciones en caudal y/o la presión de funcionamiento se deben considerar durante la reparación.

5.4.5.- Cubierta de “Calabaza” En muchas tuberías muy viejas, los empalmes fueron hechos por el tipo mecánico de acopladores a compresión. Estos acopladores incluyeron generalmente los pernos longitudinales y los collares usados para comprimir el embalaje o las juntas para sellar contra la tubería. Proporcionaron transferencia longitudinal insignificante de tensión a lo largo de la tubería así que estaban conforme a incidentes “extraíbles” cuando las cargas longitudinales inusuales fueron impuestas ante la tubería. Para superar el problema de la retirada y el problema de la salida, una cubierta de “calabaza” es instalada sobre el acoplador y el cordón de soldadura a la tubería en ambos extremos. Las costuras laterales también se sueldan así que la cubierta puede contener la presión. Las cubiertas de calabaza se pueden también utilizar para reparar torceduras, ovalamientos, y arrugas de curvatura porque en el pueden caber tales anomalías. Este tipo de cubierta de calabaza se debe instalar de manera semejante como el tipo convencional de cubierta B. Porque las cubiertas de calabazas tienen típicamente un diámetro más grande que la tubería trasportadora, necesitan ser más gruesas o de un grado más alto que la tubería trasportadora para llevar la presión del diseño; por lo tanto, una verificación técnica cuidadosa de diseño se debe realizar antes de la instalación de una cubierta de calabaza. Otro tipo de cubierta de calabaza puede ser instalado sobre el orificio que se escapa. Un pedazo pequeño de la tubería (perrito) con un casquillo soldado al extremo de la tubería para prevenir un posible escape. Las cubiertas de calabaza se han utilizado solamente como técnica del último recurso cuando un tipo A o el tipo B de cubierta de acero de refuerzo demuestran ser inadecuado. Las cubiertas o los accesorios de la calabaza se deben utilizar solamente como un último recurso y típicamente se consideran temporal.

5.4.6.- Abrazadera Partida para Refuerzo de la Cubierta (SSRC) (o abrazaderas de tornillo) SSRC es un método ampliamente utilizado para reparar anomalías para restaurar la Máxima Presión de Operación MOP de la tubería y se puede considerar una reparación permanente en la mayoría de las situaciones. Pueden ser utilizadas en las tuberías de alta presión y baja presión que llevan aceite, gas, u otros productos. Típicamente, las abrazaderas de tornillos son absolutamente gruesas y pesadas debido a los pernos grandes necesitados para asegurar la fuerza que afianza con abrazadera adecuada. Aunque hay muchos tipos de abrazaderas de tornillos disponibles en el comercio, hay dos configuraciones básicas de la instalación: (1) elastómero solo sellado, y (2) elastómero sellado con soldadura. El sello elastómero se diseña para contener la presión si el defecto se está escapando. La opción de la soldadura se diseña como dispositivo de reserva. Si el sello elastómero falla, la abrazadera soldada se diseña para sellar el escape y para seguir conteniendo la presión. La opción “soldada hacia arriba” se debe elegir sobre una base individual del caso, pero el gran cuidado debe ser tomado al soldar las abrazaderas de tornillo, especialmente debido a la unión mal hecha del grueso de pared. Además, los materiales de embalaje no deben ser recalentados, con la fusión obtenida a la pared pesada debe ser obtenida.

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Ventajas a. Las abrazaderas son rentables. b. No hay soldadura requerida a la tubería trasportadora.

Desventajas a. La longitud corta se limita a su uso en anomalías más grandes aunque las cubiertas de encargo se pueden fabricar en longitudes más largas. b. Se utilizan típicamente en secciones rectas de la tubería pero en encargos especiales para usos de codos y las guarniciones pueden ser disponibles.

5.4.7.- Abrazaderas de escape Las abrazaderas de escape se utilizan para reparar hoyos externos de corrosión que se escapan. Son ampliamente utilizados en hoyos aislados pero se consideran reparaciones temporales que duran solamente hasta que el segmento de tubería puede ser substituido. Las abrazaderas de escape son distinguidas de las abrazaderas o de las cubiertas de tubería debido a su naturaleza temporal. Deben ser utilizadas solamente si el análisis demuestra que la ruptura de corrosión general alrededor del escape es imposible, o si el nivel de presión sigue bajado hasta que se repara permanente. Las abrazaderas de escape incluyen vendas de metal ligeras con solo pernos de drenaje para apretarlos sobre una tubería. También incluyen una guarnición roscada localizada a 180º del perno del drenaje que se utiliza para forzar un cono del neopreno en el hoyo que se escapa.

Fig. 123 Abrazadera de Escape. Imagen cortesía de PEMEX.

5.4.8.- Cubierta no-metálica de refuerzo Las cubiertas no-metálicas de refuerzo se utilizan como refuerzo y una alternativa de reparación para cubiertas partidas de acero, para los defectos que no se escapan. Se diseñan para reparar defectos directos de corrosión y están disponibles en una variedad de tecnologías. La estructura de una cubierta no-metálica proporciona un refuerzo circunferencial. Un operador debe investigar cada tecnología para asegurarse de que las pruebas de

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ingeniería y que el análisis demuestre que la reparación pueden restaurar permanentemente la utilidad de la tubería.

Ventajas a. No hay soldadura a la tubería trasportadora. b. El costo total de la técnica de la reparación es menos que un tipo A de cubierta.

Desventajas a. El costo de material es más alto que las cubiertas de acero. b. La reparación no puede ser detectada por una herramienta de inspección en línea sin que sea marcada la instalación, tal como una venda de acero.

5.4.9.- REPARACIONES ANTIGUAS Algunos procedimientos usados en el pasado para reparar defectos en las tuberías no se recomiendan hoy. Por ejemplo, la soldadura del charco fue utilizada para sustituir el metal perdido o dañado y para restaurar continuidad de la tubería. La soldadura del charco no se debe confundir con la tecnología actual del metal depositado en la soldadura, que se ha demostrado que las reparaciones del producto de la calidad es aceptable. Los remiendos se pudieron haber utilizado para reparar tuberías que se escapan. Estas reparaciones se recomiendan no más para la línea de alta resistencia debido al punto débil potencial en la junta entre la soldadura y el abrigo del remiendo.

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Notas generales: Las abreviaturas relacionadas a la tabla anterior Cont/Rel = Control/ Equipo de ayuda a un mal funcionamiento Coup = Fallo en unión CW = Tiempo frio EM = Movimiento de tierra Ext = Corrosión Externa Fab Weld = Fabricación defectuosa de soldadura Gweld = Defecto en soldadura circunferencial en ducto HR/F = Lluvia fuerte o inundación Int = Corrosión interna IO = Operación incorrecta de la compañía de procedimiento L= Relámpago PDP = Previamente daños en ductos Pipe = Tubería defectuosa Pipe sean = Defectos en costura de la tubería SCC = Grietas de tensión de corrosión Seal/Pack = Sello/Fallo en empaque de bomba Strip/BP = Amenaza de cuarteadura/Tuberia estropeada TPD(IF) = Causar daño por primera, segunda o tercera parte Vand = Vandalismo WB/B = Arruga de curva o torcedura.

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CONCLUSIONES

La industria petrolera tiene grandes problemas hoy en día, uno de ellos es el conservar en buen estado los ductos de trasporte del petróleo y sus derivados, ya que en algunos casos las tuberías son muy viejas y/o antiguas y es por ello que se encuentran en mal estado. La Gerencia de Mantenimiento de PGPB se ha dado a la tarea de conservar en buen estado de funcionamiento los ductos y en no causar daños a terceros por causa de fallas y defectos en los gasoductos. Es por ello que han implementado la utilización de herramientas sofisticadas para la detección de fallas y defectos en los gasoductos. La implementación de estas herramientas ha dado grandes resultados a la industria petrolera y muy en especial a PGPB, ya que en el año del 2006 se cumplió la meta propuesta de cero accidentes.

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GLOSARIO Abolladura: Son todos aquellos defectos tales como deformaciones que afectan o modifican sensiblemente la geometría circunferencial del ducto. Acoplante: Material líquido o semilíquido, utilizado en la interface ducto-sensor para mejorar la transmisión de la señal de ultrasonido a la pared del ducto. Ánodo: Un área con exceso de electrones. Elemento emisor de corriente eléctrica (electrodo) en el cual ocurre el fenómeno de oxidación. Anomalía: Cualquier defecto en la tubería, el cual puede incluir pérdida de material, deformación de la superficie, o cualquier otro cambio en su micro estructura, en sus propiedades y/o apariencia. Cátodo: Un área deficiente de electrones. Electrodo de una celda electroquímica, en el cual ocurren las reacciones electroquímicas de reducción, en un sistema de protección catódica es la estructura a proteger. Campo Magnético: Es el espacio alrededor de una área magnetizada, o un conductor con corriente, en el cual se ejerce la fuerza magnética. Corrosión: Es el deterioro o desgaste de un material metálico, provocado por interacciones con el medio ambiente mediante reacciones electroquímicas, las cuales ocurren por una diferencia de potencial eléctrico. Corrosión Generalizada: Es la pérdida de espesor de la pared del tubo, debida al proceso conocido como corrosión; la superficie del tubo afectada por corrosión es sensiblemente mayor en comparación con el espesor perdido. Corrosión Localizada: Es la pérdida de metal por corrosión en un área reducida. Es aquella corrosión no homogénea que se presenta en la superficie con la formación de películas no uniformes. Daño Mecánico: Es aquel producido por un agente externo, ya sea por impacto, ralladura o presión y puede estar dentro o fuera de norma. Defecto: Discontinuidad o grupo de discontinuidades que no cumple con un criterio de aceptación especificado. Derecho de Vía: Es la franja de terreno donde se alojan los ductos, requerida para la construcción, operación. Mantenimiento e inspección de los sistemas para el trasporte y distribución de hidrocarburos. Diablo: Equipo tubular con libertad de movimiento que es insertado en el ducto para realizar funciones de limpieza e inspección de mismo. Diablo de Limpieza: Es una herramienta que su objetivo principal es la limpieza interior del ducto con la ayuda de cepillos, copas o espátulas. Diablo Geómetra: Herramienta que se utiliza para la verificación de existencia de abolladuras, dobleces y geometría interna del ducto. Diablo Simulador: Su propósito es verificar que el diablo instrumentado pase a lo largo de todo el ducto sin problema alguno. Diablo Instrumentado: Herramienta inteligente utilizada para registrar todo tipo de daños, anomalías y defectos en la pared del ducto o en soldaduras hechas sobre el ducto. Ducto: Sistema de tuberías con diferentes componentes tales como: válvulas, bridas, accesorios, espárragos, dispositivos de seguridad o alivio, etc., sujeto a presión y por medio del cual se trasportan los hidrocarburos (líquidos o gases).

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Esfuerzo: Es la relación entre la fuerza aplicada y el área de aplicación y su unidad de presión es N/mm2 o lb/plg2 dependiendo el sistema de unidad. Esfuerzo Tangencial o Circunferencial: Es el esfuerzo ocasionado por la presión de un fluido en la pared interna de la tubería actuando de manera circunferencial en el plano perpendicular al eje longitudinal del tubo. Grieta: Discontinuidad que se presenta como una abertura perceptible, en algunas veces a simple vista. Fisura: Discontinuidad que se presenta como una abertura pequeña no perceptible a simple vista. Mantenimiento Correctivo: Acción u operación que consiste en reparar los daños o fallas en los ductos para evitar riesgos en su integridad o para restablecer la operación del mismo. Mantenimiento Preventivo: Acción u operación que se aplica para evitar que ocurran fallas, manteniendo en buenas condiciones y en servicio continuo a todos los elementos que integran un ducto terrestre, a fin de no interrumpir las operaciones de este; así como corrección de anomalías detectadas en su etapa inicial producto de la inspección al sistema mediante programas derivados de un plan de mantenimiento, procurando que sea en el menor tiempo y costo. Muesca: Perdida de material en la pared del ducto producida por un golpe o rasgadura de un objeto agudo. Picadura: corrosión localizada confinada a un punto o a un área pequeña, la cual tiene forma de cavidad. Presión de Diseño: Es la presión interna a la que se diseña el ducto y es igual o mayor a la presión de operación máxima. Presión de Operación Máxima (MOP): Es la presión máxima a la que un ducto es sometido a trabajar durante su operación. Presión Hidrostática (PH): Es la presión a la que el ducto es sometido para saber qué presión de operación puede resistir Protección Catódica: Es el proceso de la reducción o disminución de la corrosión haciendo que el metal se convierta en un cátodo a través de la inyección de una corriente eléctrica DC o ligando el sistema a un ánodo de sacrificio (generalmente Mg, Al y Zn). Ranura: Abertura delgada y un poco profunda producida por algún objeto filoso. Reparación Permanente: Es el reforzamiento de una sección de tubería que contiene el defecto, mediante la colocación de una envolvente no metálica o metálica soldada longitudinalmente y donde la correspondiente soldadura circunferencial es opcional. Reparación Provisional: Es la acción de colocar envolventes tales como grapas de fabrica o hechizas. Atornilladas en la sección de tubería que contiene un daño o defecto. Temperatura: Temperatura de Diseño: Es la temperatura esperada en el ducto, bajo condiciones de operación máxima extraordinaria y que puede ser igual o mayor a la temperatura de operación. Temperatura de Operación: Es la temperatura máxima del ducto en condiciones normales de operación. Trampa de Diablos: Dispositivo utilizado para fines de envió o recibo de diablos de inspección o limpieza interna del ducto. Tubería: Componente de diferentes materiales que se utiliza dentro du un sistema de ductos. Velocidad de Corrosión: Es la relación del desgaste del material metálico con respecto al tiempo, en m/año (plg/año).

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