AnÃ¡lisis comparativo de evaluaciÃ³n de defectos en ductos entre estudios realizados con equipos instrumentados

INSTITUTO POLITÉCNICO NACIONAL

“ANÁLISIS COMPARATIVO DE EVALUACIÓN DE DEFECTOS EN DUCTOS ENTRE ESTUDIOS

REALIZADOS CON EQUIPOS INSTRUMENTADOS INTELIGENTES DE SEGUNDA Y TERCERA

GENERACIÓN”

T E S T E S T E S T E S IIII S S S S

QUE PARA OBTENER EL GRADO DE:

MAESTRO EN CIENCIAS

EN INGENIERÍA MECÁNICA

OPCIÓN DISEÑO MECÁNICO

P R E S E N T A:

ING. MARIO A. CÁRDENAS RUIZ

DIRIGIDA POR DR. LUIS HÉCTOR HERNÁNDEZ GÓMEZ

México D.F. 2007

ESCUELA SUPERIOR DE INGENIERÍA MECÁNICA Y ELÉCTRICA SECCIÓN DE ESTUDIOS DE POSGRADO E INVESTIGACIÓN


“ANÁLISIS COMPARATIVO DE EVALUACIÓN DE DEFECTOS EN DUCTOS ENTRE ESTUDIOS REALIZADOS CON EQUIPOS INSTRUMENTADOS INTELIGENTES DE SEGUNDA Y TERCERA

GENERACIÓN”.

ESIME SEPI

A g r a d e c i m i e n t o s

Al Instituto Politécnico Nacional por la superación profesional que me ha dado

A la Sección de Estudios de Posgrado e Investigación (SEPI) de la ESIME-IPN

A mis profesores

Por transmitir su sabiduría y dedicación…. Dr. Guillermo Urriolagoitia Calderón M. en C. Gabriel Villa y Rabasa M. en C. Ricardo López Martínez (q.e.p.d.)

A mi maestro Dr. Luis Héctor Hernández Gómez, Por el apoyo incondicional demostrado, amistad, confianza, Paciencia, conocimientos transmitidos y tiempo dado.

A mis amigos quienes supieron apoyarme y mostrarme su afecto.

Irla López del Ángel

Alberto Lobato Uscanga

Gracias…… “Nunca consideres el estudio como una obligación, sino como una Oportunidad para penetrar en el bello y maravilloso mundo del saber.”

Albert Einstein



GENERACIÓN”.

ESIME SEPI

D e d i c a t o r i a s

A Dios por su Infinita Sabiduría y Amor.

A mi madre

Elia Ruiz Olivares

Por su Ablegado Apoyo y Cariño…….Por su Ablegado Apoyo y Cariño…….Por su Ablegado Apoyo y Cariño…….Por su Ablegado Apoyo y Cariño……. A mis hermanos Joana Elizabeth Cárdenas Ruiz

Victor Raymundo Cárdenas Ruiz

...y a los que sus nombres no están escritos aquí pero si en mi memoria… Gracias por todoGracias por todoGracias por todoGracias por todo,,,, y a pesar de que a veces no lo demuestre y a pesar de que a veces no lo demuestre y a pesar de que a veces no lo demuestre y a pesar de que a veces no lo demuestre,,,, los quiero los quiero los quiero los quiero muchomuchomuchomucho....



GENERACIÓN”.

ESIME SEPI Página I

ÍNDICE

Índice…………………………………….…………………………………………………….. I

Índice de Figuras……………………………………………………………………………. IX

Índice de Tablas…………………………………………………………………………… XII

Índice de Gráficas………………………………………………………………………… XV

Glosario…………………………………………………………………………………… XVI

Simbología……………………………………………………………………………….. XXIII

Resumen………………………………………………………………………………….. XXIV

Abstract…………………………………………………………………………………… XXV

Objetivo…………………………………………………………………………………… XXVI

Justificación……………………………………………………………………………… XXVII

Introducción………………………………………………………………………….….. XXVIII

Referencias………………………………………………………………………….….. XXXV

C A P Í T U L O 1

“GENERALIDADES SOBRE LAS ACTIVIDADES PETROLERAS EN EL ÁREA POZA RICA”

1.1 Antecedentes ………………………….......…………...…..…………...................... 2

1.2 Activo Integral Poza Rica – Altamira (Área Po za Rica)………....................... 11

1.3 Cifras de Producción ……………………………………………………………….. 13

1.4 Estado de los Pozos ………………………………………………..………….……. 14

1.5 Estatus a Nivel Mundial Reservas de Crudo y G as…….……………..……..… 16

1.5.1 Reservas Actuales de Producción de la Región Norte……..……………... 17

1.6 Infraestructura Instalada ……………………………………………………………. 19

1.6.1 Censo General de Ductos…………………………...…………………….… 19



GENERACIÓN”.

ESIME SEPI Página II

1.6.2 Instalaciones de Producción……………………………………………….... 20

1.7 Manejo de Gas, para Inyección a Pozos en el Área Poza Rica …………...… 21

1.8 Planteamiento del Problema ………..………………………………..................... 22

1.9 Resumen del Capítulo ………..……………..…………………………………..…. 24

1.10 Referencias ………………………..…………………………………………..…. 25

C A P Í T U L O 2

“MANTENIMIENTO TÍPICO PREDICTIVO A DUCTOS”

2.1 Generalidades ………..…………………………………………………………..…… 27

2.2 Inspección Directa ……….………………………………………………..………..... 29

2.2.1 Inspección Visual……………………………………………….…………...… 29

2.2.2 Líquidos Penetrantes………………………………………………………….. 32

2.2.3 Partículas Magnéticas……………………………………………………….... 36

2.2.4 Ultrasonido Industrial………………………………………………………..… 41

2.2.5 Radiografía Industrial……………………………………………………….… 45

2.2.6 Emisión Acústica……………………………………………………………… 48

2.3 Inspección Indirecta ……………………………………………………….………… 49

2.4 Programas de Mantenimiento Típico Predictivo ……………………………..… 52

2.5 Mantenimiento Preventivo y Correctivo a Ductos ……………………………… 53

2.5.1 Mantenimiento Preventivo…………………………………………….......…. 53

2.5.1.1 Protección Interior…………………………………………………… 53

2.5.1.2 Diablos de Limpieza……………………………………...…...…...… 54

2.5.1.3 Inhibidores de Corrosión…………………..…………………..……. 56

2.5.1.4 Recubrimiento Interior de Ductos………..………………...……..… 57

2.5.1.5 Protección Exterior………………………………………………...… 57

2.5.1.6 Protección Catódica…………………..………………..……….…… 58



GENERACIÓN”.

ESIME SEPI Página III

2.5.1.7 Aplicación de Recubrimiento Anticorrosivo………………...……… 59

2.5.1.8 Inspección del Recubrimiento de las Tuberías Enterradas…....... 62

2.5.2 Mantenimiento Correctivo……………………….…………………….……… 63

2.5.2.1 Criterios de Reparación…...………………..…………………..…… 65

2.5.2.2 Tipos de Reparación…………………...……………………...…….. 65

2.6 Impacto de la Inspección con Equipos Instrumen tados en el

Mantenimiento .…………………………………………………………………..…… 73

2.7 El Propósito de los Equipos Instrumentados Int eligentes …………………… 74

2.8 Resumen del Capítulo ………..……………..………………………………..…….. 75

2.9 Referencias ……………………………………………………………………….…… 75

C A P Í T U L O 3

“ANÁLISIS DE INTEGRIDAD APLICADO A DUCTOS”

3.1 Antecedentes ...……………………………………..………………………………… 80

3.1.1 Cambio en la Administración del Mantenimiento………..………………..… 80

3.1.2 Fundamentos del Análisis de Integridad…………..……..…………..……… 86

3.1.2.1 Predicción de Vida……………………………..………………….…... 87

3.1.2.2 Vida Residual y/o Vida Útil……………………….……………..….…. 88

3.1.2.3 Deterioro de Componentes Estructurales……………………...….... 91

3.1.2.4 Formas de Daño…………………………….……………….....……… 92

3.2 Principios del Análisis de Integridad de Ducto s Inspeccionados con

Equipo Instrumentado …………………………………………….…….……….... 94

3.3 Procedimiento del Análisis de Integridad Aplic ado a Ductos ………..……... 97

3.3.1 Objetivo……………………………………………………………………….… 97

3.3.2 Alcances………………………………………………………………………… 98

3.3.3 Criterios del Análisis de Integridad……….………………………………….. 99



GENERACIÓN”.

ESIME SEPI Página IV

3.3.4 Limitaciones…………………………………………………………………. 103

3.3.5 Procedimiento General del Análisis de Integridad.………………….…… 104

3.3.6 Clasificación de Anomalías con Respecto a su Severidad para la

Evaluación del Ducto Mediante el Análisis de Integridad…………… 107

3.3.7 Tiempo de Vida Remanente (TVR)..………………………………….…… 108

3.3.8 Combinación de Defectos……………………………..……………….…… 108

3.3.9 Relación de Presiones (RP)……………………………...…………….…… 109

3.3.10 Prioridades de Acción Correctiva……………………….………………… 109

3.3.11 Proceso de Administración de Integridad de Ductos…..…….………… 111

3.3.12 Identificación de Impactos Potenciales al Ducto………………..……… 112

3.3.13 Recopilación, Revisión e Integración de Datos…………………….…… 114

3.3.14 Evaluación de Riesgos………………………………….….……………… 115

3.3.15 Evaluación de Integridad……………………………………..…………… 115

3.3.16 Elementos de un Proceso de Administración de Integridad de Ductos.. 116

3.3.17 Plan de Administración de Integridad…………………………….……… 116

3.3.18 Plan de Comunicación……………………..……...………………..…….. 117

3.3.19 Plan de Control de Calidad…………………………………………….… 117

3.4 Resumen del Capítulo ………..……………..………………………..………..…. 121

3.5 Referencias ………………………………………………………………….….……. 122

C A P Í T U L O 4

“EQUIPOS DE INSPECCIÓN DE SEGUNDA Y TERCERA

GENERACIÓN”

4.1 Antecedentes …………………………………………………………………...…... 126

4.2 Diablos de 1ª,2ª y 3ª Generación ………………………………………….…….. 127

4.2.1 Tecnologías Permitidas …………………………………………….……..... 128



GENERACIÓN”.

ESIME SEPI Página V

4.2.1.1 Diablo de Primera Generación (Fuga de Flujo Magnético)…… 128

4.2.1.2 Diablo de Segunda Generación (Fuga de Flujo Magnético)…… 129

4.2.1.3 Diablo de Tercera Generación (Ultrasónico)............................... 130

4.2.1.3.1 Aplicación del Método de Haz Recto en el Equipo de

Tercera generación…………………………………..………. 131

4.2.1.3.2 Aplicación del Método de Haz Angular en el Equipo de

Tercera generación…………………………….………………. 131

4.3 Procedimiento para Introducción, Lanzamiento, S eguimiento,

Monitoreo, Recepción y Retiro de Equipos (Diablos) de

Inspección ……………………………………………………………………… 132

4.3.1 Objetivo…………………………………………………………..…………… 132

4.3.2 Alcances………………………………………………………………….…… 132

4.3.3 Requisitos………………………………………………………………..…… 132

4.3.4 Desarrollo……………………………………………………………..……… 133

4.3.4.1 Introducción y Lanzamiento de Equipos de Inspección…………… 133

4.3.4.2 Procedimiento para Seguimiento y Monitoreo de Equipos de

Inspección (Diablos) en los Derechos de Vía de PEP Región

Norte………………………………………………………………… 136

4.3.4.3 Procedimiento para Recepción y Retiro de Equipos de

Inspección………………………………………………………….. 138

4.4 “Diablos” de Utilidad o Convencionales ……………………………………...... 142

4.4.1 “Diablos” de Mandril (Eje de Acero)………………………………….......… 142

4.4.2 “Diablos” de Espuma…………………………………………………………. 143

4.4.3 “Diablos” Sólidos de Poliuretano………………………………………….… 144

4.4.4 Esferas de Limpieza…..…………………………………………..………… 145

4.4.5 Diablos de Imanes.…………………………………………………………... 147

4.5 Herramientas de Inspección en Línea (ILI) …………………...…………..……. 147

4.5.1 “Diablo” para Medición de la Pérdida de Metal (Corrosión)…………….. 147



GENERACIÓN”.

ESIME SEPI Página VI

4.5.1.1 Imanes Marcadores……………………………………………….….. 147

4.5.1.2 Sistema de Reproducción……………………………………........... 148

4.5.1.3 Interpretación de las Gráficas…….…………………………………. 148

4.5.1.4 Correlación de los Datos……………………………………..……… 149

4.5.2 “Diablo” de Geometría…………………………………………………..…... 149

4.5.3 “Diablo” Detector de Curvaturas………………………………………..….. 151

4.5.4 “Diablo” para Generar Planos de Ductos…………………………..…...... 152

4.5.5 “Diablo” de Gel……………………………………………………………..... 154

4.6 Sistemas de Rastreo, Señalización y Localizaci ón de “Diablos” …….…… 155

4.6.1 Señalización de “Diablos”………………………………………………..… 156

4.6.2 Localizadores de “Diablos”…………………………………………….….… 157

4.6.3 Servicios de Ubicación y Rastreo de “Diablos”…………………………… 158

4.7 Tipos de Trampas …………………………………………………………......…… 160

4.8 Resumen del Capítulo …………………………………………………….……. 163

4.9 Referencias …………………………………………………………………….……. 164

C A P Í T U L O 5

“DESEMPEÑO EN LA INSPECCIÓN DE DUCTOS TERRESTRES PO R

LOS EQUIPOS DE INSPECCIÓN DE SEGUNDA (MFL) Y TERC ERA

GENERACIÓN”

5.1 Antecedentes ………………………………………………………………..…….... 167

5.2 Configuración de Equipos de Segunda Generación y Tercera

Generación ……………………………………………………………………….….. 168

5.2.1 Configuración de Equipo de Segunda Generación del tipo Fuga de

Flujo Magnético (MFL)…………………………………………………. 168

5.2.2 Configuración de un Equipo de Tercera Generación…………………..… 171



GENERACIÓN”.

ESIME SEPI Página VII

5.3 Inspección Indirecta con Vehículo Inteligente …………………………..…….. 173

5.3.1 Capacidades de Herramientas de Inspección Interna……………………. 173

5.4 Inspección con Equipo de Segunda Generación del Tipo Fuga de Flujo

Magnético (MFL) …………………………………………………………..……. 175

5.5 Inspección con Equipo Ultrasónico (Tercera Gen eración) …………….……. 184

5.6 Comparación de los Equipos de Segunda y Tercera Generación,

Ventajas y Desventajas …………………………………………………….… 188

5.7 Criterios de Selección …………………………………………………………….. 197

5.8 Resumen de Capítulo ……………………………………………….………..…… 199

5.9 Referencias …………………………………………………………………..…….. 200

C A P Í T U L O 6

“COMPARACIÓN DE RESULTADOS DE INSPECCIONES MEDIANTE

LA APLICACIÓN DE TECNOLOGÍAS DE SEGUNDA Y TERCERA

GENERACIÓN”

6.1 Alcances ......................................................................................................... 202

6.2. Metodología .................................................................................................... 202

6.3 Inspección con Equipo Instrumentado de Segun da Generación en el

Gasoducto de 12”Ø Poza Rica V – Poza Rica III …………………………… 205

6.3.1 Antecedentes………………………………………………………………… 205

6.3.2 Programa de Inspección Complementaria………………………….……… 207

6.3.3 Mantenimiento Típico Predictivo............................................................... 208

6.3.4 Procedimiento Administrativo de Ejecución de Actividades

Contempladas en una Inspección con Equipo de Segunda

Generación (Programa de libranza)………………............................. 208



GENERACIÓN”.

ESIME SEPI Página VIII

6.3.5 Reporte de Inspección con Equipo Instrumentado de Segunda

Generación (Tecnología de Fuga de Flujo Magnético)………….…… 212

6.3.6 Características del Equipo Instrumentado de Segunda Generación

(MFL)……………………………………………………………………….. 213

6.3.7 Resultados de la Inspección del Gasoducto de Campo Poza Rica V

– Campo Poza Rica III ……………………………………………….…. 213

6.3.8 Análisis de Integridad de Tramo (Km 0+290.25) del Gasoducto de

12" D.N. Batería Poza Rica V - Batería Poza Rica III…………..…… 218

6.3.8.1 Estadística General de Anomalías Reportadas por Inspección

en Campo…………………………………………………………… 218

6.3.8.2 Reporte de Inspección Complementaria con Ensayos No

Destructivos (Ultrasonido)………………………………………… 220

6.3.8.3 Cálculo de PMPO Y TVR para Indicación Reportada por

Equipo Instrumentado de Inspección Interna (EIII)……....…... 224

6.4 Inspección con Equipo Instrumentado de Tercera Generación

(Ultrasónico) en el Oleoducto de 10”Ø, El Golpe – T erminal Marítima

Dos Bocas x 27.934 km. de longitud …………..…………….………..…… 226

6.4.1 Antecedentes………………………………………………….……………… 226

6.4.2 Resultados de la Inspección con Equipo Instrumentado de Tercera

Generación……………………………………………..…………………… 227

6.4.3 Cálculo de PMPO Y TVR para Indicación Reportada por Equipo

Instrumentado de Tercera Generación (Ultrasónico)…………………... 232

6.5 Estudio Económico ……………………………………………………………..... 235

6.5.1 Análisis de Costo de una Inspección con Equipo Instrumentado de

Segunda Generación…………………….…………….………………….. 235

6.5.2 Análisis de Costo de una Inspección con Equipo Instrumentado de

Tercera Generación………………………..………………….…………… 241

6.5.3 Comparación de costos de Servicio de Inspección….…….…………… 243



GENERACIÓN”.

ESIME SEPI Página IX

6.6 Evaluación Técnica …………………………………………………………… 244

6.7 Resumen del Capítulo …….………………..…………………………………… 251

6.8 Referencias ………………………………………………………………………… 252

Conclusiones ………………………………………………………………………..…… 254

Recomendaciones para Trabajos Futuros ……………………………………….… 258

ÍNDICE DE FIGURAS

Fig. 1.1 Torre de Perforación Construida de Madera…………………..…………….. 6

Fig. 1.2 Campos Petroleros en el Área de Cerro Azul…………………………..……. 8

Fig. 1.3 Jurisdicción de la Región Norte…………………………………….…………. 10

Fig. 1.4 Vista de la Refinería “Nuevos Proyectos” PEMEX Poza Rica; Ver. 1960... 12

Fig. 2.1 Inspección Visual……………………………………………………………….. 30

Fig. 2.2 Endoscopio Rígido………………………………………………………..……. 31

Fig. 2.3 Discontinuidades Detectables con Líquidos Penetrantes………………….. 33

Fig. 2.4 Inspección con Líquidos Penetrantes………………………………..……… 34

Fig. 2.5 (a) Formación de las Indicaciones con Partículas Magnéticas y (b)

efecto de la Forma de la Discontinuidad …………………….…………… 36

Fig. 2.6 Efecto de la Profundidad y Orientación de las Discontinuidades……….…. 37

Fig. 2.7 Inspección con Partículas Magnéticas………………………………….……. 37

Fig. 2.8 Formas de Reflexión del Ultrasonido…………………………………………. 43

Fig. 2.9 Método de Ultrasonido (Haz Angular)…………………………………….….. 43

Fig. 2.10 Barrido para Detección de Fallas………………………………………..……. 44

Fig. 2.11 Método de Inspección Radiográfica……………………………………..……. 46

Fig. 2.12 Método de Inspección Indirecta por Diablo Instrumentado…………….….. 50

Fig. 2.13 Corrida de Diablo Instrumentado…………………………………..…………. 51

Fig. 2.14 Inhibidores de Corrosión………………………………………………………. 56



GENERACIÓN”.

ESIME SEPI Página X

Fig. 2.15 Proceso de Recubrimiento Interior……………………………………………. 57

Fig. 2.16 Rectificador de Protección Catódica………………………………………….. 58

Fig. 2.17 Postes de Registro de Cama Anódica…………………………………...…… 59

Fig. 2.18 Protección Mecánica de la Tubería a Base de Cintas Plásticas…….....… 62

Fig. 2.19 Inspección Dieléctrica, para Detección de Fallas en el Recubrimiento.

Equipo Holiday Detector……………………………………………….………. 63

Fig. 3.1 Análisis de Fallas en Ductos de PEMEX………………………………..…… 83

Fig. 3.2 Estadísticas de Fallas por Corrosión en Estados Unidos (1994 – 2005)… 84

Fig. 3.3 Las Estadísticas de Fallas por Corrosión en México (1994 – 2005)……… 85

Fig. 3.4 Definición de la Vida Útil desde el Punto de Vista de Mecánica de la

Fractura.………………………..……………………….…………………… 87

Fig. 3.5 Vida de un Componente en Función de la Disminución de la Resistencia

de los Materiales de Fabricación por Efecto del Servicio……………..… 88

Fig. 3.6 Diagrama de Flujo para Cálculo de PMPO y TVR………………………….. 89

Fig. 3.7 Efecto de la Disminución del Nivel de Carga de la Operación y del

Incremento en la Resistencia, en la Vida de un Componente

Estructural…………………………………………………………………..... 90

Fig. 3.8 Tipos de Daños más Comunes en Ductos…………………………………… 92

Fig. 3.9 El Proceso de Análisis de Integridad………………………………….……… 96

Fig. 3.10 Diagrama de Flujo del Procedimiento de Análisis de Integridad……….…. 97

Fig. 3.11 Criterios de Análisis de Integridad………………………………….…….…. 100

Fig. 3.12 Proceso de Administración de Integridad de Ductos……………………… 112

Fig. 3.13 Elementos de un Proceso de Administración de Integridad de Ductos…. 116

Fig. 3.14 y Fig. 3.15 Pantallas de SAP…………………………………………….…. 119

Fig. 3.16 Herramienta PIRAMID para Administración del Riesgo…………….…….. 120

Fig. 3.17 Administración de Datos e Información Técnica de Exploración y

Producción @ditep………………..……………………………………….. 120



GENERACIÓN”.

ESIME SEPI Página XI

Fig. 3.18 Administración de Datos e Información Técnica de Exploración y

Producción @ditep…………………………………………………….. 121

Fig. 4.1 Diagrama de Trampa de Envío………………………………………………. 133

Fig. 4.2 Diagrama de Trampa de Recibo…………………………………………….. 139

Fig. 4.3 “Diablos” de Limpieza (Cepillos)……………………………………….……. 142

Fig. 4.4 “Diablos” de Espuma de Poliuretano…………………………………..……. 144

Fig. 4.5 “Diablo” Sólidos de Poliuretano………………………………………..…….. 145

Fig. 4.6 “Diablo” de Esferas de Poliuretano…………………………………….……. 146

Fig. 4.7 Punto de Referencia “Imanes”………………………………………….……. 148

Fig. 4.8 “Diablo” Geometra (EGP)……………………………………………….……. 150

Fig. 4.9 Equipo Medidor de Curvaturas……………………………………………… 152

Fig. 4.10 “Diablo” ScoutScan XYZ…………………………………………..………….. 153

Fig. 4.11 “Diablo” ScoutScan XYZ en Trayectoria……………………….…………… 154

Fig. 4.12 Equipo con Posicionamiento Geográfico……………………………..…….. 156

Fig. 4.13 Indicador de Paso de Diablo a la Llegada de la TDR……………….…….. 157

Fig. 4.14 Equipo con Transmisor para Rastreo…………………………………..…… 158

Fig. 4.15 “Diablo” Equipo con Transmisor…………………………………...………… 159

Fig. 4.16 Trampa de Diablos (Recibo)…………………………………………….…… 162

Fig. 4.17 Trampa de Diablos (Envío)…………………………………………….…….. 162

Fig. 4.18 Trampa Vertical de Envío de Diablos Tipo Lanzadora Múltiple………….. 163

Fig. 5.1 Configuración Típica del Equipo de Segunda Generación…………..…… 168

Fig. 5.2 Unidad de Batería………………………………………………………...….... 169

Fig. 5.3 Unidad de Imanes y Sensores…………………………………………..…… 169

Fig. 5.4 Unidad de Memoria…………………………………………………………… 169

Fig. 5.5 Odómetros……………………………………………………………………… 169

Fig. 5.6 Configuración Típica del Equipo Ultrasónico de Tercera

Generación……………………………………………………..…………….. 171

Fig. 5.7 Técnica de Flujo Magnético (MFL)………………………………………….. 177



GENERACIÓN”.

ESIME SEPI Página XII

Fig. 5.8 Tecnologías de Inspección MFL Y TMFL…………………………………... 182

Fig. 5.9 Detección de Defectos Circunferenciales…………………………….……. 182

Fig. 5.10 Detección de Defectos Axiales……………………………………………... 183

Fig. 5.11 Vista del Defecto de Picaduras Mediante las dos Tecnologías………... 183

Fig. 5.12 Vista de Defectos Axiales Mediante las dos Tecnologías……………….. 184

Fig. 5.13 Técnica del Eco Ultrasónico…………………………………………………. 186

Fig. 6.1 Trazo del Gasoducto de 12”Ø Poza Rica V – Poza Rica III…………...... 206

Fig. 6.2 Soldadura de Referencia de la Inspección………………………………… 221

Fig. 6.3 Localización de Soldadura…………………………………………………... 223

Fig. 6.4 Vista General del Tramo Inspeccionado km. 0+290……………………… 224

ÍNDICE DE TABLAS

Tabla 1.1 Producciones Iniciales de los Primeros Pozos en México………………. 9

Tabla 1.2 Producción de Aceite y Condensados del 2004 (BLS/DIA)………………. 13

Tabla 1.3 Producción Diaria de Gas del 2004 (MMpcd)………………………….…. 14

Tabla 1.4 Posición a Nivel Mundial, Respecto a las Reservas Probadas de

Crudo y Gas…………………………………………………………… 16

Tabla 1.5 Evolución Histórica en los Últimos Tres Años de los Volúmenes

Originales en la Región Norte………………………………………….... 17

Tabla 1.6 Censo de Ductos 2006……………………………………………….…... 20

Tabla 2.1 Fallas de Componentes en Servicio…………………………………...… 29

Tabla 2.2 Clasificación de Defectos………………………………………………… 64

Tabla 2.3 Discontinuidades en Tuberías y Reparaciones Definitivas o

Permanentes Aceptadas (Según Norma 07.3.13 y ASME B31.8)……. 66

Tabla 5.1 Flujo Magnético de Resolución Estándar……………………………….… 178

Tabla 5.2 Flujo Magnético de Alta Resolución………………………………….……. 179

Tabla 5.3 Flujo Magnético Transversal…………………………………………..…… 180



GENERACIÓN”.

ESIME SEPI Página XIII

Tabla 5.4 Ultrasonido con Haz Recto…………………………………………………. 187

Tabla 5.5 Ultrasonido con Haz Angular…………………………………….………… 188

Tabla 5.6 Comparación Herramientas de Flujo Magnético y de Inspección

Ultrasónica…………………………………….……………..…………. 189

Tabla 5.7 Capacidades Actuales…………………………………………..………….. 190

Tabla 5.8 Información Básica sobre Herramientas de Inspección Disponibles…. 190

Tabla 5.9 Precisión de Detección…………………………………………………….. 191

Tabla 5.10 Características Herramientas Convencionales de Flujo Magnético…... 192

Tabla 5.11 Herramientas de Inspección Ultrasónicas

Capacidad del Proveedor…………………………………………….……. 193

Tabla 5.12 Capacidades de detección de defecto……………………………….…… 194

Tabla 5.13 Longitud de Diablos Instrumentados………………………………..…… 195

Tabla 5.14 Capacidades de Detección de Espesor de Pared (pulgadas)…………. 196

Tabla 5.15 Comparación de Medios de Detección de Amenazas a la Integridad

de un Ducto……………………………………………………………….. 198

Tabla 6.1 Características Técnicas del Gasoducto Poza Rica V – Poza Rica

III. ………………………………………………………………..……...... 207

Tabla 6.2 Cronograma de las Actividades de Inspección con Equipo de

Segunda Generación…………………………………………………… 211

Tabla 6.3 Características del Diablo Instrumentado CDP12” Dn Mc.

H. Rosen………………………………………………………………….. 213

Tabla 6.4 Resultados de la Inspección………………………………...…………….. 214

Tabla 6.5 Lista de las 25 Indicaciones más Severas Arrojadas por la Corrida

con Equipo Instrumentado de Segunda Generación Tipo Fuga de

Flujo Magnético……………………………………..………………..….. 218

Tabla 6.6 Indicaciones Principales del Punto Analizado………………………… 222

Tabla 6.7 Mapeo de Medición de Espesores (Pulg.)…………………………...… 222

Tabla 6.8 Características de Diseño y de Servicio del Oleoducto………………. 227



GENERACIÓN”.

ESIME SEPI Página XIV

Tabla 6.9 Lista de Indicaciones más Severas por el Equipo Instrumentado de

Tercera Generación Ultrasónico .....………………………………….… 228

Tabla 6.10 Resumen de Inspección del Equipo Instrumentado de Tercera

Generación Ultrasónico……………………………………………….. 230

Tabla 6.11 Datos del Equipo de Inspección de Tercera Generación………….… 231

Tabla 6.12 Análisis de Costos de Levantamiento Topográfico y Colocación de

Imanes para tubería de 10”-12” Ø……………………………..…………. 236

Tabla 6.13 Análisis de Costos del Equipo de Limpieza para tubería de 10”-12”Ø…237

Tabla 6.14 Análisis de Costos del Equipo de Placas Calibradoras para tubería

de 10”-12” Ø …………………………………………………………….. 238

Tabla 6.15 Análisis de Costos del Equipo Geometra para tubería de 10”-12”Ø… 239

Tabla 6.16 Análisis de Costos del Equipo Instrumentado de Segunda

Generación (MFL) para tubería de 12” Ø ……….……………………. 240

Tabla 6.17 Análisis de Costos del Equipo Instrumentado de Tercera

Generación (Ultrasónico) para tubería de 10” Ø ……………………. 242

Tabla 6.18 Comparación del Análisis de Costo entre un Equipo Instrumentado

Inteligente de Segunda Generación y uno de Tercera

Generación……………………………………………………………….. 243

Tabla 6.19 Comparativa del Análisis de Costo Equipo Instrumentado

Inteligente de Segunda y Tercera Generación.……………………... 244

Tabla 6.20 Limites Máximos Permisibles de Compuestos Corrosivos…………….. 246

Tabla 6.21 Comparación de Alcances de detección entre un Equipo

Instrumentado Inteligente de Segunda Generación y Tercera

Generación……………………………………………………………..… 249

Tabla 6.22 Nivel 3, Inspección en Ductos Terrestres…………………...………… 251



GENERACIÓN”.

ESIME SEPI Página XV

ÍNDICE DE GRÁFICAS

Gráfica 1.1 Estado de los Pozos Activo Integral Poza Rica – Altamira (Área

Poza Rica)………………………………………………………… 15

Gráfica 1.2 Evolución Histórica de las Reservas Remanentes de Gas Natural

de la Región Norte en los Últimos Tres Años, al Cierre del

2005…………………………………………………………………….. 18

Gráfica 1.3 Distribución Actual de las Instalaciones de Producción Activo

Integral Poza Rica – Altamira (Área Poza Rica)........................... 21

Gráfica 6.1 Distribución de Profundidad de Indicaciones con Pérdida de Metal... 215

Gráfica 6.2 Distribución de Profundidad de Indicaciones con Pérdida de Metal

Equipo Instrumentado de Tercera Generación Ultrasónico............. 230



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ESIME SEPI Página XVI

GLOSARIO

Aceite: Petróleo que existe en forma líquida en los yacimientos y permanece así en

condiciones originales de presión y temperatura. Es práctica común clasificar al aceite

en función de su gravedad específica expresada en grados API.

ADITEP: ( @ditep) Administración de Datos e Información Técnica de Exploración y

Producción.

Análisis de Integridad: Es un procedimiento sistemático que permite evaluar

cuantitativamente la integridad de un componente, con base en la identificación del tipo

y grado de severidad de los defectos presentes en el, sus características de diseño, las

propiedades de los materiales, las características de construcción, servicio y su historial

de operación.

Ánodo: Electrodo a través del cual el flujo de electrones entra al electrolito.

Ánodo Galvánico: Electrodo utilizado para proteger una estructura por acción

galvánica.

Betún: Substancias naturales ricas en carbono e hidrógeno, que al arder, despiden un

humo espeso y un olor fuerte característico, el cual fue conocido en la antigua Judea.

Campo magnético: Campo de fuerzas de atracción ferrometálica creado por magnetos

o imanes.

Canfeno: Carburo de hidrógeno terpénico, no saturado, de formula C10H16. Es un sólido

blanco que funde a 52° y hierve a 160°.



GENERACIÓN”.

ESIME SEPI Página XVII

Condensados: Líquidos que se condensan a partir del gas natural, constituidos

principalmente por pentanos y componentes de hidrocarburos más pesados.

Crudo: Hidrocarburos líquidos no refinados, producidos de un yacimiento de aceite.

decibelio: Unidad de la atenuación de los sonidos, igual a la décima parte del bell, cuyo

símbolo es dB.

densidad °API: Es la medida de la gravedad específica de los productos líquidos del

petróleo. La densidad API se expresa en grados; la densidad relativa 1.0 es equivalente

a 10 grados API.

Diablo: Elemento mecánico que se utiliza en la limpieza interior de un ducto.

Diablo Instrumentado: Elemento que sirve para detectar fallas de construcción como

abolladuras, falta de protección, corrosión, cambios de espesor, etc.

Dummy: Diablo de dimensiones idénticas al diablo instrumentado y que se corre para

probar si no existen obstáculos en el interior de la línea.

Ducto: Tubería para el transporte de crudo o gas natural y/o procesado, entre dos

puntos, ya sea tierra adentro o tierra afuera.

Esquistos: Rocas de textura pizarrosa.

EIII: Equipo Instrumentado de Inspección Interna

Fuga de flujo magnético: (Dispersión de flujo magnético) es el principio mediante el

cual se determinan las discontinuidades superficiales de un tubo y que se permite

establecer la presencia de anomalías por pérdidas metálicas internas y externas.



GENERACIÓN”.

ESIME SEPI Página XVIII

Gas asociado: Gas natural que se encuentra en contacto y/o disuelto en el aceite

crudo del yacimiento. Puede ser clasificado como gas asociado libre (gas de casquete),

o gas asociado disuelto (mezclado con el aceite).

Gas no asociado: Es un gas natural que se encuentra en yacimientos que no

contienen aceite crudo a las condiciones de presión y temperatura originales.

Hertz: Unidad de medida de la frecuencia

Hidrocarburos: Compuesto orgánico formado principalmente de carbono e hidrógeno.

Holiday detector: Equipo electrónico que se utiliza para detectar discontinuidades o

fallas en el recubrimiento, a través de un circuito cerrado y la aplicación de 12,000 Volts.

de Corriente Directa.

Hot Tapping: Es la Instalación de una Interconexión, mediante la operación de soldar

una silleta envolvente, o solapa y barrenar el ducto sin interrumpir el servicio.

Herramienta de trabajo que se utiliza para perforar manualmente en ductos o líneas

vivas.

Integridad Mecánica: Es la capacidad de un componente para desempeñar la función

para la cual fue diseñado, en términos de su capacidad de resistir las condiciones de

servicio en el tiempo que se requiera.

Keroseno: del griego keros = cera y elaion = aceite

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 de corrección de anomalías detectadas en su etapa inicial. Producto de la



GENERACIÓN”.

ESIME SEPI Página XIX

inspección al sistema, mediante programas derivados de un plan, procurando que sea

en el menor tiempo y costo.

Mantenimiento correctivo: Acción que consiste en reparar los daños o fallas en los

Ductos para evitar riesgos en su integridad o para restablecer la operación del mismo.

Material ferromagnético: Es aquel que puede presentar ferromagnetismo, el cual

establece el ordenamiento magnético de todos los momentos magnéticos de una

muestra, en la misma dirección y sentido.

Penetrámetro: Elemento del mismo material y número de plomo, que se utiliza para

medir la sensitividad de la placa radiográfica.

Permeabilidad: Es la capacidad de un material para permitir que un fluido lo atraviese

sin alterar su estructura interna.

PIRAMID: Análisis de riesgo en ductos para la toma de decisiones de inspección y

mantenimiento.

POA: Programa Operacional Anual de Mantenimiento.

Poli Pig: Diablo de limpieza de espuma de poliuretano.

POT: Programa Operacional Trimestral de Mantenimiento

Pozo: Agujero perforado en la roca desde la superficie de un yacimiento a efecto de

explorar o para extraer aceite o gas.

Presión de Operación (Pop): Es la presión manométrica a la cual se opera el ducto en

condiciones normales y estables. Para efectos de análisis, estas mediciones de presión

son tomadas en los orígenes de las líneas ya que se desprecian las pérdidas por

fricción, disminución de temperatura o reducción de flujo.



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ESIME SEPI Página XX

Presión de Diseño (Pd): Es la presión máxima permisible en ausencia de defectos y

en cumplimiento con todas las especificaciones de diámetro, espesor, propiedades del

material y condiciones de servicio, incluye un factor de seguridad. Generalmente, está

definida en términos de la presión que produciría un esfuerzo circunferencial en la pared

del tubo, igual a una fracción del esfuerzo de cedencia mínimo especificado del material

de fabricación de la tubería.

Presión de falla (Pf): Es la presión que causa una condición indeseable o de riesgo

del tramo que contiene el o los defectos analizados; es decir la presión que produce

deformación plástica, crecimiento de defectos, deterioro acelerado de materiales, fuga,

colapso y explosión; esta presión es calculada en base a los principios de Mecánica de

la Fractura y de Resistencia de Materiales.

Presión Máxima Permisible de Operación (PMPO): Es la presión máxima a la cual se

puede operar un ducto que contiene defectos, preservando su integridad y su factor de

seguridad por diseño.

Proceso de fabricación de ERW: Proceso en cual se genera calor necesario para

soldar, por la resistencia de las partes al paso de una corriente eléctrica, no requiere

material de aporte, un caso es la fabricación de tubería soldada por resistencia

eléctrica.

Reparación Definitiva: Es la sustitución o reemplazo de la sección cilíndrica del tubo

conteniendo la imperfección, por otro de especificación y espesor de pared similar o

superior a la del tubo original y de una longitud no menor de la mitad del diámetro del

tubo.



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ESIME SEPI Página XXI

Reparación Permanente: Es el reforzamiento de una sección de tubería conteniendo

un defecto o daño que puede ser, sin la intención de ser limitativo, la colocación de una

envolvente metálica soldada longitudinalmente.

Reparación Provisional: Es la acción de colocar dispositivos como grapas de fábrica o

hechizas atornilladas en la sección de tubería que contiene un daño o defecto,

generalmente con la presencia de fuga de producto y que puede ser reparada en forma

definitiva o permanente lo más pronto posible.

Reserva remanente: Volumen de hidrocarburos medido a condiciones atmosférica que

queda por producirse económicamente, con las técnicas de explotación aplicables. En

otra forma, es la diferencia entre la reserva original y la producción acumulada de

hidrocarburos a una fecha específica.

Reservas probadas: Volumen de hidrocarburos estimados a condiciones atmosféricas,

que por análisis de datos geológicos y de ingeniería se estima con razonable

incertidumbre. Dicho volumen está constituido por la reserva probada desarrollada y la

reserva probada no desarrollada.

Reservas posibles: Volumen de hidrocarburos, en donde al análisis de datos

geológicos y de ingeniería, sugieren que son menos probables de ser comercialmente

recuperables que las reservas probables. El término posible implica que se tiene una

probabilidad de al menos 10 por ciento de que los volúmenes recuperados serán

iguales o mayores que la suma de reservas probadas más probables, más posibles.

Reservas probables: Reservas cuyo análisis de datos geológicos y de ingeniería

sugieren que son factibles de ser comercialmente recuperables. Para los métodos

probabilistas, esto significa que se tendrá una probabilidad de al menos 50 por ciento,

de que las cantidades recuperables serán iguales o mayores que la suma de las

reservas probadas más probables.



GENERACIÓN”.

ESIME SEPI Página XXII

Reservas Incorporadas: Aquellas que son resultado de los pozos exploratorios cuyo

objetivo era la incorporación de reservas.

Retentividad: Cantidad de magnetización que permanece en un material

ferromagnético al quitarle el campo magnético.

Sistema Artificial de Producción: cualquiera de las técnicas empleadas para extraer

el petróleo de la formación productora a la superficie, cuando la presión del yacimiento

es insuficiente para elevar el petróleo en forma natural hasta el pozo.

SPADA:SPADA:SPADA:SPADA: Sistema de Publicación y Administración de Archivos.

Tamaño Crítico de Defecto: Es el tamaño de defecto que produce una condición

indeseable y de riesgo.

Transductor Piezoeléctrico: Aparato por medio del cual puede fluir energía desde uno

o más sistemas de transmisión hacia otros sistemas de transmisión, por ejemplo una

fuerza mecánica que se convierte en energía eléctrica ( o el efecto contrario), por medio

de un cristal piezoeléctrico.

Trementina: Resina semilíquida que sale de árboles (Coníferos y Terebintáceos), y por

su destilación se emplea para fabricar los barnices, desleír los colores, disolver los

cuerpos grasos, etc.

Quinqué: Especie de lámpara con depósito de combustible y tubo de cristal.

Yacimiento: Es un volumen comercial de hidrocarburos, contenidos en una trampa

geológica, que se comporta como un sistema hidráulicamente interconectado, y donde

los hidrocarburos se encuentran a temperatura y presión elevados ocupando los

espacios porosos de las rocas.



GENERACIÓN”.

ESIME SEPI Página XXIII

SIMBOLOGÍA

A.I.P.R-A Activo Integral Poza Rica – Altamira.

Bpd Barriles por Día.

Bd/psi Barriles por Día y Libras por Pulgada Cuadrada.

EGP Electronic Geometric Pig (Diablo Geometra Electrónico)

E.N.D Ensayos No Destructivos.

HR High Resolutión ( Alta Resolución)

ID Diámetro Especificado por el Fabricante.

ID min Diámetro Interno Mínimo.

ILI Inspección en Líneas con Equipo Instrumentado.

INEGI Instituto Nacional de Estadística, Geográfica e Informática.

INS Sistema de Navegación Inercial.

GIS Sistema de Información Geográfica.

MFL Magnetic - Flux Leakage (Fuga de Flujo Magnético).

MMB Millones de Barriles.

MMpcd Millones de Pies Cúbicos Diarios.

MMMpcd Miles de Millones de Pies Cúbicos Diarios.

PEP PEMEX Exploración y Producción.

PT Líquidos Penetrantes.

P.I.B Producto Interno Bruto.

R.N Región Norte.

SAP Sistema de Administración de Procesos.

SNT-TC-1A Práctica Recomendada para la Calificación y Certificación de Personal

en Pruebas No Destructivas.

t. Espesor del Tubo.

TDE Trampa de Envío de Diablos.

TDR Trampa de Recibo de Diablos.

UT Ultrasonido.



GENERACIÓN”.

ESIME SEPI Página XXIV

RESUMEN

El presente trabajo tiene la finalidad de desarrollar el análisis comparativo de la

evaluación de defectos típicos existentes en un ducto metálico de acero al carbón, a

través del estudio realizado con equipos instrumentados inteligentes de inspección

interna de segunda y tercera generación.

El análisis realizado por el comparativo entre ambas tecnologías en la detección de

defectos, se soporta con la corrida de Inspección del Equipo de Segunda Generación

en el Gasoducto de 12” Ø, Poza Rica V - Poza Rica III x 3.7 km. de longitud y la corrida

de inspección del Equipo de Tercera Generación en el Oleoducto de 10” Ø,

correspondiente al tramo “El Golpe – Terminal Marítima Dos Bocas x 27.93 km. de

longitud. En donde se presentan la mayoría de los defectos detectados en las líneas,

mismos que contribuyen a la disminución de la integridad mecánica de un ducto y por

consecuencia el origen de una falla. Dando a conocer así, en base al estudio realizado,

la tecnología más conveniente para su aplicación en los ductos terrestres, tomando en

cuenta el historial de los defectos típicos encontrados, así como la confiabilidad, y

aspectos económicos.

A partir de los resultados obtenidos, en base a las corridas de inspección realizadas y a

la información técnica presentada en este proyecto se determina que los equipos de

inspección inteligentes ó “Diablos Instrumentados de Segunda Generación” por su

capacidad de detección, confiabilidad, disponibilidad y ventajas económicas, tienen un

mejor desempeño de aplicación con respecto a los equipos de Tercera Generación, por

tal razón se considera emplear cada vez con mayor frecuencia para cumplir con fines

de mantenimiento predictivo en los ductos terrestres de transporte de hidrocarburos

durante su operación, garantizando su funcionalidad . Esto permite cumplir con los

requerimientos de Disponibilidad, Confiabilidad, y Seguridad de las redes de tuberías

que desplazan productos líquidos o gaseosos de valor energético estratégico

protegiendo así nuestro medio ambiente.



GENERACIÓN”.

ESIME SEPI Página XXV

ABSTRACT

A comparative analysis of the intelligent equipment performance, for internal inspection

of carbon steel pipeline, made with second and third generation technology is presented

in this work.

In order to compare both technologies and determine their advantages and limitations,

two inspections were run. Initially, 12“ NPS Poza Rica V- Poza Rica III (3.7 km) gas

transmission pipeline was evaluated with a second generations equipment. On the other

hand, the 10” NPS El Golpe-Teminal Marítima de Dos Bocas pipe line (27.9 km) was

inspected with a third generation equipment. Both piping systems are considered

representative and, in all cases, typical defects were found. It has to keep in mind that

such defects reduce the mechanical integrity of a piping system and generate failures.

Several points were considered in the technological evaluation of both equipments,

namely: type of detected defects, reliability, availability and technical and economic

aspects. Complementary NDT were carried on. With such criteria, it was established,

which of those technologies is suitable for oil operations in the Mexican North Region.

From these results, it was recognized that the second generation equipment is

appropriate in gas and oil transmission within the region mentioned above. Besides, the

obtained information can be used in the evaluation of the mechanical integrity and

adequate security levels are obtained.



GENERACIÓN”.

ESIME SEPI Página XXVI

OBJETIVO

Evaluar el comparativo de los resultados de la detección de defectos entre equipos de

inspección interna instrumentados de Segunda y Tercera Generación; identificando sus

ventajas de cada uno de ellos, determinando sus alcances, limitaciones y beneficios.

Asimismo, se evaluará la mejor propuesta tecnológica en los rubros de inspección

interna de ductos, maximizando el valor económico de los Activos de PEMEX

Exploración y Producción, sin perder de vista los principales principios de la política de

seguridad de PETRÓLEOS MEXICANOS. Estos son la Seguridad, Salud y Protección

Ambiental, son valores con igual prioridad que la Producción, el Transporte, las ventas,

la calidad y los costos.

Todo esto aplicado al caso de dos líneas; la tecnología de Segunda Generación de tipo

de Fuga de Flujo Magnético en la línea de 12” Ø, Poza Rica V – Poza Rica III x 3.7 km.

de longitud y la tecnología de Tercera Generación (Ultrasónico) en la línea de 10” Ø, El

Golpe – Terminal Marítima Dos Bocas x 27 + 934 km. de longitud.

Todo esto, para tomar los criterios para seleccionar la tecnología más conveniente,

identificando las ventajas de cada uno de ellos, determinando sus alcances,

confiabilidad, debilidades y beneficios, evaluando la mejor propuesta tecnológica de

vanguardia en los rubros de inspección y así poder emplearla en los sistemas de

reconocimiento y exploración de ductos de gas y petróleo de la red nacional con las que

cuenta Petróleos Mexicanos.

En la actualidad existen diversos equipos instrumentados inteligentes para

inspeccionar interiormente una línea, sin embargo este trabajo se enfoca a dos

técnicas de inspección: flujo magnético y ultrasonido.



GENERACIÓN”.

ESIME SEPI Página XXVII

JUSTIFICACIÓN

El transporte de los hidrocarburos y sus derivados por ducto continua siendo la opción

más económica y segura para abastecer los mercados, por lo que PEMEX tiene que

operar y mantener en condiciones óptimas un extenso y complejo sistema de ductos

que transportan y distribuyen crudo, gas, productos refinados y petroquímicos en todo el

territorio nacional. Realizando erogaciones por concepto de inspección interna de

ductos de aproximadamente $ 60,000.00 pesos por kilómetro inspeccionado, ya que no

tiene tecnología propia para la realización de este servicio. Esto se traduce en la

necesidad de rentar equipo a compañías extranjeras para la ejecución de estos

trabajos, así como reducir las pérdidas por las tomas clandestinas presentes por la falta

de periocidad en las inspecciones.

El Sistema Nacional de Ductos representa la columna vertebral del aparato de

distribución de Petróleos Mexicanos, al vincular los diferentes procesos productivos, de

procesamiento, de distribución y de comercialización de sus productos. Dada la

naturaleza riesgosa de los procesos de producción y transformación industrial y su

impacto en el medio ambiente, la preocupación primordial de la Empresa se centra en

procurar las mejores condiciones de seguridad para un desempeño más eficiente.

Actualmente, la red de los principales ductos de Petróleos Mexicanos tienen una

antigüedad promedio de un poco más de un cuarto de siglo y alcanza una longitud de

más de 38 mil 500 Kilómetros, sin contar con, más de 14 mil kilómetros de líneas de

descarga de pozos en operación.

Esto da una idea del reto que representa operar y mantener el Sistema Nacional de

Ductos en óptimas condiciones y de los esfuerzos que PEMEX debe realizar para

garantizar una coordinación oportuna y eficiente de las operaciones que realizan los

organismos.



GENERACIÓN”.

ESIME SEPI Página XXVIII

INTRODUCCIÓN

PEMEX es la empresa más grande de México y una de las diez más importantes

consideradas en el mundo, tanto en términos de activos, como de ingresos. Con base

en el nivel de reservas y su capacidad de extracción y refinación, se encuentra entre las

cinco compañías petroleras más trascendentes a nivel mundial.

Las actividades de PEMEX abarcan la exploración y explotación de hidrocarburos, así

como la producción, almacenamiento, distribución y comercialización de productos

petrolíferos y petroquímicos. En virtud de que de conformidad con la legislación

mexicana, estas actividades corresponden en exclusiva al Estado, PEMEX es un

organismo público descentralizado. Desde sus primeros años, Petróleos Mexicanos se

destacó por realizar el diseño de sus líneas de transporte a través de una

administración directa con mano de obra calificada de su propio personal.

Una parte fundamental dentro del desarrollo en todos los aspectos, pero sobre todo el

económico de nuestro país, ha sido la explotación de los recursos naturales con los que

se cuenta en especial del subsuelo, el petróleo y sus derivados. Para poder llevar a

cabo esto, se han creado y especializado diversos tipos de tecnologías y a su vez se ha

dividido el trabajo en diferentes áreas.

“PETRÓLEOS MEXICANOS”, es una empresa que se divide en 4 subsidiarias:

• PEMEX EXPLORACIÓN Y PRODUCCIÓN,

• PEMEX REFINACIÓN,

• PEMEX GAS Y PETROQUÍMICA BÁSICA y

• PEMEX PETROQUÍMICA.

Además de eventos externos tales como la integración del Tratado de Libre Comercio

en América del Norte y la tendencia a la globalización, se acentuó en México la



GENERACIÓN”.

ESIME SEPI Página XXIX

presencia de empresas norteamericanas y europeas especializadas en la operación y

mantenimiento de ductos, las cuales comenzaron a difundir filosofías y metodologías, si

bien de origen distinto, muy afines en sus conceptos y fundamentos, en las que se da

un importante giro hacia la administración particular de cada ducto. Todo esto con base

en estudios avanzados, desarrollos y modelos, con inspección de ductos con equipos

de registros de tecnología de punta, con lo que ya no se aplica la rehabilitación

absoluta, sino la tecnológicamente suficiente para llevar a cabo con la mayor eficiencia

el cumplimiento de la misión de transporte de hidrocarburos con máxima seguridad

operativa.

Un aspecto relevante y básico para poder realizar la explotación, producción y

refinación de los hidrocarburos, es contar con una infraestructura para su transporte,

esta la conforman los sistemas y redes de ductos e instalaciones; es por ello que su

eficiencia, confiabilidad y seguridad son un factor determinante dentro de PEMEX

EXPLORACIÓN Y PRODUCCIÓN.

Por lo anterior, la misión de esta empresa en esta área de trabajo, es mantener en

forma óptima la red de ductos que se utilizan para el manejo y transporte de su

producción de hidrocarburos, así como diversos servicios, maximizando su valor

económico, contribuyendo a la explotación eficiente de los yacimientos, garantizando la

seguridad industrial y protegiendo a la sociedad y al medio ambiente.

Para poder preservar la red de ductos en PEMEX EXPLORACIÓN Y PRODUCCIÓN y

mantenerlos en estado óptimo, se requiere de una aplicación sistemática de

mantenimiento. Es necesario aclarar que existen dos importantes características que

hacen crítico el mantenimiento a ductos, uno es el impacto económico y el otro es

efecto de la contaminación sobre el medio ambiente que ocasiona una falla en un ducto.



GENERACIÓN”.

ESIME SEPI Página XXX

En un principio el mantenimiento aplicado a ductos fue básicamente mediante la

experiencia empírica que en el campo se iba adquiriendo, conforme el paso del tiempo

se fueron adaptando y desarrollando algunos patrones de mantenimiento y, otros tanto,

fueron copiados a otros países.

Fue hasta hace algunos años que se da a la tarea de la búsqueda de nuevas

tecnologías, criterios normativos para la evaluación del estado de los ductos, y la

realización de programas periódicos de inspección y mantenimiento que permiten

evaluar y preservar la integridad de los mismos.

Así mismo, surgieron las inspecciones no destructivas como inspección visual,

ultrasonido, radiografía, etc. y la tecnología de los equipos de inspección interna

(diablos instrumentados), que permite conocer una variedad de características y

defectos tales como: diámetro, espesor, pérdida localizada de espesor, deformaciones,

abolladuras, picaduras, grietas, etc. Sin embargo estas técnicas aún presentan

limitaciones en la precisión de la detección de defectos. Todos estos conforman los

métodos del mantenimiento típico predictivo a ductos.

Actualmente, surge el método de Análisis de Integridad como una respuesta a la

incertidumbre del estado físico de los ductos debido en gran parte a la antigüedad y la

desinformación de la capacidad de operación de la red de ductos e instalaciones, así

como para optimizar los recursos financieros y humanos destinados a esta actividad.

La parte medular del Análisis de Integridad consiste en establecer los criterios de

severidad de defectos, los requerimientos de inspección no destructiva y los

procedimientos para evaluar la necesidad de reparación o reposición para garantizar la

seguridad de los ductos durante su operación, la continuidad en la producción y el

mínimo impacto ambiental, todo esto, dentro de opciones económicamente viables.



GENERACIÓN”.

ESIME SEPI Página XXXI

PEMEX Exploración y Producción tiene a su cargo la exploración y explotación del

petróleo y el gas natural del país, y para llevar a cabo estas funciones en sus campos,

se dividió en cuatro Regiones: La Región Norte, la Región Sur, ambas terrestres; y las

regiones Marinas Noreste y Suroeste.

Fuente: Coordinación de Operación de Pozos, Activo Integral Poza Rica – Altamira [1]

Todas esas regiones contribuyen a la producción general de crudo y gas natural, para

consumo interno mismo de nuestro país, así como las líneas de exportación a

diferentes Países del mundo, siendo uno de los clientes principales los Estados Unidos

de América (E.U).

El transporte de hidrocarburos a través de la red de ductos plantea un reto para su

mantenimiento, las herramientas de inspección en línea comúnmente conocidas como

Crudo Gas natural Total Crudo Condensado Liquidos de plantas*

Gas seco** Gas natural Gas seco

MMb MMMpc Mmbpce MMb MMb MMb Mmbpce MMMpc MMMpc288,889.7 240,290.7 46,417.5 33,093.0 863.0 3,479.4 8,982.2 62,354.8 46,715.6

Marina Noreste 63,154.6 26,027.7 15,193.5 13,566.4 509.6 421.1 696.4 6,188.5 3,621.7Marina Suroeste 21,721.8 23,808.4 4,043.5 2,773.1 185.2 360.2 724.9 5,670.9 3,770.1Sur 38,211.4 69,683.1 6,641.4 3,876.2 116.7 1,038.7 1,610.0 11,440.3 8,373.3Norte 165,801.9 120,771.5 20,539.1 12,877.3 51.5 1,659.4 5,950.9 39,055.1 30,950.5

144,568.2 170,968.3 16,469.6 11,813.8 537.9 1,318.8 2,799.0 19,956.9 14,557.3Marina Noreste 53,520.2 24,192.7 8,209.4 7,106.2 341.2 289.1 473.0 4,190.4 2,459.9Marina Suroeste 15,666.7 17,081.3 1,513.0 1,011.3 76.3 148.4 276.8 2,245.8 1,439.6Sur 36,253.2 67,046.9 4,883.2 2,808.2 99.3 774.8 1,200.8 8,556.3 6,245.3Norte 39,128.1 62,647.4 1,864.0 888.1 21.1 106.5 848.4 4,964.4 4,412.5

83,227.4 38,593.7 15,788.5 11,644.1 166.6 1,046.5 2,931.4 20,086.5 15,246.0Marina Noreste 437.8 106.0 4,446.5 4,112.4 105.7 86.8 141.6 1,230.6 736.5Marina Suroeste 2,690.0 2,397.7 997.8 740.7 33.7 65.0 158.5 1,167.1 824.2Sur 580.2 1,789.2 1,019.5 577.1 14.5 167.1 260.9 1,839.7 1,357.2Norte 79,519.4 34,300.8 9,324.7 6,213.9 12.7 727.6 2,370.4 15,849.1 12,328.1

61,094.0 30,728.7 14,159.4 9,635.0 158.5 1,114.1 3,251.8 22,311.4 16,912.3Marina Noreste 9,196.5 1,729.0 2,537.6 2,347.8 62.8 45.3 81.8 767.5 425.3Marina Suroeste 3,365.2 4,329.3 1,532.7 1,021.1 75.1 146.8 289.6 2,258.0 1,506.2Sur 1,378.0 847.0 738.7 490.8 2.9 96.8 148.2 1,044.3 770.8Norte 47,154.3 23,823.4 9,350.4 5,775.3 17.7 825.2 2,732.2 18,241.6 14,210.0

*

**

Total

Reservas de hidrocarburos al 1 de enero de 2005Volumen original Reserva remanente de hidrocarburos Reserva remanente de gas

El líquido obtenido supone un poder calorífico equivalente al crudo Maya y una mezcla promedio de gas seco obtenida en Cactus,

Cd. Pemex y Nuevo Pemex.

Nota: Todas las unidades están expresadas a condiciones atmosféricas, y suponen 15.6 °C y 14.7 libras de presión por pulgada cuadrada.

Probadas

Probables

Posibles

Líquidos del gas obtenidos en plantas de proceso.



GENERACIÓN”.

ESIME SEPI Página XXXII

diablos inteligentes, constituyen una eficaz respuesta para obtener la información

pormenorizada del estado físico del ducto, y que precisamente integra la información

básica para elaborar los programas de rehabilitación.

Conforme la tecnología electrónica avanza, los diablos de inspección han evolucionado,

para brindar una mejor resolución en la localización y en las características de los

daños y defectos. Ya sea empleando las tecnologías de fugas o dispersión de flujo

magnético de primera generación hasta las de alta resolución, así como las de

ultrasonido. Estas herramientas constituyen el único método disponible para la

inspección simultánea de las superficies internas y externas de un ducto en toda su

extensión y en toda su circunferencia.

Las metas de inspección realizada a intervalos regulares a un ducto en operación, son

los de mantener la seguridad operativa del mismo. Dicha inspección permite obtener

datos que redundan en; confiabilidad, integridad, seguridad operativa, conocimiento y

control de la velocidad de corrosión.

Una de las líneas de investigación que se ha desarrollado en el Departamento de

Ingeniería Mecánica de SEPI-ESIME es la evaluación de la integridad estructural en

tuberías y equipo de proceso. En el primer caso se ha abordado desde el punto de vista

de la Mecánica de Fractura. A este respecto, Vázquez [2] aplica la Mecánica de

Fractura para evaluar la integridad estructural en gasoductos. El análisis numérico lo

hace con el Método del Elemento Finito. Un análisis elástico y plástico de tuberías con

grietas circunferenciales y longitudinales pasantes se presenta por Guardado en [3],

quién desarrollo además el programa de cálculo para este efecto. Los casos de carga

considerados son presión interna y flexión.

Siguiendo esta línea de trabajo, el análisis elastoplástico de grietas no pasantes en

tuberías se presenta en [4, 5]. Para este efecto, se comparan las soluciones



GENERACIÓN”.

ESIME SEPI Página XXXIII

simplificadas con las obtenidas mediante análisis no lineales con el Método del

Elemento Finito, aplicando de lo anterior a tuberías de Centrales Nucleares. Lo anterior

se extiende hacia el análisis de componentes de sistemas de tuberías Nucleares

(Válvulas) [6] y hacia el análisis de fractura y limite mediante los diagramas FAD

(Diagrama de Análisis de Falla) por sus Siglas en Ingles [7]. El caso del análisis de

fractura elastoplástico del núcleo de un reactor BWR se ve en [8]. Por otra parte, se

puede mencionar la aplicación de la Mecánica de Fractura Probabilística a

Oleógasoductos el trabajo realizado por Morales [9].

En cuanto a equipo empleado en la industria petrolera, los análisis de integridad

estructural realizados, así como reingeniería se han reportado en [10, 11, 12]. De

manera análoga, se ha realizado para el sector nuclear nacional, los resultados

obtenidos se han reportado en [13-18].

En cuanto a inspección de materiales, se establecieron las bases para el diseño de un

sensor de esfuerzos residuales en ductos [19].

En todos estos trabajos, predominan los análisis numéricos en la determinación de la

integridad estructural de tuberías y equipos de proceso del sector petrolero y nuclear.

Actualmente, el interés es aplicar tecnología de vanguardia a ductos que transportan

gas y crudo. Lara [20] ha reportado resultados en el caso de gasoductos. Sin embargo,

a nivel mundial han existido desarrollos tecnológicos que faciliten la evaluación de la

integridad estructural en ductos. Sin embargo, es necesario evaluar su aplicación al

sector petrolero nacional. Esto consolidará la línea de investigación antes mencionada.

Todo esto dentro del marco del proyecto de investigación del CONACyT 49521

“Determinación de la integridad de estructuras sometidas a cargas de diseño severas

con enfoque a sistemas y componentes relacionados con seguridad de centrales

nucleares con reactores de agua en ebullición”



GENERACIÓN”.

ESIME SEPI Página XXXIV

El desarrollo del trabajo de tesis se divide en seis capítulos.

En el primer capítulo, de manera general, se da a conocer el histórico de las actividades

petroleras en el área Poza Rica, así como la problemática que da el origen al proyecto

de tesis.

En el segundo capítulo se expone el esquema del mantenimiento a ductos, así como los

métodos mas utilizados en su inspección, indicando las ventajas y desventajas de cada

uno, finalmente algunos criterios de prevención y de reparación.

En el tercer capítulo se visualiza la comprensión de la aplicación del análisis de

integridad mecánica, permitiendo de manera sistemática obtener información de la

condición de los ductos.

En el cuarto capítulo se aborda la reseña histórica de los equipos de Segunda y Tercera

Generación, así como los sistemas de inspección de ductos empleados hoy en día, y el

tipo de instalaciones superficiales (Trampas de Envió y Recibo) que son la base para el

lanzamiento y recepción de los diferentes tipos de diablos.

En el quinto capítulo se analizará el desempeño de cada uno de los equipos de

inspección inteligente de segunda y tercera generación, sus alcances, ventajas,

características, así como los defectos detectados y los no posibles de detectar de

acuerdo a su complejidad y tecnología utilizada.

En el sexto y último capítulo se expone el comparativo de los resultados de las

inspecciones obtenidas en la aplicación de la tecnología de Segunda Generación de

tipo de Fuga de Flujo Magnético y la tecnología de Tercera Generación (Ultrasónico).



GENERACIÓN”.

ESIME SEPI Página XXXV

Referencias

[1] Archivo Coordinación de Operación de Pozos e Instalaciones de Explotación del Activo Integral Poza Rica-Altamira, PEMEX Exploración y Producción, Enero 2005

[2] G. G. Vázquez Montes de Oca (2000) Análisis Numérico Tridimensional de Grietas Circunferenciales en Ductos. Tesis de Maestría. SEPI-ESIME-IPN.

[3] J. F. Guardado García (1998) Evaluación de la Integridad Estructural de Recipientes

Cilíndricos Agrietados Sometidos a Presión Interna. Tesis de Maestría. SEPI-ESIME-IPN.

[4] I. Maciel Herrera (2002) Análisis Elastoplástico de Grietas Longitudinales no

Pasantes en Tuberías. Tesis de Maestría. SEPI-ESIME-IPN. [5] A. A. Martínez Estrella (2002) Análisis Elastoplástico de Grietas Circunferenciales

no Pasantes en Ductos Bajo Carga Axial y Momento Flexionante Combinados. Tesis de Maestría. SEPI-ESIME-IPN.

[6] H. Maldonado Pérez (1999) Análisis de Esfuerzos en Componentes de Sistemas de

Tuberías Nucleares Utilizando el Método del Elemento Finito. Tesis de Maestría. SEPI-ESIME-IPN.

[7] J. Martínez Trinidad (2000) Análisis Elastoplástico de Estructuras Agrietadas. Tesis

de Maestría. SEPI-ESIME-IPN. [8] J. V. Méndez Méndez (2005) Determinación de Tamaño Admisible de Grieta en

Cilindros de Pared muy Delgada y su Aplicación a Reactores Nucleares. Tesis de Maestría. SEPI-ESIME-IPN.

[9] L. Morales Ruiz (2003) Mecánica de Fractura Probabilística: Aplicaciones para el

Análisis de Fallas en Oleogasoductos. Tesis de Maestría. SEPI-ESIME-IPN. [10] A. López Castro (2001) Análisis de Esfuerzos Dinámicos en un Transformador del

Tipo Acorazado. Tesis de Maestría. SEPI-ESIME-IPN. [11] J. C. de J. Balanza Chavarría (2006) Diseño del balancín elevador de una unidad

de bombeo mecánico petrolera Mark II para sustituir su importación. Tesis de Maestría. SEPI-ESIME-IPN.



GENERACIÓN”.

ESIME SEPI Página XXXVI

[12] A. Marquina Chávez (2007) Análisis en la Junta Tech – Envolvente de Tanques Atmosféricos de Almacenamiento de 560 Barriles de Crudo. Tesis de Maestría. SEPI-ESIME-IPN.

[13] J. L. Medina Velarde (1997) Impacto en la Transferencia de Calor en la Calificación

Ambiental de la Atmósfera Interna de Reactores Nucleares tipo BWR. Tesis de Maestría. SEPI-ESIME-IPN.

[14] I. Sauceda Meza (1997) Análisis de Fatiga Mediante el Método del Elemento Finito.

Tesis de Maestría. SEPI-ESIME-IPN. [15] A. Macías Fuentes (1999) Análisis del Sistema de Despresurización Automática en

la Vasija de un Reactor Nuclear de Agua en Ebullición. Tesis de Maestría. SEPI-ESIME-IPN.

[16] N. Moreno Cuahquentzi (2002) Análisis de Esfuerzos de la Contención Primaria tipo

Mark II de un Reactor Nuclear de Agua en Ebullición BWR. Tesis de Maestría. SEPI-ESIME-IPN.

[17] R. Cuamatzi Meléndez (2002) Análisis de Pandeo de la Tapa de la Contención de

un Reactor BWR. Tesis de Maestría. SEPI-ESIME-IPN. [18] C. A. Mora Santos (2006) Análisis de Fractura en la Contención Primaria Tipo Mark

II de un Reactor de Agua en Ebullición para Generación de Energía Eléctrica. Tesis de Maestría. SEPI-ESIME-IPN.

[19] M. Rosas Velázquez (2002) Diseño de un Sensor Magnético de Esfuerzos. Tesis de

Maestría. SEPI-ESIME-IPN. [20] J. Lara Segura (2007). Revisión y Estudios de Integridad Mecánica al Gasoducto de

24”Ø ( 610 mm) x 39.040 Km., San Andrés – Poza Rica. Tesis de Maestría. SEPI-ESIME-IPN.



GENERACIÓN”.

ESIME SEPI Página 1

Se describe los aspectos generales de la actividad petrolera del Activo Integral Poza Rica-Altamira en la Región Norte; así como censos de instalaciones y cifras de producción. Finalmente se plantea el problema que se aborda en esta tesis.

“GENERALIDADES SOBRE LAS ACTIVIDADES

PETROLERAS EN EL ÁREA POZA RICA”



GENERACIÓN”.


1.1 Antecedentes El petróleo, cuya etimología proviene del latín “petroleum” (petra, piedra y oleum,

aceite), ha sido conocido y empleado desde hace muchos siglos. En el año 3000 AC,

en un lugar llamado HIT, cerca del Río Eufrates, no muy lejos de Babilonia, hoy

Bagdad, se conocía una sustancia semisólida denominada betún que salía de la

superficie por grietas y fisuras, el cual se usaba como material de construcción e

impermeabilizante. Según el naturalista romano Cecilio Secundo (23-79), llamado Plinio

el Viejo, el betún tenía los siguientes usos medicinales: “corta hemorragias, cicatriza

heridas, trata las cataratas, es linimento para la gota, cura el dolor de muelas, cura el

catarro crónico, alivia la fatiga al respirar, corrige los desgarres musculares y alivia el

reumatismo y la fiebre”. El betún ardiendo fue utilizado en varias épocas como arma de

guerra; como ejemplo se pueden citar los siguientes: los Troyanos, tal y como lo refiere

Homero en la Iliada, la historia de los Persas en la toma de Babilonia, los romanos para

destruir la flota de los sarracenos y en el siglo séptimo los Bizantinos crearon el llamado

Oleum Incendiarium, esta es una mezcla de betún y cal viva que estallaba al contacto

con la humedad. Este lo arrojaban en la punta de las flechas en forma de granada. Así

mismo, en el área de Bakú, Rusia, las afloraciones del gas natural produjeron un fuego

permanente que dio origen al culto al fuego, por los seguidores de Zaratustra, hasta que

fue abolido por el gobierno ruso en 1880.

El gran viajero italiano Marco Polo (1254 -1324), habla de su uso en Georgia, Rusia en

estos términos: “... se encuentra allí una fuente de la que sale tanto aceite que cien

navíos podrían cargar a la vez, pero este aceite no es bueno para comer y solo sirve

para arder, para curar la roña y otras cosas. Los hombres vienen de muy lejos a

recogerlo y en todo el país no se quema otro aceite. . .”

Los chinos fueron los primeros en utilizar el gas natural para alumbrado, sirviéndose de

tubos de bambú, con esto lo transportaban desde las fuentes superficiales hasta los

palacios imperiales. En la América precolombina, los indios empleaban el petróleo para



GENERACIÓN”.


impermeabilizar sus canoas, como medicina en ceremonias rituales y hasta para

blanquear los dientes. La necesidad de iluminar su entorno llevó al hombre a aprender

como utilizar diversos elementos naturales, ya sea como antorchas, velas y aceite en

lámparas, que obtenían de:

• El petróleo que encontraba en la superficie

• El aceite proveniente de la hulla (mineral)

• El aceite de la esperma de ballena (animal)

• El canfeno que se obtenía de trementina (vegetal)

Los árabes desarrollaron la técnica de destilación del betún que trasmitieron a Europa

en la Edad Media, donde ya se conocía de las manifestaciones de petróleo en la

superficie en las regiones de Bavaria, Alsacia y Hannover (Alemania). Los habitantes de

esas regiones extraían el betún cavando a mano y lo destilaban hasta obtener un

derivado que se usaba como iluminante, mediante el uso de una lámpara rudimentaria

inventada por un farmacéutico y un fontanero ucranianos.

En 1874, el físico matemático italiano Armando Argand inventó una lámpara de

corriente de aire con mecha hueca y redonda protegida por un tubo de vidrio, diseño

que fue mejorado por su ayudante Antoine Quinquet, que hasta la fecha, a este tipo de

lámparas se le conoce como quinqué.

La refinación del carbón también produjo gas llamado “gas ciudad”, que se usaba como

ilumínante solo en las ciudades importantes por su alto costo. A partir de 1840, se

empezó a popularizar en Europa y en Norteamérica el uso de máquinas para telares y

prensas de imprenta, entre otros dispositivos mecánicos que requerían de lubricantes

para sus partes. Estos se obtenían de grasas vegetales y animales. En 1847, el Dr.

Abraham Guesner, de Canadá, desarrolló un proceso de refinación para obtener aceite

de iluminación de buena calidad a partir del asfalto, al que llamo “keroseno”. Por otra

parte, en Europa, el escocés James Young logró obtener aceite del carbón y de



GENERACIÓN”.


esquistos. Este proceso vino a sustituir con éxito a los aceites provenientes de grasas

animales, vegetales y minerales que se usaban comúnmente.

En 1850, el profesor Benjamín Silliman Jr. desarrolló la destilación fraccionada, que

consiste en calentar el aceite a diferentes grados de ebullición y obtener varias

fracciones del mismo. Con lo que se pudo adquirir productos de mejor calidad como

iluminantes y lubricantes. Otra vertiente de la historia de la industria petrolera se dio en

Norteamérica, en la medida que los emigrantes europeos se desplazaron hacia el oeste

del territorio norteamericano. Se enfrentaron a los crudos inviernos y nació la necesidad

de conservar los alimentos en sal, por lo que cavaban a mano y perforaban pozos

someros en busca de salmuera.

En Oil Creek, al norte de Pennsylvania, era conocida la existencia del llamado aceite

mineral, que brotaba de la tierra y que era utilizado por los indios americanos como

medicina, pintura e iluminante; y que al cavar los pozos, aparecía también impregnando

a la sal, lo cual se consideraba como impureza de la misma.

Pronto se le buscó utilización a este aceite de roca, siguiendo el uso de los indígenas,

empleándolo como medicina, lo empezaron a recolectar, exprimiendo trapos

empapados, para posteriormente envasarlo. Ejemplo de el, fué el Seneca Oil

embotellado por Samuel M. Kier, un farmacéutico de Pittsburg que buscó venderlo de

pueblo en pueblo, como la cura de todos los males, tanto para seres humanos, como

para animales. Sin embargo, no tuvo el éxito esperado y entonces trató de utilizar ese

aceite para iluminación, pero el petróleo crudo al arder dejaba un mal olor y producía un

humo negro y espeso, por lo que Kier pensó en destilarlo y en 1850 construyó un

alambique, convirtiéndose en el pionero de la destilación del petróleo en los Estados

Unidos.

George Bissell, un visionario abogado neoyorquino, sabía que ese producto era

inflamable y pensó que podía ser usado como iluminante, por lo que se asoció con el



GENERACIÓN”.


banquero James Townsend, y contrató al profesor Benjamín Silliman para que

investigara si este aceite mineral podría ser utilizado, tanto como iluminante, como

lubricante. La respuesta de Silliman fue positiva y muy alentadora, dando como

resultado la formación de la empresa Pennsylvania Rock Oil Company. El primer reto,

después del financiamiento, fue obtener suficiente petróleo para iniciar el negocio, y a

Bissell se le ocurrió que tal vez fuera posible hallarlo mediante la perforación de pozos;

aplicando la técnica inventada por los chinos 1500 años atrás y que se usaba para los

pozos de salmuera.

Para iniciar la etapa operativa de esta aventura, formaron en 1858 la Seneca Oil

Company, teniendo como principales accionistas a Bissell, Townsed, Silliman y como

agente al “coronel” Edwin Drake. Un aventurero, cuyo grado de coronel se lo dio el

propio Bissell para facilitar su cometido, quién adquirió terrenos en Oil Creek, Titusville,

Pennsylvania. Con la ayuda del perforador William A. Smith y de sus hijos, Charles y

Frank, construyó una torre de madera e instaló el equipo necesario.

Se inició el pozo Drake 1 y el sábado 27 de agosto de 1859, a la profundidad de 69

pies, el barreno cayó a una hendidura resbalando 6 pulgadas, incidente que

aprovecharon los trabajadores para dar por terminadas las actividades de la jornada. Al

día siguiente, el perforador William A. Smith fue a inspeccionar el pozo y vió que a poca

profundidad del piso de la torre había aceite flotando sobre el agua. Corrió a anunciarle

a Drake que habían encontrado petróleo [1.1].



GENERACIÓN”.


Fig. 1.1 Torre de Perforación Construida de Madera [1.2].

Este pozo, llamado “Bissell-Drake”, tuvo una producción de 20 barriles diarios que se

extraían por medio de bombeo, y fue el primero que se perforó con la finalidad de

obtener petróleo.

Al conocerse la noticia del descubrimiento, los fabricantes de lámparas de aceite

rápidamente llegaron a ese lugar para comprar el petróleo crudo a 20 dólares por barril.

El petróleo producido era un aceite ligero de base parafínica y libre de azufre, lo que

facilitaba su refinación con los métodos existentes en esa época, dando como resultado

kerosene de alta calidad y buenos lubricantes.

La razón de medirlo en “barriles” tuvo su origen en el hecho de que lo único que tenían

para envasar el aceite que sacaban mediante una simple bomba de mano, eran los

barriles de Whisky que abundaban en la Región. También se usaron los barriles que

transportaban la esperma de ballena y los barriles de cerveza. El descubrimiento de

Drake desató una “fiebre de petróleo” y para 1860, 15 meses después, ya producían 65



GENERACIÓN”.


pozos y operaban 15 refinerías en el área que se conoce como Oil Region, formadas

por las ciudades de Titusville, Oil City (antiguamente Cornplanter) y otras.

El transporte tradicional, también presentaba demoras en la carga y descarga y dañaba

considerablemente a los barriles por su manejo inadecuado, lo que originó la

construcción de recipientes de madera más grandes montados en carretas y en

góndolas de ferrocarril, precursores de los modernos carros tanque.

En cuanto a nuestro País, hace un siglo se inició en la Región Norte la Industria

Petrolera Mexicana. La historia comenzó en el año de 1904, luego de una campaña de

perforación poco exitosa realizada por la Mexican Petroleum Co., cuyo propietario fué

Edgard L. Doheny, quién al borde de la quiebra, contrató al geólogo mexicano Ezequiel

Ordóñez. El definió la localización del primer pozo con producción comercial de

hidrocarburos en México el día 3 de abril de ese año [1.3].

En 1920 ya sumaban 343 los campos descubiertos, destacando entre ellos los

siguientes pozos:

1.- La pez No. 1 (1904) donde se produjeron 4.1 millones de barriles de aceite entre

1904 y 1917.

2.- San Diego de la Mar No. 3 (1908), también conocido como pozo “Dos Bocas”,

aunque fue un pozo fallido (se descontroló e incendió), tuvo un flujo inicial estimado

de 80,000 barriles por día.

3.- Potrero del Llano No. 4 (1910), el cual tuvo una producción inicial de 115,000 bpd y

una producción acumulada de 95.2 millones de barriles.

4.- Juan Casiano No. 7 (1910), que aportó 75 millones de barriles durante 9 años de

vida productiva.



GENERACIÓN”.


El episodio más notable de los inicios de la industria petrolera se dió dentro de la

Región Norte con el singular brote del pozo Cerro Azul No. 4. El 10 de febrero de 1916,

al perforar a una profundidad de 534 metros en la cima del Cretácico “El Abra”, dicho

pozo se descontroló estruendósamente. La presión del flujo de aceite destrozó la torre

de perforación y lanzó la tubería a decenas de metros de altura, como un gran proyectil,

que voló por los aires para luego caer y clavarse a una distancia de aproximadamente

45 metros de la boca del pozo.

Fig. 1.2 Campos Petroleros en el Área de Cerro Azul

La producción inicial se estimó en 260,000 barriles por día. Aún hasta nuestros días, no

se ha vuelto a ver en el mundo una producción inicial tan elevada. Este pozo ha

producido 88.4 millones de barriles y en la actualidad, después de 88 años, todavía

produce 63 barriles por día.



GENERACIÓN”.


Tabla 1.1 Producciones iniciales de los primeros pozos en Méx ico.

POZO AÑO PRODUCCIÓN INICIAL (Bpd) San Diego de la Mar 1908 80,000 Juan Casiano No. 7 1910 72,000

Potrero del Llano No. 4 1910 115,000 Cerro azul No. 4 1916 260,000

Álamo No. 2 1920 45,000 Fuente: Documentos Representativos Regionales, PEMEX Exploración y Producción [1.4].

El auge de la producción en la región petrolera, comprendida entre Tampico y Poza

Rica en los albores del siglo XX, marcó el inicio de una actividad que en nuestros días,

100 años después, tiene gran vigencia y futuro. En 1926 se confirma la existencia de

hidrocarburos del Paleocanal de Chicontepec y para 1952 se inicia el desarrollo

comercial con el campo Miguel Alemán. En 1930 se descubre el campo Poza Rica y en

1943 se inicia su desarrollo con la perforación del Pozo Poza Rica No. 3, con una

producción máxima de 149 mil barriles por día en 1951. En 1945 se descubre el campo

Misión, que forma parte de la cuenca de Burgos y en 1994 inicia su reactivación como

uno de los principales proyectos de la Región. En 1953 se descubre el campo

Angostura, del proyecto Cuenca de Veracruz.

Otro descubrimiento importante ocurrió en 1963 con el campo Arrecife Medio y en 1969

del campo Atún, que comprende la Faja de Oro Marina. En 1968, tras la perforación del

pozo Arenque 2, se origina el descubrimiento del yacimiento jurásico San Andrés,

principal productor del Campo Arenque y en 1970 da inicio la primera producción

comercial. En 1975 se lleva a cabo la primera producción comercial de la Cuenca de

Sabinas, con la perforación del pozo Buena Suerte 2 A.

Actualmente nuestro país se ha dividido en diversas regiones. La Región Norte

comprende desde la frontera norte de México hasta el río Papaloapan, dividiéndose en

tres Activos integrales de Producción y un Activo Regional de Exploración:



GENERACIÓN”.


• Activo Integral Burgos.

• Activo Integral Poza Rica - Altamira.

• Activo Integral Veracruz.

• Activo Regional de Exploración.

Fig. 1.3 Jurisdicción de la Región Norte.

Fuente: Intranet de PEMEX Exploración y Producción [1.5].

El Activo Integral Burgos es el principal productor de gas no asociado del país;

contribuye con alrededor de 1,120 millones de pies cúbicos por día.



GENERACIÓN”.


El Activo Integral Poza Rica - Altamira es el principal productor de aceite y gas

asociado de la Región Norte, aportando una cifra mayor de 84 mil barriles por día.

El Activo Integral Veracruz es el segundo productor de gas no asociado a nivel

sistema, actualmente, con la reactivación, produce alrededor de 350 millones de pies

cúbicos por día.

El Activo Regional de Exploración es el encargado de evaluar el recurso potencial y

definir la existencia de sistemas petroleros en la Región Norte.

1.2 Activo Integral Poza Rica – Altamira (Área Poza Rica)

El Activo Integral Poza Rica- Altamira (Área Poza Rica) es uno de los activos que es

considerado la cuna del petróleo en México, ya que las primeras localizaciones fueron

hechas en las chapopoteras del lugar. El primer pozo productor de la región fue el

Furbera No. 2, explotado por la compañía "Oilfied of México Co." (El Águila), que fue

terminado en el mes de Octubre de 1907, con una profundidad de 580.64 mts. y una

producción inicial de 4.0 m3/Día.



GENERACIÓN”.


Fig. 1.4 Vista de la Refinería “Nuevos proyectos” PEMEX Poza Rica Ver. 1960

El activo antes mencionado opera principalmente en los estados de Veracruz y Puebla,

aunque su extensión territorial abarca once estados de la República Mexicana que son:

Guanajuato, Querétaro, Nayarit, Jalisco, Zacatecas, San Luís Potosí, Veracruz,

Michoacán, Estado de México, Hidalgo y Puebla y tiene una superficie total de 526,000

km2, colindando al norte con el río Pantepéc (Cerro Azul), al Sur con el río Nautla

(Municipio Emiliano Carranza), al Este con el Golfo de México y al Oeste con el Océano

Pacífico.

Sus principales campos productores, entre otros, son: Poza Rica, Chicontepec, Agua

Fría, Ezequiel Ordóñez, Miquetla, Jiliapa, Escolín, Cerro del Carbón, Punta de Piedra,

San Andrés, Hallazgo, Papantla, Tajín, Soledad, y los campos marinos provenientes de

las plataformas Atún, Bagre A, y Bagre B.

La Región Norte actualmente cuenta con 5,102 empleados de base, de los cuales 4,254

son sindicalizados y 848 son personal de confianza. De todo esto, el Activo Integral

Poza Rica - Altamira (Área Poza Rica) representa el 55% de la plantilla de personal de



GENERACIÓN”.


la Región Norte, con 2,998 empleados de base estructurados de la siguiente manera

2,806 son sindicalizados y 192 de confianza [1.6].

1.3 Cifras de Producción.

El Activo integral Poza Rica – Altamira, tiene al mes de diciembre del 2004, los

siguientes datos de producción de aceite y gas por Activos de producción.

Tabla 1.2 Producción de Aceite y Condensados del 2004 ( BLS/DIA)

Poza Rica Altamira Cerro Azul Total

45,958 26,044 10,422 84,424

POA 53,718 26,749 17,372 97,839

POT 54,113 28,681 14,443 97,237

Fuente: Archivo del Depto. de Operación de Pozos, Activo Integral Poza Rica – Altamira [1.7].

En la tabla 1.2 se muestra las cifras reales. Del Programa Operativo Anual (POA), de

producción de aceite y condensados al cierre del ejercicio 2004, se infiere por

estadística e historial de producción una contribución de crudo de 97,839 (BLS/DIA) por

las tres áreas que conforme el A.I.P.R-A, siendo el área Poza Rica la que más aporta.

Por otra parte, el Programa Operativo Trimestral (POT) refiere los valores proyectados

de crudo de forma global al primero, segundo, tercero y cuarto trimestre del 2004,

siendo las cifras reales de producción para Poza Rica con 45,958 bls/día, Altamira

26,044 bls/día, y Cerro Azul con 10,422 bls/día, con un gran total de producción de

84,424 bls/día.



GENERACIÓN”.


Tabla 1.3 Producción Diaria de Gas del 2004 (MMp cd)

Poza Rica Altamira Cerro Azul Total

56.30 48.70 15.30 468

POA 167.80 47.90 23.80 470.7

POT 193.50 49.20 20.60 662.4


En la tabla 1.3 se muestra las cifras reales. Del Programa Operativo Anual (POA) de

producción diaria de gas al cierre del año 2004, se infiere estadísticamente una

producción de gas de 470.7 (MMpcd) por las tres áreas que conforme el Activo Integral

Poza Rica – Altamira, siendo el área Poza Rica la que más gas aporta. El Programa

Operativo Trimestral ( POT) refiere los valores proyectados de gas de forma global al

primero, segundo y tercer trimestre del 2004, indicando las cifras reales de producción,

Poza Rica con 56.30 MMpcd, Altamira 48.70 MMpcd, y Cerro Azul con 15.30 MMpcd,

con un gran total de producción diaria de gas de 468 MMpcd.

Las nuevas estrategias planteadas por PEMEX Exploración y Producción en los rubros

de Explotación y Localización de nuevos yacimientos, así como la reactivación de

campos petroleros, dan como resultado a mediano y largo plazo el incremento de

hidrocarburos en la Región Norte.

1.4 Estado de los Pozos.

Dentro de la Extensión territorial del Activo Integral Poza Rica – Altamira (Área Poza

Rica), se han perforado 3,292 pozos, de los cuales actualmente solo están en operación

755, siendo estos los que aportan la producción. El estado que guardan estos se

muestra en la siguiente gráfica.



GENERACIÓN”.


Gráfica 1.1.- Estado de los Pozos Activo Integral P oza Rica – Altamira (Área Poza Ric a)


De los 3,292 pozos perforados, el 23 por ciento lo representan los 755 pozos que se

encuentran operando. El 7.65 por ciento, que son 252 pozos, se encuentran cerrados

con posibilidad de producción. Una tercera parte, 31.22 por ciento, el cual equivale a

1,028 pozos cerrados sin posibilidad de producción, un 8.86 por ciento (292 pozos)

están en el programa de taponamiento; desde el inicio de la perforación a la fecha en el

área del Activo Integral Poza Rica-Altamira, 965 pozos se encuentran taponados por

diversas circunstancias de operación, representando así un 29.31 por ciento del total

de intervenciones en el Activo.

965

292

1,028

252

755

3,292

0

500

1,000

1,500

2,000

2,500

3,000

3,500

Total Operando Cdos. c/Posib. Cdos. s/Posib. Prog. Tap. Taponado

Pozos

29.3123

100

8.86

31.22

7.65

%



GENERACIÓN”.


1.5 Estatus a Nivel Mundial en Reservas de Crudo y Gas.

La Región Norte se ubica en la posición número 40 en reservas probadas de crudo y en

el lugar número 51 en reservas probadas de gas natural, independientemente del lugar

que ocupa nuestro país con las otras regiones hermanas Sur y Marina.

Tabla 1.4 Posición a Nivel Mundial, Respecto a l as Reservas Probadas de Crudo y Gas.

PosiciónMiles de

millones de barriles

PosiciónTrillones de pies cúbicos

1 261.8 1 1,680.02 112.5 2 812.33 97.8 3 508.54 96.5 4 224.75 89.7 5 212.16 77.8 6 183.57 60.0 7 159.78 30.4 8 148.09 29.5 9 124.0

10 24.0 10 109.811 18.3 15 71.012 15.2 20 58.513 14.1 25 30.014 10.3 30 26.415 9.2 35 20.730 2.9 40 16.935 1.8 41 10.640 1.0 42 8.745 0.6 43 8.550 0.3 44 8.4

45 8.150 4.551 4.252 3.653 3.354 3.055 1.6

China

Perú

RESERVAS PROBADAS DE CRUDO

País

México

Estados UnidosLibia

Nigeria

Región NorteSudán

NoruegaArgelia

Argentina Colombia

Qatar

Venezuela Federación Rusa

RESERVAS PROBADAS DE GAS

País

KuwaitIrán

Arabia SauditaIraq

Emiratos Árabes Unidos

Federación RusaIrán Qatar

Arabia SauditaEmiratos Árabes Unidos

Estados UnidosArgelia

Venezuela Nigeria

IraqTurkmenistán

EgiptoAzarbaijánPakistánMéxicoYemen

BangladeshPerúSiria

Otros Europa y Euroasia

BarheinDinamarca

Otros Medio Oeste

BrasilColombia

Región NorteRumania

Fuente: Documentos Representativos Regionales, PEMEX Exploración y Producción [1.8].



GENERACIÓN”.


1.5.1 Reservas Actuales de Producción de la Regi ón Norte.

A principios del año 2004, el volumen original probado de aceite asciende a 39,032.6

millones de barriles, es decir, corresponde a 27.4 por ciento del total nacional. Los

volúmenes originales en su categoría de probable y posible se ubican en 79,509.8 y

47,210.3 millones de barriles de aceite, respectivamente, y con ello contribuyen con

96.2 y 93.6 por ciento de los volúmenes probables y posibles del país, respectivamente

(Tabla 1.5). Como se ha venido mencionando en años anteriores, la distribución de los

volúmenes originales probados, probables y posibles de aceite de la Región Norte,

están concentrados principalmente en el Activo Integral Poza Rica – Altamira.

Tabla 1.5 Evolución Histórica en los Últimos Tres A ños de los Volúmenes Originales en la Región Norte.


Año Volumen Aceite Crudo mmb

Gas natural MMMpc

2002 Total 168.056,1 106.998,8 Probado 100.899,6 78.646,2 Probable 29.111,0 11.594,2 Posible 38.045,5 16.758,4





GENERACIÓN”.


Similarmente, el volumen original probado de gas natural a principios del año 2004

asciende a 59,886.9 miles de millones de pies cúbicos, cifra que a nivel nacional

significa 35.6 por ciento. Los volúmenes originales en sus categorías probable y posible,

se estiman en 33,345.7 y 25,530.3 miles de millones de pies cúbicos, que traducido al

contexto nacional representa el 91.5 y 84.5 por ciento del total (Gráfica 1.2)

respectivamente, siendo el Activo Integral Poza Rica – Altamira el que mayormente

concentra este tipo de hidrocarburos, con 73.0 por ciento del gas natural del total

regional.

Gráfica 1.2.- Evolución Histórica de las Reservas Remanentes de G as Natural de la Región Norte en los Últimos Tres A ños, al Cierre del 2005.

19,670.30

3,822.40 4,157.40

8,361.80

17,482.40 16,091.90

11,766.00

17,441.70 18,742.30

2002 2003 2004

Posible

Probable

Probada

39,798.10 38,746.50 38,973.70

MMpc

Fuente: Archivo del Depto. Eq. Dinámico y Sistemas Auxiliares, Activo Integral Poza Rica – Altamira [1.9].



GENERACIÓN”.


El comportamiento histórico respecto de las reservas remanentes de gas natural en la

Región Norte en el periodo comprendido del 2002 al 2004, indica que las reservas

probadas en el 2002 supera a las cifras de las reservas probadas de los siguientes

años, con un diferencial de aproximadamente 15,800 MMpcd. Con respecto a las cifras

de las reservas probables, se indica una tendencia a la alza en los años 2003 y 2004 de

9,121 MMpcd y 7,730 MMpcd respectivamente; por último, el comparativo realizado de

las reservas posibles remanentes de gas natural, con referencia al año 2002, se ven

incrementadas para los años 2003 y 2004 a un 33% y 37 % consecutivamente.

1.6 Infraestructura Instalada.

1.6.1 Censo General de Ductos.

La Región Norte cuenta con una red de ductos de diferentes servicios, con una longitud

de 19,522.82 km., y un total de 8,892 ductos; ocupa el segundo lugar de ductos por

servicio en existencia, de la cual el Activo Poza Rica, representa en su totalidad el

27.42%. Esto significa que cuenta con una existencia de 3,946 km. de longitud y un total

de 2,439 ductos. Así mismo, el Activo Integral Veracruz ocupa el 3.65% con 862.80 km.

de longitud y 325 ductos; el Activo Altamira, constituye el 20.43% y cuenta con 2,482.09

km. de longitud integrado por 1,814 ductos. Por otra parte, el área Cerro Azul

constituye el 9.19% con 1,213.60 km. de longitud y 818 ductos. Mientras que el Activo

Integral Burgos representa casi la totalidad del kilometraje de los ductos de la Región

Norte con un 39.32%, el cual representa 11,017.47 km. de longitud y 3,496 ductos,

siendo la mayor parte de la longitud en líneas de descarga y Gasoductos, como se

ilustra en la tabla 1.6



GENERACIÓN”.


KM No. KM No. KM No. KM No. KM No. KM No.

GASODUCTOS 2798.906 301 149.158 25 53.22 6 550.028 74 350.457 37 3,901.77 443

OLEODUCTOS 326.29 61 242.56 30 400.54 57 66.2 4 1,035.59 152

OLEOGASODUCTOS 72.12 4 27.8 2 254.123 86 86.74 12 440.78 104

GASOLINODUCTOS 269.523 18 0.508 2 270.03 20

LÍNEAS DE DESCARGA 7949.044 3177 910.053 1002 700.319 656 1843.665 1340 337.417 254 11,740.50 6429

LINEAS DE BOMBEO NEUMÁTICO

546.811 446 50.385 107 676.326 663 8.46 14 1,281.98 1230

ACUEDUCTOS 245.943 56 123.514 14 62.82 18 432.28 88

LINEAS DE INYECCIÓN DE AGUA

186.117 181 5.8 2 159.357 201 6.7 1 357.97 385

LINEAS DE AGUA DE DESECHO

30.696 16 10 1 40.70 17

LINEAS DE MEJORADORA DE

FLUJO14.902 23 6.315 1 21.22 24

TOTALES 11,017.47 3496 2,482.09 1,814 1,213.60 818 3,946.86 2,439 862.80 325 19,522.82 8,892

ACTIVO INTEGRAL VERACRUZSERVICIO

TOTAL

Tabla 1.6 Censo de Ductos 2006

ACTIVO INTEGRAL BURGOS

AREA ALTAMIRAAREA CERRO

AZULACTIVO INTEGRAL

POZA RICA

Fuente: Censo Depto. Mantenimiento de Ductos y Vías de Acceso, A.I.P.R-A [1.10].

1.6.2 Instalaciones de Producción

El Activo Integral Poza Rica - Altamira (Área Poza Rica), cuenta actualmente con 88

Instalaciones de Producción, de las cuales 61 son Baterías de separación,

14 Estaciones de bombeo,13 Estaciones de Compresión; 2 Plantas de Inyección y dos

Centrales de Almacenamiento y Bombeo: C.A.B. Poza Rica y C.A.B. Tajín, como se

observa en la ( Gráfica 1.3).



GENERACIÓN”.


2

Fuente: Archivo Estadístico de la Coordinación Operativa de Explotación A.I.P.R-A [1.11].

1.7 Manejo de Gas, para Inyección a Pozos en el Área Poza Rica.

En los casos en la que la energía del yacimiento no sea suficiente para llevar el aceite

hasta la superficie, se utilizan diversos sistemas de bombeo, que reciben el nombre

genérico de “Sistemas Artificiales de Explotación”, los cuales se dividen en cuatro tipos:

Bombeo Mecánico, Bombeo Electro-Centrífugo, Bombeo Hidráulico y Bombeo

Neumático, en general los tres primeros trabajan bajo el mismo principio, utilizan una

bomba instalada dentro del pozo que es accionada en forma mecánica, eléctrica o

hidráulica, y el último sistema utiliza la fuerza expansiva del gas para elevar el aceite

[1.1].

En el área Poza Rica, el sistema artificial más empleado es el bombeo neumático, que

es el que se utiliza cuando se dispone de suficiente gas, los sistemas de compresión

adecuados, y la producción esperada paga los altos costos de instalación, operación y

mantenimiento.

Gráfica 1.3.- Distribuc ión Actual de las Instalaciones de Producción A.I.P.R.A (Área Poza Rica)

TOTAL INSTALS .

EST. BOMBEO

BATS. DE SEP.

92 61

EST. COMPR.

PTA. INYEC.

2

C. A. B.

Fuera de Operación.

93939393

1111

14 13

1111



GENERACIÓN”.


El mecanismo para elevar el aceite por medio del gas inyectado, se clasifica en dos

categorías:

(a) Bombeo continuo, en pozos con índice de productividad mayores a 0.5 B-d/ psi.

(b) Bombeo intermitente, en pozos con índice de productividad entre 0.2 y 0.5

B-d/psi.

Se aplica en el área Poza Rica ambos tipos de bombeo.

1.8 Planteamiento del Problema.

La Región Norte de PEMEX Exploración y Producción, área Poza Rica cuenta con una

considerable extensión de ductos de diferentes diámetros (3” hasta 24”), lo cual se

traduce en kilómetros de tubería instalada y enterrada dentro del marco normativo

existente, estas son el medio de transporte de la producción de hidrocarburos de gas y

aceite más seguro de todas las modalidades. Traduciéndose en la opción más rentable

y segura, visto desde el aspecto de confiabilidad, seguridad y costos.

Sin embargo, las autoridades gubernamentales y de Petróleos Mexicanos concientes de

la problemática existente por la antigüedad de los ductos y el alto crecimiento urbano de

la Cd. de Poza Rica; Ver, se han visto invadidos los Derechos de Vía de los ductos de

PEMEX, lo que se convierte en una preocupación general, por la falta de conocimiento

del estado de la integridad de los ductos. Pero, por que preocuparse?

Desde el año de 1989, ha existido de manera global: un incremento en el kilometraje de

ductos, el crecimiento en el volumen de productos transportados en ductos (debido a un

aumento en el consumo de energía) y el desarrollo de la población cercana a los

ductos, por lo que ha dado como resultado que los índices de accidentes mayores en



GENERACIÓN”.


ductos se acrecenté, el deterioro de la confianza del público, la credibilidad de la

empresa está en entredicho y como consecuencia la pérdida de imagen de la misma.

Es por esta razón, que se busca encontrar mediante el análisis comparativo de la

evaluación de defectos mediante 2 tecnologías de punta en el rubro de inspección

interna de ductos, con equipos de segunda y tercera generación, buscando la

confiabilidad de la información, los alcances de las detecciones, tipos de defectos,

limitaciones, criticidad, etc.; sin dejar fuera los rubros de seguridad, oportunidad y

costos. De esta manera, lograr que la confiabilidad de los ductos se encuentren dentro

de los parámetros establecidos por PEP. Identificando todos los peligros potenciales

presentes en el ducto o segmento, evaluando y mitigando los riesgos con el fin de

reducir la probabilidad y la consecuencia de los incidentes.

Actualmente en el Activo Integral Poza Rica-Altamira no se tiene establecida una

metodología a seguir para la utilización de un Diablo de Segunda Generación o un

Diablo de Tercera Generación. Por lo que resulta necesario el estudio de ambas

tecnologías para las ventajas que ofrece cada uno de ellos.

Los Diablos de Segunda y Tercera Generación son las herramientas más sofisticadas

que se tiene en Petróleos Mexicanos para la inspección interna de defectos en Ductos.

En la actualidad ambas tecnologías se utilizan, siendo los equipos de Segunda

Generación los de mayor utilidad. Sin embargo, no existen criterios para discriminar el

uso de este tipo de equipos de acuerdo al tipo de análisis que se desea realizar.

La infraestructura necesaria para el empleo de los Equipos de inspección de Segunda y

Tercera Generación es la misma, siendo esta, las Trampas de Envío y Recibo, ya que

los equipos de inspección se configuran de acuerdo al diámetro del ducto que se va a

examinar.



GENERACIÓN”.


Hoy por hoy, no existe compañía alguna que cuente con una tecnología de inspección

que detecte y dimensione todos los defectos típicos potenciales que se presenta en un

ducto de transporte de hidrocarburos. Por lo que la incursión en la investigación de

mejoras para el empleo de tecnologías de inspección, deberá dirigirse a las debilidades

que presenta cada una de las tecnologías de inspección.

1.9 Resumen del Capítulo

Brevemente, se presentá el historial de las actividades petroleras en el Activo Integral

Poza Rica – Altamira (área Poza Rica), aludiendo desde los orígenes del Petróleo, el

inicio de las actividades en los rubros de explotación y producción de los primeros

pozos en el auge petrolero, cifras de producción del Activo de Producción Poza Rica, su

estructura potencial en términos de activos, reservas actuales de producción de

hidrocarburos de la Región Norte, finalmente se muestra el planteamiento del problema,

debido al incremento en el kilometraje de ductos, estado de los mismos, antigüedad de

servicio, el constante crecimiento y urbanización de las comunidades que da por ende

la invasión de los Derechos de Vía de PETRÓLEOS MEXICANOS, siendo uno de los

principales motivos para la realización del presente trabajo de tesis. Sin embargo, es

necesario comprender el tipo de mantenimiento predictivo que se aplica a ductos de

transporte de hidrocarburos, el cual se expone en el siguiente capítulo, ya que se

presentan sus principales métodos que se emplean para la reparación de fallas

detectadas por la herramienta de inspección interna con equipo instrumentado

inteligente mediante la aplicación de dos tecnologías de vanguardia y con ello

determinar cual de las dos tecnologías es la mejor en la detección de fallas internas de

los ductos.



GENERACIÓN”.


1.10 Referencias.

[1.1] C. F. González Carrillo; Curso para Ingenieros No Petroleros “La Exploración y

Explotación de los Hidrocarburos”, Poza Rica; Ver, Mayo 2005. [1.2] Documentos históricos, Biblioteca de PEMEX Exploración y Producción, Poza

Rica. Galería de fotos 1977. [1.3] “El PETRÓLEO” Gerencia de Información y Relaciones Publicas de Petróleos

Mexicanos, México, 1984. [1.4] Documentos Representativos Regionales, PEMEX Exploración y Producción,

Región Norte, Agosto 1995. [1.5] Intranet de PEMEX Exploración y Producción, http.//www.nte.dpep.

PEMEX.com./Webnor, 2006. [1.6] Centro Operativo Recursos Humanos, Activo Integral Poza Rica – Altamira,

Febrero 2005.

[1.7] Archivo del Depto. de Operación de Pozos, Activo Integral Poza Rica – Altamira, Febrero 2005.

[1.8] A. Narváez Ramírez, “Testimonios 2004 y Perspectivas 2005 REGIÓN NORTE,

PEMEX Exploración y Producción,” Noviembre 2004, Dirección Editorial. [1.9] Archivo del Depto. Equipo Dinámico y Sistemas Auxiliares, Activo Integral Poza

Rica – Altamira. Febrero 2005. [1.10] Censo del Departamento de Mantenimiento de Ductos y Vías de Acceso, AIPR-

A, Agosto 2006. [1.11] Archivo Estadístico de la Coordinación Operativa de Explotación AIPR-A, Julio

2005.



GENERACIÓN”.


Se exponen los métodos usuales para la inspección de ductos indicando las ventajas y desventajas, los programas de mantenimiento para corregir las fallas más incidentes y algunos procesos de prevención.

“MANTENIMIENTO TÍPICO PREDICTIVO A DUCTOS”



GENERACIÓN”.


2.1 Generalidades

El mantenimiento de ductos en Petróleos Mexicanos, durante sus primeros cuarenta

años, se destacó por ser realizado, en gran parte, por medio de administración directa,

a través de la mano calificada de su personal. Durante los años 80´s, sus

administraciones comenzaron a contemplar las ventajas de la realización de algunos

trabajos de mantenimiento por terceros, teniendo lo anterior, como ventajas, una menor

concentración de activos por equipos de alta especialidad, con empleo inconsistente y

reducción de costos por administración.

El mantenimiento típico convencional de ductos en la Región Norte, Activo Integral Poza

Rica – Altamira, se realiza principalmente bajo el esquema de contratación, aplicando

las tres fases del mantenimiento: predictivo, preventivo y correctivo. Se hace la

aclaración, que en el presente trabajo, en lo correspondiente a las tres fases de

mantenimiento a ductos, solo se analiza la primera fase (lo que se le llama

mantenimiento típico predictivo) de acuerdo al alcance proyectado; ya que solamente

este tipo de mantenimiento encierra el objetivo primordial de este trabajo, que son “El

análisis y comparación de la evaluación de defectos entre estudios realizados con

equipo instrumentado inteligente de segunda y tercera generación”, para la

identificación de la mejor tecnología a emplear en cuanto a los rubros de confiabilidad,

seguridad y costos en el mantenimiento aplicado a los ductos del área Poza Rica.

Sin embargo, dentro de este capítulo se describen brevemente las otras dos fases del

mantenimiento a ductos para efecto de información. Es importante observar que, las

actividades predictivas proporcionan información de las condiciones físicas de los

ductos por medio de ensayos no destructivos.



GENERACIÓN”.


En la fabricación y construcción de componentes, equipos e instalaciones, las

actividades son principalmente: el diseño, la fabricación, el montaje y finalmente la

inspección y las pruebas. En este último caso, que normalmente se practican son:

• Pruebas destructivas

• Pruebas no destructivas

El objetivo principal de las pruebas destructivas es determinar cuantitativamente las

propiedades de los materiales (resistencia mecánica, la tenacidad, impacto, etc.). Estas

consisten en la destrucción de la probeta o la pieza empleada. Este tipo de pruebas son

necesarias para comprobar si las características de un material cumplen con lo

especificado durante el diseño. Debe observarse que estas pruebas no se pueden

aplicar a las partes o componentes en servicio.

Por otra parte, las pruebas no destructivas consisten en la aplicación de métodos físicos

indirectos, que tienen la finalidad de verificar la sanidad de las piezas examinadas. El

objetivo es evaluar su homogeneidad y continuidad del componente; estas pruebas no

sustituyen a los ensayos destructivos, sino que los complementan. Para comprender el

campo de aplicación de las pruebas no destructivas, primero conviene recordar los

modos de falla de componentes en servicio [2.1].



GENERACIÓN”.


Tabla 2.1 Fallas de Componentes en Servicio

- SOBRECARGA

σ0 O σMAX ES EXCEDIDO CAUSAS:

• MAL DISEÑO ( INCLUYE CONCENTRACIÓN DE ESFUERZOS ) • NEGLIGENCIA • ACCIDENTES

- DESGASTE

PÉRDIDA DE VOLUMEN POR ABRASIÓN, DEFORMACIÓN O ATAQUE QUÍMICO.

FALLAS EN MATERIALES

- DAÑO INTERNO

• CORROSIÓN

SUPERFICIAL O INTERNA • FATIGA • TERMOFLUENCIA

Fuente: Curso de Integridad Mecánica 2003, GAID [2.2].

Las pruebas no destructivas, como su nombre lo indica, no alteran de forma

permanente las propiedades físicas, químicas, mecánicas o dimensionales de un

material. Por ello, no inutilizan las piezas que son sometidas a los ensayos y tampoco

afectan de forma permanente las propiedades de los materiales que las componen.

2.2 Inspección Directa .

Con la finalidad de localizar y dimensionar los defectos en un ducto para evaluar el

riesgo de falla y poder determinar el tipo de reparación, se requiere de inspecciones no

destructivas. Estas se describen con las siguientes secciones de este punto.

2.2.1 Inspección Visual

Esta prueba no destructiva se rige por el código ASME B31.3 [2.3], ASME B31.4 [2.4],

ASME B31.8 [2.5], la práctica recomendada SNT-TC-1A [2.6], y MX 482 [ 2.7].



GENERACIÓN”.


Se recomienda la aplicación de este método para detectar y dimensionar los defectos

en la superficie exterior de la pared del ducto o equipo, siempre que esta se encuentre

al descubierto, ya sea por ser instalación aérea o por la práctica de excavación o

inspección submarina, previa remoción del recubrimiento, si éste es de un grosor tal

que impida la observación de la superficie.

Los defectos detectables por Inspección Visual incluyen: picaduras, abolladuras,

entallas, fugas, defectos externos de uniones soldadas, anomalías en soportería,

deformación, pliegues, defectos de recubrimiento, vibración y contacto físico con

cuerpos y estructuras ajenas al ducto.

Fig. 2.1 Inspección Visual

Requisitos para Inspección Visual:

• El personal debe someterse a un examen de agudeza visual cercana

anualmente.

• En algunos casos, el examen de discriminación cromática es necesario para

comprobar la capacidad de detectar variaciones de color.



GENERACIÓN”.


• Conocimiento de las discontinuidades que pueden detectarse al componente a

inspeccionar.

Equipos usados en la Inspección Visual:

• Endoscopios (boroscopios) rígidos y flexibles para áreas internas, cerradas o

poco accesibles.

• Sensores de imagen para registro visual en forma de fotografías, videocintas o

imágenes en computadora.

• Sistemas de amplificación para la evaluación de acabados superficiales, perfiles,

contornos, y estudios de micro estructura.

• Equipos de metrologia dimensional.

• Lentes de aumento (5X y 10 X).

Fig. 2.2 Endoscopio Rígido.



GENERACIÓN”.


Las ventajas de la inspección visual son:

• Se emplea en cualquier etapa de un proceso productivo.

• Muestra las discontinuidades más grandes y señala otras que pueden detectarse

de forma más precisa por otros métodos.

• Su costo es el más bajo de todos los ensayos no destructivos.

Las limitaciones de la inspección visual son:

• La calidad de la inspección visual depende en gran parte de la experiencia y

conocimiento del inspector.

• Está limitada a la detección de discontinuidades superficiales.

• La calidad de la inspección visual dependerá de la agudeza visual del inspector o

de la resolución del sistema.

• Cuando se emplean sistemas de observación directa, como son las lupas y los

endoscopios sencillos, la detección de discontinuidades puede ser difícil si las

condiciones de la superficie sujeta a inspección y la iluminación no son las

adecuadas.

2.2.2 Líquidos Penetrantes

Esta prueba no destructiva se rige por el código ASME B31.3 [2.3], ASME B31.4 [2.4],

ASME B31.8 [2.5], la práctica recomendada SNT-TC-1A [2.6], MX 482 [2.7] y API-1104 [2.8].

Es un método de inspección superficial del tipo físico químico que consiste en aplicar a

la superficie de una pieza, un líquido con pigmentación contrastante o fluorescente para

que penetre por capilaridad en las posibles discontinuidades. Se aplican para localizar

defectos abiertos a la superficie del objeto que se prueba por medio de brocha, rocío,

lujo o baño. Para que penetre el líquido en los defectos, se requiere tiempo (1-30

minutos). El exceso de penetrante se quita después cuidadosamente de la superficie, y

la capa absorsiva, conocida como revelador, se aplica al objeto para sacar penetrante



GENERACIÓN”.


de los defectos y, así mostrar su localización, forma y tamaño aproximado. El revelador

típico es un polvo fino, como talco generalmente en suspensión en un líquido.

Este método permite detectar, ubicar y dimensionar discontinuidades superficiales en

conexiones de accesorios y juntas soldadas de tuberías, como poros, picaduras y

entallas agudas.

Los líquidos penetrantes se clasifican en:

• Líquidos fluorescentes.

• Líquidos contrastantes.

De los cuales existen tres tipos:

• Removible con agua.

• Post emulsificante.

• Removible con solventes.

Fig. 2.3 Discontinuidades Detectables con líquidos Penetrantes



GENERACIÓN”.


Fig. 2.4 Inspección con Líquidos Penetrantes

Requisitos de la inspección por líquidos penetrant es.

Antes de iniciar las pruebas de Líquidos Penetrantes, es conveniente tener en cuenta la

siguiente información [2.9]:

1.- Es muy importante definir las características de las discontinuidades y el nivel de

sensibilidad con que se las quiere detectar, ya que si son relativamente grandes o se

quiere una sensibilidad entre baja y normal, se recomienda emplear penetrantes

visibles; pero si la discontinuidad es muy fina y delgada o se requiere de una alta o

muy alta sensibilidad, es preferible emplear los penetrantes fluorescentes.

2.- Otro factor de selección es la condición de la superficie a inspeccionar; ya que si es

una superficie rugosa o burda, como sería el caso de una unión soldada o una pieza

fundida, se debe emplear un penetrante líquido removible con agua. Pero si la

superficie es tersa y pulida, es preferible utilizar un penetrante removible con



GENERACIÓN”.


solvente. Finalmente, cuando se requiere una inspección de alta calidad o con

problemas de sensibilidad, se puede usar un penetrante post-emulsificable.

3.- Una vez seleccionado uno o varios proveedores, nunca se deberán mezclar sus

productos; como por ejemplo, emplear el revelador del proveedor A con un

penetrante del proveedor B o un penetrante de una sensibilidad con un revelador de

otra sensibilidad, aunque ambos sean fabricados por el mismo proveedor.

Las ventajas de los líquidos penetrantes son:

• Muy sensibles para la detección de discontinuidades expuesta a la superficie.

• La configuración de las piezas a inspeccionar no representa un problema para la

inspección.

• Relativamente fácil de aplicar.

• Brindan buena sensibilidad.

• Bajo costo de inspección.

• Son rápidos en cuanto a la aplicación.

• Requiere pocas horas de entrenamiento y experiencia inicial.

• El equipo es portátil, por lo que es aplicable en campo.

Limitaciones de los líquidos penetrantes:

• Sólo detecta discontinuidades superficiales y a materiales no porosos.

• Se requiere de una buena limpieza previa a la inspección.

• No se proporciona un registro permanente de la prueba no destructiva.

• Una selección incorrecta de la combinación de revelador y penetrante puede

ocasionar falta de sensibilidad en el método.

• Es difícil quitarlo de roscas, ranuras, huecos escondidos y superficies ásperas.



GENERACIÓN”.


2.2.3 Partículas Magnéticas

Esta prueba no destructiva se rige por el código, la práctica recomendada se indica en

SNT-TC-1A [2.6], NMX 482 [2.7], y ASME B 31 [2.10]. Es un método no destructivo para

determinar discontinuidades en, o cerca de, la superficie de los materiales

ferromagnéticos. Su inspección es más rápida que con los líquidos penetrantes. Su

principio es la alteración o distorsiones del campo magnético que se induce en un

material ferromagnético; cuando la pieza presenta discontinuidades perpendiculares a

las líneas del campo magnético. Las distorsiones atraen a las partículas magnéticas,

aplicadas en forma de polvo y se producen las indicaciones que se observan

visualmente de manera directa o bajo la luz ultravioleta.

(a) (b)

Fig. 2.5 (a) Formación de las Indicaciones con Partículas Magnéticas y (b) Efecto de la Forma de la Discontinuidad.



GENERACIÓN”.


Fig. 2.6 Efecto de la Profundidad y Orientación de las Discontinuidades

Fig. 2.7 Inspección con Partículas Magnéticas.



GENERACIÓN”.


Actualmente existen 32 variantes del método, que al igual que los líquidos penetrantes

sirven para diferentes aplicaciones y niveles de sensibilidad. En este caso, antes de

seleccionar alguna de las variantes, es conveniente estudiar el tipo de piezas a

inspeccionar, su cantidad, forma y peso, a fin de que el equipo a emplear sea lo más

versátil posible; ya que con una sola máquina es posible efectuar al menos 16 de las

variantes conocidas.

Requisitos de la inspección por partículas magnétic as.

Antes de iniciar la inspección por Partículas Magnéticas, es conveniente tomar en

cuenta los siguientes datos:

1.- La planificación de este tipo de inspecciones se inicia al saber cuál es la

condición de la superficie del material y el tipo de discontinuidad a detectar. Así

mismo deben conocerse las características metalúrgicas y magnéticas del

material a inspeccionar; ya que de esto dependerá el tipo de corriente, las

partículas a emplear y, en caso necesario, el medio de eliminar el magnetismo

residual que quede en la pieza.

2.- Al igual que en el caso de los líquidos penetrantes, una vez seleccionado uno o

varios proveedores, nunca se deben mezclar sus productos, como puede ser el

caso de emplear las partículas del proveedor A con un agente humectante del

proveedor B o las partículas de diferentes colores o granulometrías fabricadas

por el mismo proveedor.

Conviene destacar que con este método sólo pueden detectarse las discontinuidades

perpendiculares a las líneas de fuerza del campo magnético. De acuerdo al tipo de

magnetización, los campos inducidos son longitudinales o circulares. Además, la

magnetización se genera o se induce, dependiendo de si la corriente atraviesa la pieza



GENERACIÓN”.


inspeccionada, o si ésta es colocada dentro del campo generado por un conductor

adyacente.

Es importante tomar en cuenta que los cambios de permeabilidad magnética en el

material pueden formar indicaciones falsas o no relevantes; un caso es:

• Las uniones soldadas y los tratamientos térmicos.

La corriente de magnetización se selecciona en función de la localización probable de

las discontinuidades, si son superficiales, solo se debe emplear corriente alterna, ya que

ésta proporciona una mayor sensibilidad para la detección de discontinuidades

superficiales; pero es ineficiente para la identificación de discontinuidades

subsuperficiales. Para detectar defectos superficiales y subsuperficiales, es

recomendable que utilizar corriente rectificada de media onda, ya que esta presenta una

mayor penetración de flujo en la pieza, permitiendo la localización de discontinuidades

por debajo de la superficie. Así mismo, la magnetización con bobina (solenoide)

requiere que la pieza llene el diámetro interior de la bobina. Además, entre más sea el

número de vueltas (espiras) que tenga una bobina, presentará un mayor poder de

magnetización.

Cuando la pieza es de forma cilíndrica, se emplea la técnica de cabezales, que produce

magnetismo circular y permite la identificación de defectos paralelos al eje mayor de la

pieza. Para la inspección de piezas con alta permeabilidad y baja retentividad, como es

el caso de los aceros al carbono o sin tratamiento térmico de endurecido, es

recomendada la técnica de magnetización continua; esto es, mantener el paso de la

energía eléctrica mientras se efectúa la inspección. Cuando las piezas son de alta

retentividad, se acostumbra emplear el campo residual (magnetismo residual). En este

caso, se hace pasar la corriente de magnetización y posteriormente se aplican las

partículas.



GENERACIÓN”.


Las partículas secas se usan cuando se requiere detectar discontinuidades

relativamente grandes. Preferentemente, las partículas en suspensión se utilizan para

detectar discontinuidades muy pequeñas y cerradas.

Se emplearán partículas de color oscuro (negras o azules) para piezas recién

maquinadas y partículas de colores claros (grises o blancas) para piezas con

superficies oscuras. Cuando se desea una mayor sensibilidad, se recurre al uso de

partículas fluorescentes.

La aplicación de las partículas puede hacerse de las siguientes maneras: con partículas

secas, primero se hace pasar la corriente de magnetización y al mismo tiempo rociar las

partículas. Por otro lado, con partículas en suspensión, primero se aplica la solución

sobre la superficie a inspeccionar e inmediatamente después se hace pasar la corriente

de magnetización. La corriente de magnetización debe mantenerse durante el tiempo

de aplicación de las partículas.

La inspección visual de las indicaciones se efectuará durante la magnetización y puede

continuarse después de que el campo magnético se haya estabilizado, las

discontinuidades quedarán indicadas por la retención de las partículas magnéticas.

Tómese en cuenta que algunos materiales presentan magnetismo residual, por lo tanto

en ocasiones es necesario efectuar la desmagnetización de la pieza, para evitar que el

magnetismo residual afecte el funcionamiento o el procesamiento posterior de la misma.

La desmagnetización consiste en aplicar un campo magnético que se va reduciendo de

intensidad y cambiando de dirección hasta que el magnetismo residual en el material

queda dentro de los límites de aceptación. Como regla general se recomienda que si se

utiliza corriente alterna, se desmagnetice con corriente alterna; de manera similar, si se

magnetiza con corriente rectificada, se debe desmagnetizar con corriente rectificada.



GENERACIÓN”.


Las ventajas son:

• Requiere de un menor grado de limpieza.

• La inspección es más rápida que los líquidos penetrantes y de bajo costo.

• Equipo relativamente simple, provisto de controles para ajustar la corriente, y un

amperímetro visible para verificar la fuerza magnetizante.

• Detecta discontinuidades superficiales y subsuperficiales.

• Es adaptable a muestras pequeñas o grandes.

Las limitaciones son:

• Es aplicable solamente a materiales ferromagnéticos; en soldadura, el metal

depositado debe ser también ferromagnético.

• La detección de una discontinuidad dependerá de muchas variables:

permeabilidad del material, el tipo, localización y orientación de la discontinuidad

y la cantidad y tipo de corriente magnetizante utilizada.

• No detectan discontinuidades paralelas al campo magnético.

2.2.4 Ultrasonido Industrial.

La siguiente prueba de ensayo no destructivo se rige por el código ANSI B31.3 [2.3],

ASME B31.4 [2.4], ASME B31.8 [2.5], la práctica recomendada SNT-TC-1A [2.6], ASTM

E273 [2.11], ANSI B16.34 [2.12], ANSI/ASME BPV [2.13]. La Inspección Ultrasónica es una

vibración mecánica con un rango mayor al audible, la cual se trasmite a través de un

medio físico y es orientado, registrado y medido en decibelio y Hertz. Se fundamenta en

la capacidad de los materiales para transmitir ondas de sonido de alta frecuencia y la

interacción de ambos determinan la sanidad, espesor de pared y variaciones de la



GENERACIÓN”.


estructura interna del material. Es decir, la Impedancia Acústica, la cual es la resistencia

que oponen los materiales al paso de una onda ultrasónica, es igual al producto de la

velocidad de propagación de un modo de vibración dado por la densidad del material.

Este método permite detectar y dimensionar discontinuidades internas de carácter

planar, que presenten un área lo suficientemente grande para producir la reflexión de un

haz ultrasónico introducido en forma perpendicular (haz recto) u oblicua (haz angular) a

la pared del componente. También mide el espesor de pared en el componente.

Las ondas ultrasónicas pasan a través de los sólidos y son reflejados al llegar a los

límites de éstos. En los puntos donde existe una discontinuidad, las ondas no pueden

pasar y son reflejadas produciendo un eco. Este se muestra en un tubo de rayos

catódicos, revelando la presencia de los defectos. Se envían ondas ultrasónicas de muy

baja longitud de onda y a muy alta frecuencia, la cual puede detectar vacancias,

impurezas, cambios de densidad, interfases de material.

En las fig. 2.8 y 2.9 se muestra el proceso de inspección de ensayos no destructivos

mediante el método de ultrasonido Industrial.



GENERACIÓN”.


Fig. 2.8 Formas de Reflexión del Ultrasonido

Fig. 2.9 Método de Ultrasonido (Haz Angular)



GENERACIÓN”.


Con el uso de un transductor de haz angular en un miembro tubular, en dirección

paralela al eje del tubo, la situación es la misma que para una placa plana del mismo

espesor y la curvatura del tubo no está involucrada en el cálculo de la trayectoria del

haz ultrasónico.

Fig. 2.10 Barrido para Detección de Fallas.

Sus ventajas son:

• Requiere acceso a solo un lado de la superficie de la pieza.

• Buena resolución.

• Puede determinarse la localización y tamaño del defecto.

• Indicación instantánea de la discontinuidad.

• No es peligroso al ser humano.

• Los resultados son obtenidos al momento de realizar el ensayo.



GENERACIÓN”.


El ultrasonido presenta las siguientes limitaciones:

• Requiere que la discontinuidad pueda reflejar la onda ultrasónica, lo cual

depende de la geometría y el material.

• Se requiere de una superficie más o menos plana y lisa para poder acoplar el

transductor.

• La interpretación de resultados requiere experiencia y conocimientos amplios.

2.2.5 Radiografía Industrial.

La siguiente prueba de ensayo no destructivo se rige por el código ASME B31.3 [2.3],

ASME B31.4 [2.4], ASME B31.8 [2.5]. La práctica recomendada SNT-TC-1A [2.6], NMX

482 [2.7] y API- 1104 [2.8]. Dentro de los ensayos no destructivos (END), la Radiografía

Industrial es uno de los métodos más antiguos y de mayor uso en la industria. Por lo

que continuamente se realizan nuevos desarrollos que modifican las técnicas

radiográficas aplicadas al estudio, no sólo de materiales, sino también de partes y

componentes; todo con el fin de hacer más confiables los resultados durante la

aplicación de la técnica. Permite asegurar la integridad y confiabilidad de un producto, y

detectar discontinuidades macroscópicas y variaciones en la estructura interna o

configuración física de un material.



GENERACIÓN”.


Fig. 2.11 Método de Inspección Radiográfica.

Principio del Método

Los métodos de prueba radiográficos emplean rayos X, rayos gamma, o similar

radiación penetrante para revelar defectos, discontinuidades, inclusiones, espesor o

estructura de los objetos. Este método aprovecha la facilidad con que los rayos X o

gama pueden penetrar materiales opacos. Si existe una falla, esta aparece más clara

en una película sensible a la radiación, debido a que los rayos penetran menos material

en estas discontinuidades.

La radiación ionizante que logra traspasar el objeto puede ser registrada por medio de

la impresión en una placa o papel fotosensible, que posteriormente se somete a un

proceso de revelado para obtener la imagen del área inspeccionada; o bien, por medio

de una pantalla fluorescente o un tubo de video, para después analizar su imagen en

una pantalla de televisión o grabarla en una cinta de video. En términos generales, es



GENERACIÓN”.


un proceso similar a la fotografía, con la diferencia principal de que la radiografía

emplea rayos X o rayos Gamma y no energía luminosa.

Es común en la radiografía el uso de un penetrámetro. Este está hecho del mismo

material a analizar y contiene alguna característica de dimensiones conocidas. Así se

comparan las imágenes radiográficas. También se puede usar un programa de análisis

de imágenes que pueden revelar diferencias muy sutiles de intensidad fotográfica que

significan diferencias de espesor.

Las ventajas de la radiografía es que se aplica a todo tipo de materiales y proporciona

un registro visual del interior del material inspeccionado.

Sus Ventajas son:

• Es un excelente medio de registro de inspección.

• Su uso se extiende a diversos materiales.

• Se obtiene una imagen visual del interior del material.

• Se obtiene un registro permanente de la inspección.

• Descubre los errores de fabricación y ayuda a establecer las acciones

correctivas.

Las limitaciones de la radiografía son:

• No es recomendable utilizarla en piezas de geometría complicada.

• La pieza de inspección debe tener acceso al menos por dos lados.

• Su empleo requiere el cumplimiento de estrictas medidas de seguridad.

• El personal debe estar altamente capacitado, calificado y con experiencia.

• Requiere de instalaciones especiales como son: el área de exposición, equipo de

seguridad y cuarto oscuro para el proceso de revelado.

• Las discontinuidades de tipo laminar no pueden ser detectadas por este método.



GENERACIÓN”.


2.2.6 Emisión Acústica

Se rige por la siguiente Normatividad ASME B31.3 [2.3], ASME B31.4 [2.4], ASME B31.8

[2.5]. La práctica recomendada SNT-TC-1A [2.6] y NMX 482 [2.7]. Es una técnica dinámica;

esto significa que detecta la actividad de un defecto bajo la acción de una carga,

presión o esfuerzo. Su principio es el siguiente: al activarse un defecto, se producen

vibraciones mecánicas elásticas, o sea ondas acústicas, en el material, las cuales son

detectadas por un transductor piezoeléctrico. Por lo tanto, para que se produzca una

señal acústica, el defecto debe estar “activo”, por lo que se requiere una fuerza

impulsora durante la prueba.

Una de las principales características de la emisión acústica es el efecto “Káiser”, que

consiste en una vez que el material ha sido sometido a un esfuerzo y ha producido una

emisión, es necesario superar ese nivel de esfuerzo para obtener una nueva emisión,

en otras palabras la prueba es irreversible o irreproducible.

La señal captada es procesada y clasificada por sus atributos de amplitud, frecuencia,

duración, energía y tiempo de llegada. Esta técnica es útil para determinar si un defecto

está creciendo y si degrada la resistencia estructural, además de permitir la localización

del defecto. Es una técnica muy sensible y que puede cubrir áreas muy grandes en una

sola prueba, en comparación con otra técnica de ensayo no destructivo.

Consecuentemente, la interpretación de resultados es sumamente complicada y

requiere amplio conocimiento del comportamiento mecánico de los materiales.

Todas las técnicas de ensayos no destructivos, al término de la inspección, deberán

incluir un reporte, el cual contendrá lo siguiente:

• Estado de la superficie del tubo.

• Condiciones del terreno.



GENERACIÓN”.


• Localización de costuras.

• Daño físico.

• Deformaciones y curvatura del tramo, etc.

Cada reporte debe contener la siguiente información:

• Distancia absoluta del tubo inspeccionado.

• Diámetro, espesor medio y longitud del tramo inspeccionado

• Esquema del tramo del ducto con la ubicación del defecto

• Identificación y dimensiones de indicaciones.

• Localización de costuras.

2.3 Inspección Indirecta.

Aspectos Generales

Los equipos inteligentes instrumentados están construidos de materiales resistentes al

desgaste por fricción, generalmente de materiales como el poliuretano, estos

generalmente se constituyen por tres partes principales:

• Sistema Energético.

• Sistema de Medición.

• Sistema de Adquisición de datos y

• Sistema de Rotación.

Existen de diferentes tamaños diámetro y longitud, esta última dependerá del número

de módulos que se le agreguen al equipo.



GENERACIÓN”.


Sobre el método de inspección indirecta se menciona en este capítulo de manera

indicativa, debido a que posteriormente se adentrará más a la diversidad de equipos,

tipos, sus aplicaciones, limitaciones, etc.

Para ductos donde no es posible inspeccionar directamente, ya sea por las condiciones

del ambiente, tiempo o cantidad de ductos a inspeccionar, consecuentemente se opta

por equipos especiales como lo son el equipo instrumentado de inspección.

El uso de vehículos inteligentes (Diablo Instrumentado), se inició a finales de los

setentas, aumentando su utilización en los últimos años; La capacidad de inspección de

los equipos de inspección interna ha mejorado debido a los progresos en tecnología de

sensores y en la informática. A pesar de todos los progresos, en el diseño mecánico de

los equipos, la tecnología de inspección con vehículo inteligente no debe verse como

infalible, ya que cada herramienta tiene limitaciones en su capacidad de inspección, que

deben ser observadas [2.14].

Fig. 2.12 Método de Inspección Indirecta por Diabl o Instrumentado



GENERACIÓN”.


Fig. 2.13 Corrida de Diablo Instrumentado.

Las principales causas de resultados no satisfactorios han sido:

• Falta de información técnica requerida de la instalación a inspeccionar, para

calibrar correctamente el vehículo inteligente.

• Selección incorrecta de la técnica de inspección y la

• Falta de pericia para interpretar y analizar resultados.

Respecto a la frecuencia de inspección con equipo inteligente, esta depende de la

filosofía de Inspección, de las condiciones de operación y de la geometría del ducto.

Siendo las ventajas y beneficios de la inspección las siguientes:

• Operación segura del ducto.

• Protección ambiental.

• Cumplimiento de normas, reglamentos y leyes.

• Impacto financiero.



GENERACIÓN”.


• Percepción pública.

2.4 Programas de Mantenimiento Típico Predictivo .

El mantenimiento predictivo típico o tradicional se realiza con base en programas que

pueden ser establecidos por:

• Condición o estado del ducto: esto se realiza mediante la inspección periódica

u ocasional que identifica las anomalías existentes y se establece si hay

necesidad de reparación. Es aquí donde se aplican todas las inspecciones no

destructivas descritas anteriormente.

• Especificación: el fabricante de la tubería o en su caso el contratista constructor

del ducto, entrega un programa de mantenimiento que generalmente va asociado

a una garantía. En este caso, la reparación se realiza según el programa

recibido, sea necesaria o no (por lo regular no se realiza algún tipo de inspección

para verificar que tan necesaria es la reparación).

• Falla: la ocurrencia de una falla obliga a la reparación y por lo general se efectúa

una inspección del resto del ducto par detectar otros daños similares a los que

causaron la falla.

Estas tres maneras de programar el mantenimiento, requieren de un criterio base para

determinar la necesidad de una reparación, con excepción de la última (por falla), que

es inmediata en los componentes fallados. Este criterio es la comparación con un valor

preestablecido en una norma. El problema de los valores de las normas en la

actualidad, es que la gran mayoría son especificaciones de fabricación y resultan ser

demasiado estrictas para los tamaños de defecto que normalmente se presentan en la

línea y que la experiencia demuestra que pudieran ser aceptables.



GENERACIÓN”.


Bajo esta perspectiva, el mantenimiento predictivo se convierte esencialmente en un

mantenimiento correctivo, aún el establecido por especificación, pues en el fondo este

asume que la línea está en condición de falla cuando se ha cumplido su plazo de

servicio especificado. Esta situación provoca que una enorme cantidad de indicaciones

de defectos sean dictaminadas para reparación inmediata impactando fuertemente

presupuestos y programas de mantenimiento.

2.5 Mantenimiento Preventivo y Correctivo a Duc tos

2.5.1 Mantenimiento Preventivo

Las actividades preventivas son la base para conservar la integridad de los ductos entre

ellas se describen las siguientes:

2.5.1.1 Protección Interior

En los ductos de acero utilizados para el transporte de hidrocarburos, es necesario

establecer un programa de evaluación y control para minimizar los daños originados por

la corrosión en el interior de las tuberías por el fluido que se transporta.

Consecuentemente, se debe conocer su calidad, conociendo entre otros contaminantes,

los siguientes: Bacterias, Dióxido de Carbono, Cloruros, Ácidos Orgánicos, Oxígeno,

Sólidos ó precipitados, Parafinas, Agua, Sales o incrustantes, Ácido Sulfhídrico y

derivados del Azufre. La protección interior de un ducto es considerada desde la

ingeniería de diseño, la cual, en algunos casos, incluye: el tratamiento con inhibidores

de corrosión, el suministro, instalación y operación del equipo y accesorios necesarios;

el tratamiento de fluidos antes de entrar al ducto; incrementar la frecuencia de la

limpieza interior mediante corrida de “diablos” y el tipo de recubrimiento interior del

ducto o la combinación de estos métodos.



GENERACIÓN”.


Si desde la etapa de diseño del ducto se sabe, por la naturaleza del fluido a trasportar,

de la posibilidad de la acumulación de sedimento, agua o materiales corrosivos,

además de las trampas de “diablos”, se deben implementar equipos y dispositivos

necesarios para la limpieza del ducto tales como filtros, separadores, desfogues, etc.

También se evita desde el diseño: sitios confinados, asociados con bridas ciegas,

codos, uniones laterales, etc. Es conveniente incluir trampas, venteos y drenajes en

donde se acumulen los contaminantes corrosivos y estar así en posibilidades de

eliminarlos periódicamente.

Los métodos indicados a continuación se aplican en forma individual o combinados, de

acuerdo al criterio del ingeniero de corrosión, considerando los antecedentes de

corrosividad de los fluidos transportados y de los objetivos fijados en el programa de

control de corrosión interior.

2.5.1.2 Diablos de Limpieza.

Es un dispositivo con libertad de movimiento, que se inserta en un ducto de transporte

de hidrocarburos para realizar funciones operacionales de mantenimiento, también son

conocidos como “Raspa Tubos”. Existen en una gran variedad de tamaños, desde 4”

hasta 36” Ø, con aplicaciones específicas y de varios tipos en su construcción, copas,

discos, esferas, cepillos, imanes, etc.; todo con el objetivo de efectuar una corrida de

limpieza y mantener limpia la superficie interna de los ductos.

Cuando un operador de un ducto contempla una corrida de diablo de limpieza en el

ducto, éste debe considerar algunos factores importantes como:

• El propósito del Pig (Diablo).

• Las condiciones de operación del ducto.

• El diseño del sistema.



GENERACIÓN”.


• Los riesgos involucrados.

• El tipo de Diablos disponibles.

Si el operador se enfrenta con condiciones tales como la remoción de grandes

depósitos de parafina o costras de corrosión a presiones y flujos bajos en líneas en

serie (multidiametralmente), válvulas de reducción, o tal vez en una situación de “Perder

su trabajo si estanca el diablo”, luego entonces la selección de Pigs (Diablos) se

convierte en una decisión importante. Existe una lista de diseños disponibles de

Diablos, desafortunadamente, no es muy larga. Las mejores opciones para los diablos

de limpieza son de tipo esfera, de copa, de disco con calibradores de acero o uretano y

diablos de gel y de espuma. Los cuales son herramientas versátiles y accesibles del

operador.

La corrida de un Diablo de Limpieza (Polly Pig) es de la misma manera que otros

diablos no inteligentes utilizados en ductos de transporte de hidrocarburos. Este es

propulsado a través del ducto por un líquido o un gas, y lleva a cabo el trabajo que se

encomienda ya sea de lavado, limpieza, o separación del producto. El cuerpo del diablo

de limpieza está construido de una espuma especial de uretano, que es flexible y

resistente al desgaste. La estructura de celda abierta de espuma, permite la igualación

de la presión en todo el cuerpo. El diablo puede ajustarse diametralmente a

reducciones y obstáculos que tal vez impidan el viaje seguro de otros diablos. Un

recubrimiento elastomérico, similar al material de uretano usado para las copas y

esferas, puede ser aplicado a la superficie de contacto (la parte del diablo que toca la

pared del tubo) agregando resistencia al desgaste y su capacidad de sellar. Superficies

abrasivas, tal como los cepillos de alambre de acero pueden agregarse para

incrementar la habilidad de limpieza [2.15].



GENERACIÓN”.


2.5.1.3 Inhibidores de Corrosión.

Cuando se transportan fluidos corrosivos, debe considerarse la adición de inhibidores

como una medida para mitigar la corrosión, en el mercado existen numerosos tipos y

formulaciones de inhibidores de corrosión, cada uno con características químicas,

físicas y de manejo particular, debiendo usar los apropiados para aplicaciones

específicas.

La selección adecuada de un inhibidor depende del costo, beneficio, compatibilidad con

el fluido y otros aditivos, facilidad en el manejo, dosificación y posibilidades de que

tenga efectos nocivos en procesos posteriores. También deben considerarse las

pruebas de laboratorio, pruebas de campo, experiencia en la industria y

recomendaciones del fabricante, así como su eficiencia, grado de solubilidad,

proporción requerida de inyección, etc.

Fig. 2.14 Inhibidores de Corrosión.



GENERACIÓN”.


2.5.1.4 Recubrimiento Interior de Ductos.

El recubrimiento interior de ductos debe considerarse como otro recurso para el control

de la corrosión interior, ya que proporcionará una barrera física entre el acero y el fluido

transportado. Así también, es una solución en áreas especiales como en cabezales de

estaciones o líneas de descarga de pozos de diámetro tal que no sea factible o

económico usar alguna otra técnica de control de corrosión. De esta forma, el

recubrimiento seleccionado deberá ser resistente al ataque del fluido y de sus

contaminantes corrosivos o inhibidores, además deberá ser compatible con el fluido.

Fig. 2.15 Proceso de Recubrimiento Interior.

2.5.1.5 Protección Exterior

La protección exterior para prevenir la corrosión en ductos enterrados y/o sumergidos

se lleva a cabo mediante la aplicación de recubrimientos anticorrosivos

complementados con sistemas de protección catódica. Se debe poner especial atención



GENERACIÓN”.


para atenuar los efectos de corrientes extrañas y parásitas en caso de confirmar su

existencia en instalaciones tales como: trampas de diablos, estaciones de compresión y

bombeo, tanques, baterías de recolección, terminales de distribución, etc.

2.5.1.6 Protección Catódica

La protección catódica constituye el método más importante de todos los que se han

intentado para conseguir el control de la corrosión. En este caso se genera una

corriente eléctrica exterior que reduce virtualmente la corrosión a cero, pudiéndose

mantener una superficie metálica en un medio corrosivo sin sufrir deterioro durante un

tiempo indefinido. En función del tipo de fuente de la corriente continua usada para la

protección, se pueden distinguir distintos sistemas: por ánodos de sacrificio o por

corriente impresa.

Fig. 2.16 Rectificador de Protección Catódica.



GENERACIÓN”.


La primera técnica consiste en añadir un ánodo cuyo potencial de reducción sea mucho

menor al del elemento a proteger, y por un simple efecto de pila galvánica, se obtiene la

protección de dicho elemento, al destruirse el ánodo (que se sacrifica).

Fig. 2.17 Postes de Registro de Cama Anódica.

La protección catódica por corriente impresa consiste en obtener la corriente eléctrica

(DC) de protección, a partir de una fuente externa, ya sea de un suministro de energía

eléctrica en (AC), a través de un transformador-rectificador, o por energía fotovoltaica o

eólica.

2.5.1.7 Aplicación de Recubrimiento Anticorrosiv o

Con el fin de evitar la corrosión superficial de las tuberías, se aplican diferentes tipos de

pintura y/o cintas mecánicas, de acuerdo con el medio ambiente al que están

expuestas.



GENERACIÓN”.


La selección de un Sistema de Recubrimientos Anticorrosivos, como mínimo debe

considerar las siguientes consideraciones generales:

• Resultados en aplicaciones anteriores.

• Propiedades físicas y químicas del recubrimiento.

• Condiciones de exposición y de servicio.

Una causa importante de las fallas en los recubrimientos es su selección errónea.

Un buen recubrimiento debe poseer excelente:

• Impermeabilidad.

• Adherencia al material base.

• Resistencia dieléctrica.

• Resistencia al desprendimiento catódico.

• Resistencia al ataque químico.

• Resistencia al intemperismo.

• Resistencia al impacto.

• Resistencia a la flexión.

• Resistencia a la tensión.

• Resistente al choque térmico.

• Dureza.

Estas características deben ser evaluadas mediante normas o estándares de pruebas

Además de las características técnicas del mismo, debe considerarse los siguientes

factores generales:

• El medio en que va a estar alojado el ducto.



GENERACIÓN”.


• Accesibilidad al ducto.

• Temperatura a la que va a operar el ducto.

• Temperatura ambiente durante la aplicación, almacenaje, construcción,

instalación y prueba hidrostática.

• Compatibilidad con el tipo de recubrimiento de los ductos existentes.

• Requerimientos de reparación de la superficie del tubo.

• Manejo, almacenaje y método o técnica de la instalación de la tubería.

• Localización geográfica.

• Costos.

Los tipos de recubrimientos reconocidos por PEMEX de acuerdo con la normatividad

vigente son:

• A base de Alquitrán de Hulla.

• Epóxicos en Polvo adheridos por Fusión.

• Epóxicos Líquidos de Altos Sólidos.

• Tricapa de Polietileno Extruido.

• Tricapa de Polipropileno Extruido.

• Multicapa de Cintas de Poliolefinas.

• A base Poliuretanos.

Siendo los sistemas de recubrimientos más innovadores los de:

• Tricapa de Polietileno Extruido.

• Tricapa de Polipropileno Extruido.

• Multicapa de cintas de Poliolefina.



GENERACIÓN”.


Fig. 2.18 Protección Mecánica de la Tubería a Base de Cintas Plásticas.

2.5.1.8 Inspección del Recubrimiento de las Tube rías Enterradas .

Las tuberías dedicadas al manejo de hidrocarburos y sus derivados, están expuestas a

los efectos de la corrosión externa. Para reducirlos, incrementar su vida útil y aumentar

su seguridad, subsidiarias y empresas filiales a PEMEX aplican barreras de aislamiento

entre el acero y el medio ambiente a través de sistemas de recubrimientos

anticorrosivos y de protección mecánica, cuyos lineamientos de selección, preparación,

inspección, muestreo y requisitos de calidad están regidos por normas. La revisión que

se realiza desde la superficie del terreno, para detectar fallas en la protección exterior

de los ductos enterrados, la información que se obtienen del monitoreo, es muy valiosa

ya que permite efectuar una toma de decisiones adecuada y oportuna, con la finalidad

de prevenir daños por corrosión en las partes que tengan el recubrimiento deteriorado.



GENERACIÓN”.


Fig. 2.19 Inspección Dieléctrica, para Detección d e Fallas en el Recubrimiento.

Equipo Holiday Det ector.

2.5.2 Mantenimiento Correctivo

Con las actividades correctivas se logra restablecer la integridad de los ductos y ampliar

su vida útil. La decisión de reparar un ducto está en función de la severidad del defecto,

por lo que es necesario conocer las formas de daño en las tuberías. A continuación se

presenta la clasificación de defectos típicos de las tuberías de recolección y transporte

de hidrocarburos.



GENERACIÓN”.


Tabla 2.2 Clasificación de Defectos

CLASIFICACIÓN FORMA COMENTARIO PRINCIPAL TIPO DE DATOS

DEFECTOS PROGRESIVOS.

SON AQUELLOS CUYAS DIMENSIONES SE INCREMENTAN CON EL TIEMPO, DEBIDO A EFECTOS AMB. MEC. Y SERVICIO.

CORROSIÓN UNIFORME, CORROSIÓN LOCALIZADA, LAMINACIONES Y AMPOLLAMIENTO POR HIDRÓGENO.

EVOLUCIÓN

DEFECTOS ESTÁTICOS

SON DEFECTOS CUYAS DIMENSIONES NO SE ALTERAN CON EL PASO DEL TIEMPO.

ABOLLADURAS, ENTALLAS Y RAYONES, DEFORMACIÓN Y PLIEGUES

DEFECTOS DE MANUFACTURA

OCURREN DURANTE LA FABRICACIÓN DEL TUBO

GRIETAS, DESALINEAMIENTOS, SOCAVACIONES, FALTA DE FUSIÓN, FALTA DE PENETRACIÓN DE LA SOLDADURA, TRASLAPES, PICADURAS, INCRUSTACIONES DURANTE EL ROLADO, ENDURECIMIENTOS LOCALIZADOS, LAMINACIONES E INCLUSIONES.

DEFECTOS CAUSADOS POR EL SERVICIO

SE DEBEN A COMBINACIÓN DE UN MATERIAL SUSCEPTIBLE CON UN AMBIENTE AGRESIVO Y EN CIERTOS CASOS CON ESFUERZOS.

CORROSIÓN UNIFORME Y LOCALIZADA, EXTERNA E INTERNA, LA FRAGILIZACIÓN POR HIDRÓGENO, AGRIETAMIENTO POR CORROSIÓN-ESFUERZO EN SOLDADURAS Y AGRIETAMIENTO INDUCIDO POR HIDRÓGENO.

DEFECTOS CAUSADOS POR FUERZAS EXTERNAS

SE DEBEN AL CONTACTO FÍSICO CON OTROS OBJETOS, ASÍ COMO A LAS PRESIONES POR MOVIMIENTOS DE SUELOS, SUBSIDENCIA Y PRESIONES DE VIENTO O MAREA.

ABOLLADURAS, RALLADURAS, IDENTACIONES, PANDEAMIENTO Y DEFORMACIÓN.

ORIGEN

DEFECTOS DE CONSTRUCCIÓN

SON INTRODUCIDOS DURANTE LA SOLDADURA DE CAMPO.

SOCAVACIÓN, FUSIÓN INCOMPLETA, FALTA DE PENETRACIÓN, GRIETAS Y DESALINEAMIENTOS

GEOMETRÍA PUNTUALES

SON DEFECTOS PEQUEÑOS, CUYAS DIMENSIONES (LARGO Y ANCHO) SON DEL MISMO ORIGEN DE MAGNITUD QUE EL ESPESOR, NORMALMENTE ESTE TIPO DE DEFECTOS NO DEGRADA LA RESISTENCIA DEL TUBO Y SOLO PRODUCEN RIESGOS DE FUGA.

Fuente: Integridad Mecánica IPN [2.16].



GENERACIÓN”.


2.5.2.1 Criterios de Reparación.

Generalmente, para decidir cuando se debe reparar un tramo de un ducto se consultaba

los criterios de la CID-NOR-N-SI-0001 párrafo 6.5.5 [2.17], NRF-030-PEMEX-2003 [2.18],

[ASME B31.G [2.19], y las normas de diseño ASME B31.4 [2.4] y ASME B31.8 [2.5]. Sin

embargo, estos criterios son demasiado conservadores, ya que se establecen con

respecto a los valores límite de crecimiento de defectos. Actualmente, la decisión de

reparar un ducto está en función de la severidad del defecto presente. Esto es de

acuerdo en dos criterios:

• La capacidad del ducto de soportar la presión interna (su resistencia residual).

• La vida remanente del ducto.

Si el defecto reduce la vida remanente a un periodo menor del esperado para la

operación, la reparación es necesaria.

2.5.2.2 Tipos de Reparación.

La decisión de efectuar reparaciones provisionales o permanentes a ductos de

transporte, son situaciones que se ven determinadas por factores como la interrupción

inaceptable del servicio a usuarios, la disponibilidad de materiales, la dificultad y acceso

al lugar de la anomalía, etc. En general, el paro y reemplazo o el reforzamiento o la

contención temporal de la fuga son las respuestas cuando se tiene un daño en la

tubería. Sin embargo, la desición del tipo de reparación a efectuar debe estar

sustentada por una evaluación del riesgo y las posibles consecuencias que presente,

clasificando las reparaciones en tres categorías:

• Reparación Definitiva.

• Reparación Permanente.

• Reparación Provisional.



GENERACIÓN”.


Existen diversos tipos de reparaciones permanentes aceptadas de acuerdo al código o

norma que se aplique y al tipo de defecto o daño que se tenga, lo cual se muestra en la

tabla (2.3) que define estos términos.

Tabla 2.3 Discontinuidades en Tuberías y Reparacion es Definitivas o Permanentes Aceptadas Según Norma 07.3.13 [2.20] y ASME B31.8 [2.5]

TIPO LÍMITES

(para defectos aislados)

ACCIONES

REPARACIÓN DEFINITIVA O PERMANENTE ACEPTADA *

NORMA 07.3.13 [2.20]

ASME B31.8 [2.5]

Arrancaduras y Ranuras Profundidad mayor de 12.5% del espesor nominal.

Retirar o Reparar 1, 2 1, 2 ó 3

Abolladuras

Cuando afecten la curvatura del tubo en la soldadura longitudinal o en cualquier soldadura circunferencial.

Retirar o Reparar 1, 2 ó 3 1, 2 ó 3

Las que contengan una arañadura, arrancadura o ranura.

1, 2, 3 ó 4 1, 2 ó 3

Las que excedan una profundidad de 6 mm en un tubo de 12” y menores o 6% del diámetro nominal de tubos mayores de 12”.

1, 2

Quemaduras por arco Todas Retirar o Reparar 1, 2, 3 ó 4

(de acuerdo al tamaño) 1, 2, 3 ó 4

Grietas o fisuras Todas Retirar y sustituir por

tubería nueva de

especificación similar

1 1

Imperfecciones en

soldaduras

25.4 mm. (1 pulg.) de longitud.

Retirar. Una soldadura sólo podrá ser reparada 2 veces y si vuelve a salir con defecto se debe eliminar cortando un carrete.

1, 2, 3 ó 4

(de acuerdo al tamaño)

1, 2, 3 ó 4



GENERACIÓN”.


TIPO LÍMITES

(para defectos aislados)

ACCIONES

REPARACIÓN DEFINITIVA O PERMANENTE ACEPTADA *

NORMA 07.3.13 [2.20]

ASME B31.8 [2.5]

Área quemada 6.4 mm. (¼ pulg.) de

dimensión máxima o el

espesor del material base.

Ídem 1, 2, 3 ó 4 1 ó 2

Inclusiones de escoria 50.8 mm (2 pulg.) de longitud ó

1.6 mm. (1/16 pulg) de ancho. Ídem 1, 2, 3 ó 4 1 ó 2

Porosidad o burbujas

de gas.

1.6 mm. (1/16 pulg) de

dimensión máxima. Ídem 1, 2, 3 ó 4 1 ó 2

Grietas Inaceptable (independ. de sus

dimensiones o posición) Ídem 1 1

Socavación

Profundidad de 0.8 mm. (1/32 pulg) o 12.5% del espesor (el que sea menor) y su longitud no excederá el valor menor entre 50.8 mm (2 pulg). o 1/6 de la longitud de la soldadura.

Ídem 1, 2, 3 ó 4 1 ó 2

Corrosión generalizada

Espesor mínimo requerido de acuerdo a 2.2.7.1, 2.2.4 y 3.2.5.1 de Norma 07.3.13.

Reemplazar tubería u operar a presión reducida.

1ó 2 (con limitantes en su longitud)

1 ó 2

Corrosión localizada

Espesor mínimo requerido de acuerdo a diseño (2.2.7.1 y 3.2.5.1) y métodos de análisis según 6.5.2.1 y 6.5.5. de Norma 07.3.13.

Reemplazar tubería u operar a presión reducida.

1, 2 ó 4 1, 2 ó 4

1) Sustitución de tramo (Rep. Definitiva)

2) Esmerilado o perforación del ducto. (Rep.

Permanente)

* Reparaciones 3) Envolvente circunferencial completa soldada. (Rep. Permanente)

4) Relleno con material de aporte. (Rep. Permanente)

Fuente: Reparaciones definitivas, permanentes y provisionales en ductos [2.21]. Nota: La Norma ASME B31.4 sólo indica reparaciones permitidas sin especificar si son definitivas, permanentes o provisionales.



GENERACIÓN”.


Pero si por razones operativas o de índole mayor, no es posible dejar el ducto fuera de

servicio, las reparaciones pueden realizarse mediante la instalación de una envolvente

circunferencial (camisa) completa, soldada o atornillada de fábrica, una camisa es un

elemento cilíndrico de alta resistencia mecánica y que encierra completamente la zona

dañada de una tubería, actuando como refuerzo mecánico para ayudar al ducto a

soportar las expansiones causadas por la presión de operación o como un contenedor

hermético para el caso de un tubo con fuga [2.18].

Tipos de camisas y fabricación

Los encamisados de acero son uno de los métodos más ampliamente utilizados para la

reparación general de defectos en ductos. Hay muchos tipos y configuraciones de

encamisados de acero que pueden ser usados, dependiendo de la configuración del

segmento de ducto y del área defectuosa a ser reparada. Por su función sobre el tubo,

los encamisados se clasifican en dos tipos básicos:

TIPO A: Provee un refuerzo mecánico al tubo, pero no es diseñada para

contener la presión del fluido, ni fugas.

TIPO B: Se conceptualiza como un recipiente a presión, diseñado para contener

la presión de operación del ducto en caso de fuga.

Camisas Tipo A - Consisten de dos mitades envolventes de tubo cilíndrico, ó de dos

placas curvadas colocadas alrededor del ducto en la zona defectuosa, y unidas en sus

bordes por soldadura de penetración completa, o por soldadura simple de filete. Los

extremos no son soldados al ducto, pero deben ser sellados para evitar la migración de

agua entre el tubo y la camisa de refuerzo. No pueden contener presión, y pueden ser

usados en defectos que no presenten fuga. Para que sean efectivas, las camisas tipo A

deben reforzar el área defectuosa, restringiéndola de abultamientos radiales tanto como

sea posible. La reducción de la presión de operación cuando la camisa está siendo



GENERACIÓN”.


instalada hace más efectiva la reparación. Esto también es cierto usando un relleno de

resina incompresible en el espacio anular [2.22].

Ventajas

• No hay soldadura con el ducto.

• Las soldaduras longitudinales pueden hacerse con electrodos de celulosa, en

caso necesario.

Desventajas

• La reparación no es recomendable para defectos orientados

circunferencialmente.

• No puede ser usada para reparar anomalías que presenten fuga, o que

eventualmente puedan presentar fuga.

Camisas tipo B.- Sus extremos son soldados con filetes al ducto en el cual se instalan.

Consisten de dos mitades de tubo cilíndrico, o de dos placas curvadas, fabricadas y

posicionadas en la misma manera que las Camisas Tipo A. Una camisa Tipo B puede

contener presión y/o soportar en buena medida esfuerzos longitudinales impuestos

sobre el ducto por cargas laterales. Se usan para reparar fugas y para reforzar defectos

orientados circunferencialmente. Algunas veces, las camisas Tipo B se usan para

reparar defectos donde no existe fuga, son presurizadas mediante “hot tapping” a través

de la camisa y el tubo, para aliviar el esfuerzo circunferencial en la zona defectuosa.

Las camisas Tipo B deben ser fabricadas usando soldadura de penetración completa en

la costura de los lados. Únicamente las camisas Tipo A con soldadura longitudinal a

tope pueden ser convertidas en camisas Tipo B.

Ventajas

• Pueden usarse para casi todo tipo de anomalía, incluyendo defectos que

presenten fuga

• Pueden usarse para anomalías orientadas circunferencialmente



GENERACIÓN”.


• La reparación es fácilmente detectada mediante herramienta de inspección

interna para pérdida de metal

• El espacio anular entre la camisa y el ducto está protegido contra corrosión

Desventajas

• Hay potencial para agrietamientos retardados asociados con la soldadura de

filete circunferencial, si la soldadura se hizo cuando el ducto estaba en servicio y

no se utilizó un proceso de soldadura de bajo hidrógeno.

• Se deben considerar reducciones en la velocidad de flujo y/o presión de

operación durante la reparación

Encamisados Tipo “Calabaza”

En muchos ductos viejos, las uniones fueron hechas mediante acoplamientos

mecánicos tipo compresión. Estos usualmente incluían pernos y collares utilizados para

comprimir los empaques para el sellado con el tubo. Este tipo de uniones proporciona

una transferencia de esfuerzo longitudinal despreciable a lo largo del ducto, de tal forma

que estaban sujetas a incidentes de desconexión cuando se imponían cargas

longitudinales inusuales sobre el ducto. Para prevenir los problemas de desconexión y

de fugas, se instalan sobre los acoplamientos, encamisados tipo “calabaza”, cuyos

extremos van unidos al ducto con soldadura de filete. Las uniones laterales también van

soldadas, de tal manera que las camisas pueden contener presión. Los encamisados

tipo calabaza se pueden usar también para reparar deformaciones, ovalamientos, y

arrugamientos por curvado debido a que se pueden ajustar sobre esas anomalías.

Asimismo, deben ser instaladas en la misma forma que un encamisado convencional

tipo B. Estos encamisados típicamente tienen un diámetro significativamente mayor que

el ducto sobre el cual se instalan, razón por la cual necesitan tener mayor espesor, ó

mayor grado que el ducto donde se instalan, para soportar la presión de diseño. Por lo

tanto, se requiere una cuidadosa verificación técnica del diseño antes de su instalación.



GENERACIÓN”.


En caso de grifos con fugas, se puede instalar otro tipo de calabaza, consistente de una

pequeña pieza de tubo con una tapa soldada en un extremo, colocada sobre el grifo y

soldada al tubo para prevenir cualquier posible fuga del grifo. Típicamente, las

calabazas se usan como técnica de último recurso cuando se demuestre que los

encamisados de acero Tipo A ó Tipo B son inadecuados, típicamente se considerarán

temporales.

Abrazaderas Atornilladas

Las abrazaderas atornilladas son un método ampliamente utilizado para reparar

anomalías para restaurar la Máxima Presión de Operación (MOP) del ducto, y puede

ser considerada como una reparación permanente en la mayoría de los casos. Pueden

ser usadas tanto en ductos de baja, como de alta presión, que transporten aceite, gas ó

productos. Típicamente, las abrazaderas atornilladas son pesadas y de gran espesor

debido a los grandes tornillos necesarios para asegurar la adecuada fuerza envolvente.

Aunque hay disponibles muchos tipos comerciales de abrazaderas atornilladas, hay dos

configuraciones de instalación básicas: 1) sellado elastomérico solo, y 2) sellado

elastomérico con soldadura. La primera se diseña para contener la presión si el defecto

está fugando. La opción de soldadura se diseña como dispositivo de respaldo. Si el

sellado elastomérico llega a fallar, la abrazadera soldada está diseñada para sellar la

fuga y continuar conteniendo la presión. La opción soldada debe seleccionarse sobre la

base de casos individuales, pero se debe tener mucho cuidado cuando se suelden las

abrazaderas atornilladas, especialmente debido a la disparidad de espesores de pared.

Adicionalmente, el material de empaque no debe ser sobrecalentado, aunque debe

obtenerse la fusión con la pared gruesa.

Ventajas

• Las abrazaderas son efectivas en costo

• No es requerida la soldadura con el ducto donde se instalan



GENERACIÓN”.


Desventajas

• Su corta longitud no permite el uso sobre grandes secciones de anomalías,

aunque se pueden fabricar abrazaderas de mayor longitud a pedido del

cliente.

• Se usan típicamente en secciones rectas de tubo, pero hay aplicaciones

disponibles para codos y accesorios, a pedido del cliente

Abrazaderas para Fugas

Las abrazaderas para fugas se utilizan para reparar fugas por picaduras de corrosión

externa. Son ampliamente usadas en picaduras aisladas, pero se consideran

reparaciones temporales, y su duración será únicamente hasta que el segmento pueda

ser sustituido. Las abrazaderas para fugas se distinguen de las abrazaderas de tubo, o

encamisados debido a su naturaleza temporal. Estas deben ser empleadas solamente

si los análisis muestran que la ruptura del área sujeta a corrosión general alrededor de

la fuga es imposible, ó si el nivel de presión permanece bajo hasta que una reparación

permanente sea hecha. Las abrazaderas para fugas incluyen bandas de metal de peso

ligero con una sola línea de pernos para apriete sobre el ducto. También incluyen un

accesorio roscado localizado a 180 grados de la línea de pernos, el cual se usa para

forzar un cono de neopreno en la picadura con fuga.

Encamisados No-Metálicos

Los encamisados no-metálicos se usan para reforzado y reparación, como una

alternativa a los encamisados bipartidos de acero en defectos que no estén fugando.

Están diseñados para reparar defectos de corrosión generalizada, y están disponibles

en una gran variedad de tecnologías. La estructura resultante de un encamisado no-

metálico proporciona reforzamiento circunferencial. Un operador debe investigar cada



GENERACIÓN”.


tecnología para asegurar los resultados confiables, los cuales muestran que la

reparación se puede restaurar permanentemente para que el ducto siga operando.

Ventajas

• No hay soldadura con el ducto donde se instala.

• El costo total de la técnica de reparación es menor que los encamisados

Tipo A ó Tipo B.

Desventajas

• El costo del material es mayor que el de camisas de acero

• La reparación puede no ser detectada por una herramienta de inspección

interna sin la instalación de marcas, tales como una banda de acero.

Otras Reparaciones

Reparaciones por Depósito de Soldadura

La reparación de un ducto mediante depósitos de metal de soldadura involucra la

reposición del metal perdido o dañado para restaurar la continuidad del tubo. Este tipo

de reparación requiere de procedimientos especiales.

2.6 Impacto de la Inspección con Equipos Instrumen tados en el

Mantenimiento. En el rubro del Mantenimiento Predictivo, específicamente en la Inspección Indirecta a

Ductos, la cual se realiza con equipos inteligentes, PEMEX actualmente eroga

aproximadamente la cantidad de $ 5,000 dólares por kilómetro de detección, ya que

tiene la necesidad de llevar a cabo la celebración de contratos con compañías

extranjeras para la prestación de este servicio, debido a que carece de tecnología

propia para el desarrollo de estos servicios.



GENERACIÓN”.


En la gran cantidad de ductos subterráneos y submarinos que trasladan enormes

cantidades de hidrocarburos indispensables para industrias relacionadas a la energía,

se suscitan anomalías, tales como abolladuras, corrosión, fugas, arrugas, pliegues y

ovalamientos, debidas a varios factores como: actividad sísmica, daños externos por

terceros, esfuerzos, deslaves, procedimientos inadecuados de construcción, etc;

además, la mayor parte de las tuberías fueron colocadas hace muchos años, volviendo

en cierto punto ineficaz la transportación de hidrocarburos. Ya que cuando éstas salen

de control, originan derrames y en algunos casos provocan incendios con las

consecuentes pérdidas de vidas, daños a las instalaciones, afectaciones a centros de

población, tierras y cultivos [2.23].

2.7 El Propósito de los Equipos Instrumentados I nteligentes.

La inspección interna (ILI) es un método de evaluación de integridad utilizado para

detectar o ubicar defectos en ductos. Con los avances en la tecnología de inspección

interna, actualmente existen una amplia variedad de herramientas que se pueden

seleccionar para medir los defectos debidos a degradaciones dependientes del tiempo,

tales como corrosión interna, corrosión externa, agrietamiento por corrosión bajo

esfuerzo, y agrietamientos inducidos por hidrógeno, amenazas estables tales como

defectos de construcción y manufactura, así como las independientes del tiempo tales

como daños por terceros y daños debidos a fuerzas externas. La efectividad de las

herramientas ILI depende de la condición de la sección de ducto específico a ser

inspeccionada, y de que tan bien la herramienta cumple los requerimientos establecidos

por los objetivos de la inspección.

Por lo que dentro de la planeación de los programas de mantenimiento predictivo a

ductos, es sumamente relevante contemplar como una herramienta efectiva la

inspección interior con equipo instrumentado, ya que esta forma parte primordial de la

detección y mitigación de defectos para la conservación de la integridad de los ductos, a



GENERACIÓN”.


fin de poder detectar y hasta predecir a tiempo cualquier desviación de los sistemas de

protección anticorrosiva, pérdida metálica, daño mecánico; etc., garantizando así la

seguridad en el transporte de los hidrocarburos y daño al medio ambiente.

2.8 Resumen del Capítulo.

En este capítulo, se presenta el esquema del mantenimiento aplicado a los ductos de

transporte de hidrocarburos en el Activo Integral Poza Rica – Altamira, así como los

métodos más empleados en la inspección directa e indirecta, indicando las ventajas y

desventajas de cada uno de los métodos presentados, siendo los principales;

inspección visual, líquidos penetrantes, ultrasonido industrial y radiografía industrial

dentro de la inspección directa, y en la indirecta: los equipos instrumentados inteligentes

de inspección interna. Así también, se presentan los tipos de mantenimiento predictivo,

preventivo y correctivo proporcionado a los ductos, como son: protección interior,

diablos de limpieza, inhibidores de corrosión, proyección exterior y protección catódica.

Por consiguiente, se muestra el impacto de la inspección con equipos instrumentados

en el mantenimiento, el propósito de los equipos instrumentados, finalmente algunos

criterios de prevención y reparación de fallas. Sin embargo, es importante conocer el

método de análisis de integridad, para establecer los criterios de severidad de defectos

encontrados por las herramientas de inspección.

2.9. Referencias

[2.1] J. C. García Villareal, Curso de Especialidad para Supervisores de Obra “Líneas

de Conducción” Subdirección de Proyecto y Construcción de Obras, PEMEX,

Marzo – Abril 1997.

[2.2] Diplomado Integridad Mecánica 2003, "Grupo de Análisis de Integridad de

Ductos (GAID),” Poza Rica, Ver; Julio 2003.



GENERACIÓN”.


[2.3] ASME B31.3, Tuberías para Plantas Químicas y líneas de Petróleo en

Refinerías, Tubería de Proceso, END: SecciónV, 1999., Art. 2, 5, 6,7 y 9.

[2.4] ASME B31.4, 2002, “Sistema de Ductos para Transporte y Distribución de

Aceite,” END, 1998. Sección II

[2.5] ASME B31.8, 2003, “Sistema de Ductos para Transporte y Distribución de Gas,”

Revisión 1999, Sección II, END, 1999.

[2.6] SNT-TC-1A, Práctica Recomendada, “Métodos de Ensayos No Destructivos

(END),” 1989. Sustentada por A.S.N.T. (Sociedad Americana de Ensayos No

Destructivos).

[2.7] NOM B482, “Norma Oficial Mexicana,” Clasificación de los Ensayos No

Destructivos, 1990.

[2.8] API-STD-1104, “Norma para soldadura en ductos e instalaciones relacionadas,”

Edición XIX-1999.

[2.9] Pagina Web, http.//www.sieend.com.mx, “Servicios Integrales en Ensayos no

Destructivos”, año 1997.

[2.10] ASME B31, 1987, “Examinación Ultrasónica de Soldaduras (UT),” Sección VIII,

División 1, Apéndice 12.

[2.11] ASTM E273, “Práctica Normalizada Para la Examinación Ultrasónica de

Soldaduras longitudinales de Tubería y Tubos”, Septiembre 1983.

[2.12] ANSI B16.34, Anexo E, 1981, “Procedimiento y Criterios de Aceptación de la

Examinación Ultrasónica”.



GENERACIÓN”.


[2.13] ANSI/ASME BPV, Secc. VIII, DIV.1 Apéndice 12, “Examinación Ultrasónica de

Soldaduras (UT),” Edición 1998.

[2.14] P. Sharma, Seminario “Plan de Administración de Integridad de Ductos” (PAID),

ABS Consulting; Agosto 2006. Email: absconsulting.com.

[2.15] J.N.H Tiratssoo, Pipeline Pigging Technology, Second Edition, 1992, Cleaning,

Inspection, Fitness-For-Purpose.

[2.16] Ricardo López Martinez, “Curso de Integridad Mecánica 2003”, Grupo de

Análisis de Integridad de Ductos (GAID), Poza Rica; Ver.

[2.17] CID-NOR-N-SI-0001, “Requisitos Mínimos de Seguridad para el Diseño,

Construcción, Operación, Mantenimiento e Inspección de Ductos de

Transporte”, Grupo de Normatividad, Rev.0, Agosto 1998.

[2.18] NRF-030 PEMEX-2003, “Diseño, Construcción, Inspección y Mantenimiento de

Ductos Terrestres para Transporte y Recolección de Hidrocarburos”,

Subcomité Técnico de Normalización, Rev.0, Junio 2003.

[2.19] ASME B31G MODIFICADO, “Manual para determinar la Resistencia

Remanente de tuberías corroídas, suplemento al código ASME B31 para líneas

sujetas a presión”.

[2.20] Norma 07.3.13, “Requisitos Mínimos de Seguridad para el Diseño,

Construcción, Operación, Mantenimiento e Inspección de Tuberías de

Transporte”, 6a. Revisión AVIII-1, Septiembre 1994.



GENERACIÓN”.


[2.21] CID – NOR-02/96, “Reparaciones Definitivas, Permanentes y Provisionales en

Ductos”, Grupo de Normatividad, Rev.0, Septiembre 1996.

[2.22] CID-NOR-03/99, “Reparaciones Permanentes de Defectos por Medio de

Envolventes Bipartidas Soldables En Tuberías que Transportan Hidrocarburos”,

Grupo de Normatividad., Rev.0, Noviembre 1999.

[2.23] D. A. Sánchez Moreno, “Diplomado en Defectos Típicos en Ductos y Técnicas

de Evaluación de Defectos por Corrosión”, IMP, Noviembre 2006. E-mail:

[email protected]



GENERACIÓN”.


Comprensión de la aplicación del análisis de integridad mecánica en planes de mantenimiento.

“ANÁLISIS DE INTEGRIDAD APLICADO A DUCTOS”



GENERACIÓN”.


3.1. Antecedentes

3.1.1 Cambio en la Administración del Mantenimiento .

En 1992, a raíz de la división de Petróleos Mexicanos en un corporativo con cuatro

subsidiarias: PEMEX Refinación, PEMEX Exploración y Producción, PEMEX

Petroquímica y PEMEX Gas y Petroquímica Básica, además de eventos externos tales

como la integración del Tratado del Libre Comercio de América del Norte y la tendencia

a la globalización, se asentó en México la presencia de empresas internacionales

(norteamericanas y europeas) especializadas en la operación y mantenimiento de

ductos.

Estas empresas iniciaron a difundir filosofías y metodologías, si bien de origen distinto,

muy afines en sus conceptos y fundamentos, en los que se da un importante giro hacia

la administración particular de cada ducto, sobre la base de estudios avanzados,

desarrollos y modelos, con lo que ya no se aplica la rehabilitación absoluta, si no la

tecnológicamente suficiente, para llevar a cabo con la mayor eficiencia el cumplimiento

de la misión de transporte con la máxima seguridad operativa. Para realizar esto, fue

necesario capacitar y actualizar a los técnicos de Petróleos Mexicanos, con el

subsecuente involucramiento y adaptación de estas filosofías y Metodologías [3.1].

El área responsable del mantenimiento a los ductos del A.I.P.R-A, inició la búsqueda de

mecanismos o metodologías con instituciones dedicadas a la investigación que les

permitiera optimizar los recursos presupuestales autorizados y ejercerlos donde eran

requeridos, esto sin sacrificar la confiabilidad en la operación de los mismos. Con esta

nueva cultura, se pretende proporcionar el mantenimiento requerido físicamente por los

ductos, como resultado de inspecciones previas y no el mantenimiento convencional

fundamentado en normas conservadoras. Con esta metodología, la administración del

mantenimiento ha evolucionado de la confrontación de una norma o código, a un



GENERACIÓN”.


sistema dinámico de alto nivel técnico que permite una mayor precisión en sus

evaluaciones y por lo tanto mayor eficiencia del mantenimiento.

En PEMEX Exploración y Producción, de acuerdo con su plan de negocios, debe

continuar proporcionando a sus clientes una entrega segura y confiable de los

hidrocarburos que transporta por ducto, sin efectos adversos en los empleados, el

público, los clientes o el medio ambiente. Una operación libre de incidentes ha sido y

continúa siendo la meta de PEMEX Exploración y Producción.

Un plan de Administración de Integridad de Ductos es un conjunto de acciones,

métodos, sistemas y procedimientos que de manera sistemática permite obtener

informaciones de la condición de los ductos, para que se asignen efectivamente los

recursos para actividades de prevención, detección y mitigación apropiadas, que

resultarán en el mejoramiento de la seguridad y una reducción en el número de

incidentes en el sistema de ductos.

El primer paso consiste en identificar peligros potenciales para el ducto, especialmente

en zonas de alta consecuencia. La recopilación, revisión e integración de datos es el

siguiente paso importante en una evaluación de amenazas potenciales para un

segmento de ducto o sistema de ductos, consiste en definir y recopilar los datos

necesarios e información que caracteriza a cada segmento. La fuente principal de datos

son los reportes de las actividades de mantenimiento que se realizan en el programa

anual de mantenimiento. Es necesaria además, información de operación, diseño,

historia operativa, fallas específicas y problemas que son únicos para cada sistema y

segmento.

En la etapa de evaluación de riesgo, los datos recolectados en el paso anterior se usan

para realizar un análisis de riesgo del ducto. Dicho análisis identifica la ubicación

específica de eventos o condiciones que pudieran ocasionar una falla y aporta un

conocimiento de la probabilidad y consecuencias de un evento. Los resultados de este



GENERACIÓN”.


paso permite priorizar los segmentos de ducto para tomar las acciones apropiadas que

se definirán en el plan de administración de integridad. Los métodos más aceptados de

evaluación de integridad son la inspección con equipo instrumentado, la prueba de

presión y la evaluación directa.

La selección del método de evaluación de integridad se apoya en los peligros que se

han identificado. Las indicaciones que se detecten durante la inspección, deben

evaluarse para comprobar si son defectos severos para que el ducto siga operando, y

en su caso determinar la Presión Máxima Permisible y el tiempo de Vida Remanente del

mismo.

En el paso de respuestas a Evaluaciones de Integridad y Mitigación (Reparación y

Prevención), se desarrollan programas para eliminar los defectos encontrados. Las

prácticas de prevención o mitigación también se implementan en este paso.

Este proceso se repite continuamente hasta que el ducto termina su vida útil,

permitiendo esto que cada vez se obtenga mayor información del ducto y por lo tanto un

análisis más detallado y preciso de su condición [3.2].



GENERACIÓN”.


MECANISMO DE FALLA

27%

18%0%55%

CORROSIÓN EXTERNA LOCALIZADA

CORROSIÓN INTERNA LOCALIZADA

CORROSIÓN INTERNAGENERALIZADA

CORROSIÓN EXTERNAGENERALIZADA

DISTRIBUCIÓN DE MODOS DE FALLA

26%

32%

42%

FRACTURA NO RELACIONADA CONCORROSIÓN

FRACTURA POR COLAPSOPLÁSTICO ASOCIADA ACORROSIÓN

FUGA POR PICADURA

Fuente: Análisis reciente del CIDIM para Ductos de PEP [3.3].

Fig. 3.1 Análisis de Fallas en Ductos de PEMEX

Como se muestra en la Fig. 3.1, el 55% de los mecanismos de falla en los ductos de

PEMEX se debe al fenómeno de la corrosión externa generalizada, el 27% por

corrosión externa y un 18% por corrosión interna localizada.

Por otra parte, la distribución de los modos de falla lo representa el de fuga por picadura

con un 42%, el siguiente modo es la fractura por colapso plástico asociada a corrosión

con un 32% y el 26% se refiere al modo de falla por fractura no relacionada con la

corrosión [3.3].



GENERACIÓN”.


Fuente: C. Punckt et al., Science 305 (2004) 1133 [3.4].

Fig. 3.2 Estadísticas de Fallas por Corrosión en Estados U nidos (1994 – 2005)

Las estadísticas de fallas por corrosión en los Estados Unidos de América para ductos

para transmisión de gas y ductos para transmisión de líquidos durante el periodo

correspondiente a 1994-2005, se muestra en la fig. 3.2. En ductos para transmisión de

gas durante el lapso del 1994-2002, se detecta la problemática de fallas de corrosión

interna con promedio estándar de 6 fallas por año, siendo rebasado estos indicadores

por la corrosión externa en el periodo de 2002-2005, con un promedio de 15 fallas por

año.

En las estadísticas de fallas por corrosión en ductos para transmisión de líquidos de la

misma figura, se muestra que el mayor número de fallas en el periodo correspondiente

1994- 2001. Esto es atribuido a fallas por corrosión externa con un promedio de 26

fallas por año. Para el periodo 2002-2005, el modo de falla por corrosión interna alcanzó

valores de igualdad con los de corrosión externa, con 24 fallas aproximadamente por



GENERACIÓN”.


año. Es importante observar que las pérdidas por incidentes provocados por corrosión

en EU se estiman cercanas al 3% del P.I.B. [3.4].

Causa de falla

929, 66%

204, 14%

10, 1%

0, 0%

74, 5%

194, 14%

Corrosión externa

Corrosión interna

Daño mecánico

Peligrogeotécnico

Material/soldadura

Otros

Tipo de falla

1404

5

2

Fuga pequeña

Fuga grande

Ruptura

(0.354%)

(0.142%)

(99.5%)

Fuente: IMP, Estudio Para PEMEX Exploración y Producción (4 Regiones, Norte, Sur, Marina Noroeste,

MarinaSuroeste) [3.5]

Fig. 3.3 Las Estadísticas de Fallas por Corrosión en México (1994 – 2005)

La Fig. 3.3, muestra las estadísticas de fallas por corrosión en México en el periodo

1994-2005. El mayor número de fallas es de tipo de fuga pequeña con 1404 incidentes,

la causa mayor del tipo de falla (fuga pequeña) es debido a la corrosión externa con

65.80 %, el 14.5% por corrosión interna y el 13.7% por otras causas [3.5].

Como se observa en las graficas 3.2 y 3.3, al realizar la comparativa, México tiene el

mayor número de incidentes por corrosión externa, siendo causados por el tipo de falla

(fuga pequeña). Cabe hacer la aclaración que ambas gráficas no cuentan con los

mismos datos estadísticos para un comparativo específico. Por lo que únicamente se

analiza en base a los resultados que presenta cada una de ellas.



GENERACIÓN”.


3.1.2 Fundamentos del Análisis de Integridad

Se fundamenta en conocimientos teóricos y prácticos de mecánica de la fractura, la cual

es una disciplina que estudia la resistencia de un cuerpo agrietado. Para ello se

considera el conocimiento de tres aspectos:

1. La resistencia del material al crecimiento de grietas, es llamada tenacidad a la

fractura y es una propiedad del material.

2. El factor de intensidad de esfuerzos K que determina la magnitud de esfuerzos en la

punta de la grieta y que depende del tamaño y forma de la grieta, del tipo de cuerpo,

por ejemplo: tubo, viga, etc., y de la forma de aplicación de carga (presión, flexión,

etc.)

3. El tamaño, forma y localización de la grieta (si es radial, longitudinal, laminación,

etc.).

Una de las aplicaciones de mayor impacto de la mecánica de fractura es la predicción

de la vida útil de una estructura. Cuando la causa primaria del fin de la vida de una

estructura es un proceso de agrietamiento, la posibilidad que brinda la mecánica de

fractura de estimar la rapidez de propagación de una grieta, es precisamente lo que

hace que la predicción de vida remanente sea posible. La evaluación de vida bajo esta

premisa, es relativamente simple y consiste en que, una vez detectada una grieta y

conociendo su rapidez de propagación, bajo las condiciones esperadas de servicio, el

problema es calcular el tiempo de propagación de la grieta, desde su tamaño detectado

hasta su tamaño crítico, ese tiempo será la vida residual.



GENERACIÓN”.


Fig. 3.4 Definición de la Vida Útil desde el Punto de Vista de Mecánica de la Fractura

3.1.2.1 Predicción de Vida

Un análisis más detallado de la figura 3.4 permite reconocer otros aspectos relevantes

de la predicción de vida. Primero, todo componente estructural es diseñado bajo la

suposición de que el material no contiene defectos y la resistencia de diseño es la

determinada por las propiedades mecánicas de los materiales de fabricación y las

características geométricas (espesor, ancho, forma, etcétera) del componente. Cuando

aparece una grieta, inicialmente esta no tiene un efecto en la resistencia residual, pero

a medida que la grieta crece, la resistencia va disminuyendo. El tamaño de grieta que

comienza a provocar una disminución de la resistencia será por lo tanto, el tamaño

mínimo a detectar mediante la inspección no destructiva; en otras palabras, la técnica

de inspección no destructiva debe tener la sensibilidad y resolución suficientes para

detectar como mínimo, una grieta cuyo tamaño reduzca la resistencia [3.6].

Curva de resistencia residual

Nivel de carga máxima permisible

VIDA RESIDUAL

Falla

Tamaño crítico

Tamaño actual

Tamaño mínimo a detectar

Resistencia estructural

Resistencia de diseño

Resistencia residual

Nivel normal de carga de servicio

Vida útil

P máx. permisible



GENERACIÓN”.


3.1.2.2 Vida Residual y/o Vida Útil

Es a partir del tamaño mínimo a detectar y hasta el tamaño crítico, que se obtiene el

tiempo de vida útil, o sea la vida máxima garantizada del componente; no se puede

garantizar una mayor vida debido a que no se puede asegurar que se detecten grietas

más cortas que el tamaño mínimo.

La vida residual y la vida útil están determinadas por el punto de falla, que es aquel en

que el tamaño de defecto provoca una resistencia residual al nivel de carga normal de

servicio, haciendo que la fractura sea inminente.

Otra posibilidad de fin de la vida de una estructura es cuando las condiciones de

servicio provocan una disminución de la resistencia del material por debajo de los

niveles normales de operación como se muestra en la figura 3.5. En este caso, la vida

útil es determinada por el tiempo en que la resistencia del componte disminuye desde

un valor inicial, hasta igualar el nivel normal de operación.

Fig. 3.5 Vida de un Componente en Función de la Disminución de la Resistencia de los

Materiales de Fabricación por Efecto del Servicio.

Disminución de propiedad por diseño Banda de

variación de propiedades

Margen de seguridad

Vida extendida Vida útil Tiempo de uso

Condición inicial

Estado del material (σ0, KIC, J, etcétera)

Nivel normal de operación Vida residual



GENERACIÓN”.


Las especificaciones de fabricación siempre indican las propiedades mínimas

requeridas; sin embargo, los proveedores de materiales siempre los surten con un valor

algo mayor que el mínimo especificado, lo cual da un margen de seguridad extra [3.7].

A continuación se muestra el Diagrama de Flujo a seguir para el cálculo de la Presión

Máxima Permisible de Operación y el Tiempo de Vida Remanente para un ducto de

transporte de hidrocarburos con presencia de defectos por corrosión.

Fig. 3.6 Diagrama de Flujo para Cálculo de PMPO y TVR [3.8].

Inicio

Identificar fórmulas de cálculo PMPO y TVR

VARIABLES PARA CÁLCULO: S= Ys + 10 Ksi Ys = Esfuerzo a la cedencia del material t = Espesor promedio D= Diámetro de la línea M = Factor de Folias d/t= Pérdida de metal l = Longitud axial de la anomalía en pulgadas

Fórmula de cálculo de TVR Fórmula de cálculo de PMPO

Fórmula de cálculo de Factor Folias

Fin

−−=max

/

)/80.0(*

td

tdTsTVR

−

+=

22

42

**003375.0*6275.01

tD

l

Dt

lM

VARIABLES PARA CÁLCULO: Ts = Tiempo de servicio d/t = Pérdida de metal

RESULTADO: Tiempo de Vida Remanente en Años.

RESULTADO: Presión Máxima Permisible de Operación en kg/ cm²

fs

M

tdtd

D

StPMPO *

)/*85.0(11

)/*85.0(12

−−

−=



GENERACIÓN”.


Por otra parte la vida útil de un componente o estructura puede ser extendida de dos

maneras:

• Reducir el nivel de carga normal de operación, esto hará que el tamaño crítico de

grieta aumente, alargando el tiempo de vida.

• Incrementar la resistencia a la fractura del material, lo que eleva la curva de

resistencia residual. De esta forma, el tamaño crítico de la grieta aumenta.

Fig. 3.7 Efecto de la Disminución del Nivel de C arga de la Operación y del Incremento en la

Resistencia, en la Vida de un Componente Estructura l.

La reducción del nivel de carga produce una extensión moderada de la vida, mientras

que la elevación de la curva de resistencia residual tiene un efecto mucho mayor,

debido a que por lo general, las curvas de resistencia residual tienden a disminuir su

pendiente a mayores tamaños de grieta. Se deduce claramente, que los esfuerzos para

la extensión de vida de una instalación o componente deben ir dirigidos al

reforzamiento, ya sea por cambio de materiales o colocando esfuerzos estructurales.

Por lo tanto, el criterio de fin de la vida de una estructura está determinado por los

costos de reparación [3.9].

Tamaño de grieta Extensión de vida por reducción de carga

disminución del nivel de operación

Resistencia residual

Incremento de la Resistencia a la fractura Extensión de vida por

incremento de Resistencia a la fractura



GENERACIÓN”.


3.1.2.3 Deterioro de Componentes Estructurales

Cuando una estructura se encuentra en servicio, está sometida a la acción de diferentes

fuerzas y acciones agresivas provenientes del servicio y del ambiente al que está

expuesta, que deterioran su estado físico. Estos daños pueden ser:

• Aparición de grietas.

• Reducción de la sección transversal o del espesor de pared.

• Disminución de la resistencia del material.

Así mismo, los diversos tipos de deterioro tienen como consecuencias:

• Reducción en la vida útil.

• Reducción en la capacidad de la estructura de soportar cargas.

• Probabilidad de fallas inesperadas y catastróficas.

En la práctica, existen muchos defectos y anomalías que afectan la resistencia de una

estructura, pero si éstos no crecen o se acumulan con el tiempo, el efecto será

únicamente un riesgo de falla si eventualmente la carga de servicio se incrementa hasta

igualar el valor de resistencia residual.

Las condiciones de servicio severo y la inestabilidad de las condiciones de operación,

aumentan el grado de deterioro, reduciendo de manera muy importante la vida útil de

los ductos. Tómese en cuenta que los paros y arranques frecuentes y las sobrecargas

aumentan dicho grado, disminuyendo de manera muy importante la vida de la

estructura [3.10].

Las formas de daño más comunes que acortan la vida útil de un ducto son:



GENERACIÓN”.


a).- Corrosión localizada.

b).- Corrosión uniforme.

c).- Erosión y desgaste.

d).- Agrietamiento inducido por hidrógeno.

e).- Agrietamiento por corrosión bajo esfuerzos

f).- Laminación, otros como la Fatiga, y Fatiga térmica

Fig. 3.8 Tipos de Daños más Comunes en Ductos

3.1.2.4 Formas de Daño

La susceptibilidad de un material a estas formas de daño depende de la interacción de

varios factores entre los que destacan las propiedades mecánicas, la composición

química, la microestructura, la composición, PH, temperatura del ambiente, la presión o

carga de trabajo, la temperatura y condiciones de servicio y las formas de protección

aplicadas, por lo que para la predicción de vida deben de analizarse todos y cada uno

(b)

(c) (d)

(e)

(f)

(a)



GENERACIÓN”.


de los factores antes mencionados. A partir de una inspección no destructiva se

establecen el tamaño, forma, tipo y distribución de los defectos presentes en la

estructura.

Cuado la información obtenida no es precisa o las propiedades en cuestión presentan

variaciones aleatorias y se requiere el uso de métodos estadísticos apropiados para

proveer resultados con cierto grado de confiabilidad, se dice en este caso que los

procesos son probabilísticos.

Cuando se desconoce toda la información acerca de un caso particular, se suele

recurrir al criterio de “el peor de los casos” que significa deben tomarse los defectos

más grandes posibles, en las condiciones más severas de servicio y con el material en

la peor condición y las menores propiedades posibles. Este tipo de aproximación, por lo

regular, conduce a resultados demasiado pesimistas, entrando en franca contradicción

con lo observado en la práctica, por ejemplo, un cálculo de este tipo puede indicar que

una estructura en servicio debió haber fallado mucho tiempo atrás o que la estructura

debía haber fallado, en la última sobrecarga.

Una falla en servicio puede ser propiciada o acelerada por un defecto preexistente, este

puede originar o acelerar fallas, las cuales se clasifican en:

• Defectos del material por manufactura: Inclusiones, segregaciones,

tratamiento térmico incorrecto, poro, rechupes y laminaciones.

• Defectos causados durante el manejo e instalación: Identaciones, golpes,

incrustaciones, grietas por fatiga y corrosión.

• Defectos por soldadura: poros, llenado incompleto, grietas y

microestructuras



GENERACIÓN”.


3.2 Principios del Análisis de Integridad de Ductos Inspeccionados con Equipo

Instrumentado.

El análisis de integridad consiste en la “Evaluación del estado estructural de un ducto,

con base en la identificación del tipo y grado de severidad de los defectos presentes en

él, a partir de los reportes de inspección de equipos inteligentes instrumentados de

segunda y tercera generación y completado con algunas de las técnicas de ensayos no

destructivos y la información técnica del ducto”

El Análisis de Integridad se hace con base en el cálculo de:

1. El tamaño máximo tolerable de defecto.

2. La rapidez de crecimiento del defecto.

3. La presión o carga máxima permisible de operación del ducto o tramo de

ducto en presencia de defectos.

Estos cálculos están fundamentados en los conocimientos de la mecánica de la fractura

y se soporta en el conocimiento de las propiedades mecánicas de los materiales de

fabricación y las dimensiones de los defectos presentes, detectados por inspección no

destructiva. Esta información se adquiere de los reportes de inspección y

mantenimiento y del historial propio del ducto. Por otra parte, los datos de las

propiedades mecánicas, caracterización metalúrgica y otra información, se obtienen

mediante pruebas de laboratorio o se utilizan los valores nominales de acuerdo a la

especificación del material de construcción del ducto.

El análisis de falla será un requisito cuando ésta se haya presentado y sus resultados

serán tomados en cuenta para el análisis de integridad.

El principal problema de las líneas submarinas es la ausencia de información importante

del ducto, ya que una vez construida la línea, es muy difícil verificar algún dato in-situ;

por lo que necesariamente se debe emplear el criterio, para seleccionar los valores de



GENERACIÓN”.


entrada del análisis. En todo caso, el criterio debe ser conservador, es decir, debe

considerar el peor de los casos, esto es: el mayor esfuerzo, el ambiente más agresivo y

las menores propiedades del material, por lo que el análisis puede resultar en una sobre

estimación de la severidad del defecto analizado.

El análisis de integridad es aplicable a ductos marinos y terrestres, desde la trampa de

envío de diablos y hasta la trampa de recibo en la instalación y sus alcances son los

siguientes:

• Solo aplica a líneas fabricadas con tubería de acero al carbón y unidos por

soldadura.

• Establece los criterios para la evaluación de severidad de defectos que estén

presentes en el ducto, según su tipo y tamaño, así como los requerimientos de

inspección no destructiva.

• Especifica los datos e información que son necesarios para calcular la resistencia

y la vida residual de los tramos del ducto analizado.

• Establece los criterios de aceptación, reparación o retiro de los tramos del ducto

con defectos para garantizar la seguridad durante su operación.

Para realizar un análisis de integridad, es necesario contar con la información mínima

necesaria que en forma resumida contiene lo siguiente:

• Datos de diseño

• Datos de operación

• Reporte de las condiciones actuales de servicio y máximas posibles.

• Reporte del historial



GENERACIÓN”.


Fig. 3.9 El Proceso de Análisis de Integridad

En la figura 3.9 se muestra detalladamente el proceso de Análisis de Integridad el cual

permite evaluar cuantitativamente la integridad de un componente, con base en la

identificación del tipo y grado de severidad de los defectos presentes en el, sus

características de diseño, las propiedades de los materiales, las características de

construcción, las condiciones de servicio y su historial de operación.



GENERACIÓN”.


3.3 Procedimiento del Análisis de Integridad A plicado a Ductos

Fig. 3.10 Diagrama de Flujo del Procedimiento de A nálisis de Integridad

3.3.1 Objetivo

El objetivo de este procedimiento es describir las actividades y requerimientos de

información, necesarios para efectuar el análisis de integridad de ductos utilizados para

la recolección y el transporte de hidrocarburos, que contienen defectos ocasionados por

el servicio, por fabricación o por daño mecánico.

Este procedimiento está fundamentado en los conocimientos teóricos y prácticos de la

mecánica de la fractura y se apoyan en el conocimiento de las propiedades mecánicas



GENERACIÓN”.


de los materiales de fabricación y las dimensiones de los defectos presentes,

detectados por inspección no destructiva. Esta información debe ser obtenida de los

reportes de inspección y mantenimiento. Por otra parte, la evaluación de propiedades

mecánicas, caracterización metalúrgica y otros datos, se consigue mediante pruebas de

laboratorio o en su defecto se utilizarán los valores nominales de acuerdo a la

especificación de la tubería [3.11].

3.3.2 Alcances

Este procedimiento establece los pasos a seguir para efectuar el análisis de integridad

en tramos de ductos que contengan defectos de manufactura, construcción y servicio y

que hayan sido inspeccionados mediante una técnica de ensaye volumétrica, de

manera que se tengan la forma y medidas en las tres dimensiones de los defectos.

Es aplicable sólo a tuberías fabricadas de acero y construidas de acuerdo a las

especificaciones NRF-030 PEMEX-2003 [3.12], ASTM-A53 [3.13], A106 [3.14], API-5L [3.15] y

CID-NOR-N-SI-0001 [3.16] que estén expuestas a ambientes aéreos, terrestres o

marinos, por el exterior del ducto; y a petróleo crudo, gas natural o mezclas de éstos, en

el interior. Este procedimiento es aplicable a ductos sujetos a presión interna, que

cumplan con la condición de comportamiento de pared delgada. Los ductos que pueden

ser evaluados con este procedimiento comprenden:

• Ductos de diferentes diámetros con costura por arco sumergido recta y helicoidal,

con costura por resistencia eléctrica y sin costura.

• Codos y tees

• Pasos aéreos

• Defectos en soldaduras

Para aplicar este procedimiento, es necesario contar con la siguiente información:



GENERACIÓN”.


• Reporte de inspección con Equipo Instrumentado del ducto a analizar.

• Reporte de las condiciones actuales de servicio del ducto.

• Datos de diseño del ducto.

• Reporte del historial de servicio del ducto.

Este procedimiento no se aplica a la combinación de dos o más defectos en la misma

área del ducto, en tal caso se realiza un estudio más detallado.

El criterio de análisis de integridad descrito está apoyado solo en la habilidad del ducto

para mantener su integridad mecánica bajo presión interna, combinada con presión

hidrostática y cargas externamente impuestas por movimiento de suelos, etc.

Entendiéndose la integridad mecánica, como la capacidad del ducto para contener un

fluido a presión en su interior, soportar las cargas externamente impuestas y mantener

su forma y continuidad sin presentar fugas, agrietamientos o rupturas. La precisión de

los resultados del análisis es función únicamente de la exactitud de los datos

proporcionados y de la veracidad del reporte de la inspección no destructiva. En

ausencia parcial de información del ducto, se considera, según el caso: el mayor

esfuerzo, el ambiente más agresivo y las menores propiedades del material.

3.3.3 Criterios del Análisis de Integridad

La base del diseño y evaluación de ductos y en general de cualquier componente

estructural o mecánico es el esfuerzo. Si este parámetro es aceptable, es decir, se

encuentra por debajo del valor máximo permisible, el ducto o componente es aceptable

y puede seguir operando. Así mismo, la predicción de vida se realiza determinando la

rapidez de crecimiento de defecto y calculando el tiempo en el cual ese defecto

producirá un esfuerzo superior al permisible o una fuga, por lo tanto, el trabajo analítico

del Análisis de Integridad se fundamenta, en primera instancia en la determinación del

esfuerzo operante en el ducto o tramo de ducto en el momento del análisis [3.8].



GENERACIÓN”.


En la mayoría de los casos, los ductos se consideran con pared delgada, cuyo material

es homogéneo, contínuo, isotrópico y lineal elástico. Están sujetos a condiciones de

carga que producen los siguientes esfuerzos:

• Esfuerzo circunferencial por presión interna: SC

• Esfuerzo longitudinal ( por presión interna, flexión y expansión): SL

• Esfuerzo fluctuante por: mareas, vibraciones por efecto de vortice, movimiento de

la estructura, presiones cíclicas, y fluctuaciones de presión.

• Esfuerzo de colapso por presión externa ( movimientos de suelos)

Fig. 3.11 Criterios de Análisis de Integridad

La presión de diseño (Pd) es la presión máxima a la que se puede operar el ducto

según su diseño original, suponiendo que no contiene defecto alguno [3.17].

Generalmente, está definida en términos de la presión que produciría un esfuerzo

circunferencial en la pared del tubo, igual a una fracción del esfuerzo de cedencia del

material de fabricación de la tubería. La fracción es el factor de seguridad que depende

principalmente del tipo de servicio. Pd se calcula como [3.18]:

SC

SL



GENERACIÓN”.


Donde:

So Esfuerzo de cedencia

tn Espesor nominal

D Diámetro

Pe Presión Externa por la columna hidrostática, y

F1 Factor de seguridad (que depende de la clase de localización)

La presión de falla (Pf) es la presión interna del ducto que produce una fuga o ruptura

de la tubería en el tramo que contiene el defecto analizado. La presión hidrostática no

deberá restarse al valor de Pf, por que ya ha sido considerada en el cálculo de Pf. En el

Análisis de Integridad, los cálculos de esfuerzo deben expresarse finalmente como una

presión máxima permisible de operación (PMPO); esta es la presión máxima a la cual

se puede operar un ducto que contiene defectos, reservando su integridad estructural y

su factor de seguridad por diseño. Cuando la PMPO sea igual o mayor que la diseño, se

tomará a esta última como la PMPO. Esta se determina como:

Muchas veces es necesario analizar varios estados de esfuerzos a la vez para

comprender mejor un problema, para esto se usan los mapas de cedencia. Estos son

una representación gráfica de los criterios de cedencia, se dan en función de

coordenadas dadas por los esfuerzos principales y definen las “regiones” de

deformación elástica y plástica.

Los mapas de cedencia más usados son los correspondientes al esfuerzo

bidimensional, en el cual solo hay componentes en dos dimensiones.

Esta condición se cumple entre otros en:

• Superficies libres



GENERACIÓN”.


• Combinaciones tensión- torsión

• Recipientes a presión (como líneas de transporte de hidrocarburos)

• Placas delgadas.

En esfuerzo bidimensional siempre hay un esfuerzo principal que vale cero; por

conveniencia de notación llamaremos a este σ, aunque sabemos que el 3 puede

corresponder a un esfuerzo negativo, (+) (+) y (-) (-), serán los esfuerzos principales

diferentes de cero, independientemente de su valor. En este caso no hay esfuerzos

cortantes.

En situaciones donde la forma principal de daño sea la fatiga, la integridad del ducto se

calcula en función del número de ciclos de falla (N). En la metodología más común de

evaluación de fatiga en ductos, se emplea la curva de vida en fatiga o curva S-N.

Normalmente, estas son determinadas en pruebas de laboratorio en probetas extraídas

de tubos de la misma especificación que los instalados y probados en el mismo

ambiente.

La presencia de grietas debido a daño físico, fatiga, agrietamiento por corrosión-

esfuerzos, hidrógeno absorbido y defectos en soldaduras, son posibles en ductos, por

lo que el uso de la mecánica de la fractura es obligatorio.

El criterio de selección de defectos para inspección complementaria externa y análisis

de integridad descrito en este procedimiento, se realiza con base en la habilidad de que

el ducto mantenga su integridad estructural bajo presión interna, entendiéndose esta

como la capacidad de contener un fluido a presión en su interior, así también mantener

su forma y continuidad.

Este no debe ser el único criterio a emplear cuando un ducto esté sometido a esfuerzos

secundarios (tales como flexión, vientos, etc.), particularmente, si el ducto está sujeto a

la acción de fuerzas o cargas no especificadas en el procedimiento de cálculo.



GENERACIÓN”.


Este procedimiento establece los criterios de severidad según el tipo y tamaño de

defecto o defectos que estén presentes en la pared del ducto, así como los

requerimientos de inspección no destructiva del tramo dañado y la evaluación de

propiedades mecánicas en la tubería. Además, especifica los datos e información que

son necesarios para predecir la resistencia residual y la vida residual de los tramos de

ducto analizados. Establece los criterios de aceptación, reparación o retiro de los ductos

con defectos, para garantizar la seguridad del ducto durante su operación.

3.3.4 Limitaciones.

Este procedimiento está limitado al cumplimiento de las siguientes condiciones:

Defectos ya localizados, identificados y dimensionados, presentes en la pared de tubos

sujetos a presión interna, geometría, especificación de material y condiciones de

operación conocidas.

Los defectos a considerar para el análisis de integridad son:

• Reducción uniforme y localizada de espesor.

• Grietas.

• Ampollas.

• Laminaciones.

• Abolladuras.

• Entallas.

• Desalineamientos.

• Inclusiones no metálicas y otros defectos de construcción del material.

En la selección de defectos en este procedimiento, se considerará el peor caso

reportado, entendiéndose éste como aquel donde se encuentre la combinación del

mayor esfuerzo, ambiente más agresivo y propiedades del material degradado, por lo



GENERACIÓN”.


que frecuentemente resultará en una sobre estimación de la severidad del defecto

analizado.

Por otro lado, ninguna sobre estimación deberá ser considerada como una garantía de

una resistencia y vida remanente mayor, y el usuario deberá realizar las acciones

pertinentes de reparación, adecuación de condiciones de operación o retiro dentro de la

forma y tiempo establecidos en las recomendaciones.

3.3.5 Procedimiento General del Análisis de Inte gridad

De acuerdo a las consideraciones anteriores, el Análisis de Integridad de Ductos de

recolección, transporte y servicios de hidrocarburos que hayan sido inspeccionados

mediante la corrida de Equipo Instrumentado se realizará de acuerdo al siguiente

procedimiento general [3.17].

1. Reporte de inspección no destructiva y de la inform ación técnica del ducto.- El

reporte de la inspección no destructiva deberá contener la lista de defectos, la clave de

identificación del defecto, su ubicación, tipo de defecto y dimensiones y un reporte

gráfico de la forma, tamaño y localización de defectos en la tubería.

2. Análisis preliminar.- Se realizará un análisis preliminar de integridad, con base

únicamente en la información recibida. Con estos datos se identificarán las formas de

daño presentes y se relacionarán con las condiciones de servicio, ambientales, etc. Con

esta información se determina la PMPO y se ejecuta una primera estimación de la vida

remanente (VR), empleando los criterios descritos en la sección anterior y se presentan

las recomendaciones de inspección complementaria y de reparación de aquellos

defectos seleccionados para tal efecto. Además contiene los requerimientos de

muestreo y pruebas de laboratorio que deberán realizarse en caso de que sea

necesario.



GENERACIÓN”.


El análisis preliminar contiene además los requerimientos de muestreo y pruebas de

laboratorio que deberán ejecutarse en caso de que así se requiera y las

recomendaciones provisionales de reparación.

3. Inspecciones complementarias.- Cuando así se determine, se realizarán

inspecciones complementarias locales con indicaciones específicas para corroborar si

la información proporcionada por el vehículo inteligente es correcta y adecuada.

4. Análisis de resultados.- Con base en los resultados de la inspección

complementaria y pruebas, se efectuará el análisis de integridad final, el cual consiste

en lo siguiente:

• Análisis determinístico de evaluación de severidad de defectos.

• Determinación de las formas y rapidez de deterioro operantes y cálculos de vida

remanente.

• Análisis Probabilístico.

5. Reporte final.- Este documento contendrá la lista definitiva de las reparaciones

efectuadas cronológicamente, los procedimientos de reparación, la presión o carga

máxima permisible de operación, el programa de inspección a futuro y las

recomendaciones de operación, Inspección y mantenimiento para incrementar el nivel

de seguridad de la instalación y extender su vida útil.

Para el desarrollo del análisis de integridad es obligatorio contar con la información

referente al ducto objeto de análisis. La calidad del análisis de integridad depende

completamente de la calidad de la información, por lo tanto es importante establecer el

alcance de cada grupo de información requerida.

Para efectuar el análisis de integridad a ductos existen dos metodologías que son: el

método deterministico y el método Probabilístico. Para este caso de estudio se aplicará



GENERACIÓN”.


el método determinístico, sin embargo para efectos de información se describirá el

método Probabilístico.

Método de análisis determinístico: El análisis parte de los resultados de inspección

no destructiva, ya sea con equipo instrumentado de inspección interna o de tipo

muestral. El análisis de integridad consiste en: Evaluación de la severidad de los

defectos presentes, cálculo de la presión máxima permisible de operación, predicción

de vida útil y emitir recomendaciones de reparación.

Método de análisis Probabilístico : la dificultad en el acceso físico a una línea provoca

que sea casi imposible verificar su estado, de manera que no se tenga una certeza de

los datos necesarios para un Análisis de Integridad, como son: espesores, propiedades

materiales, dimensiones de defectos, etc. Estas incertidumbres pueden ser manejadas

mediante un análisis Probabilístico que permita tomar decisiones dentro de un nivel de

seguridad o confiabilidad adecuado.

La metodología general del análisis probabilístico es:

1. Identificación de los modos de falla.

2. Definición de la función de estado límite.

3. Medición de incertidumbres de las variables aleatorias.

4. Cálculo de la probabilidad de la falla.

5. Determinación de los niveles de confiabilidad.

6. Calibración de los factores de seguridad.

7. Evaluación de los resultados.

Los modos de falla son identificados de los reportes de inspección o cálculos teóricos o

de simuladores para líneas no inspeccionables.



GENERACIÓN”.


3.3.6 Clasificación de Anomalías con Respecto a su Severidad para la Evaluación del Ducto Mediante el Análisis de Integr idad.

Los criterios utilizados en ductos terrestres para definir si un defecto debe ser

considerado como severo, para dictaminar posteriormente si el tramo que lo contiene

debe ser reparado o retirado de servicio son [3.19]:

1. PMPO ≤ POP (donde PMPO es la Presión Máxima Permisible de

Operación y POP es la Presión de Operación).

2. Pérdida de espesor > 80%

3. Todas las grietas mayores que las permitidas por las normas de construcción son

severas, serán analizadas por mecánica de fractura. Este criterio no aplica a

laminaciones ni ampollas, las cuales serán objeto de un análisis especial.

4. TVR < Plazo para la próxima inspección. (TVR es tiempo de vida remanente).

5. Deformación plástica mayor de 0.5%.

6. Un tramo o totalidad de ducto, deberá considerarse para retiro, si la cantidad o

extensión de defectos es tal que el costo de la reparación resulta antieconómico

de llevar a cabo. El límite antieconómico es determinado por el usuario.

Los siguientes índices definen cuantitativamente el nivel de riesgo de falla. Este deberá

ser establecido tomando en cuenta factores tales como:

1) Importancia estratégica del ducto.

2) Análisis de riesgo en caso de falla.

3) Costo de la reparación.

4) Prioridad en los programas de mantenimiento, etc.



GENERACIÓN”.


3.3.7 Tiempo de Vida Remanente (TVR)

Es el lapso de tiempo en la que un defecto alcanza un tamaño crítico, que es el que

produce una fuga o falla en el ducto. Si el TVR es mayor que el tiempo esperado de

servicio o el periodo de la próxima inspección no hay riesgo de falla, pero si TVR es

menor que el tiempo esperado de servicio o el periodo de la próxima inspección

integral, el defecto debe repararse. Si la reparación no es posible de realizar de

inmediato, el TVR puede emplearse para establecer el plazo de la siguiente inspección.

Si el TVR es menor de 6 meses, deberá tomarse una acción correctiva inmediata [3.20].

3.3.8 Combinación de Defectos

Se considera como la combinación de dos o mas defectos, tales como pérdidas de

metal internas o externas con defectos de fabricación, falta de fusión, coronas bajas,

socavados, quemaduras por arco eléctrico, porosidad, etc. los cuales pueden

interactuar entre ellos.

Agrupación de defectos: Cuando dos defectos están muy cercanos entre si, pueden

ser considerados como uno solo para efectos del cálculo de la PMPO y TVR, en tal

caso, sus dimensiones pueden agruparse y reportarse como un solo defecto.

Riesgo de falla: Se define como la condición de la tubería que implica un evento no

deseado tal como una fuga, una fractura o una explosión: dicha condición, provoca que

la capacidad de la tubería para contener herméticamente el fluido que transporta y la

presión interna a la cual está sometida sea reducida o eliminada. El riesgo de falla se

determina en función de la presión máxima permisible de operación (PMPO) ó del

tiempo de vida remanente (TVR) de la tubería.



GENERACIÓN”.


3.3.9 Relación de Presiones (RP)

Indica a que porcentaje de la PMPO se está operando el ducto y por lo tanto es

indicativa del margen de seguridad existente.

Se define como:

RP = PMPO / POP

En base a lo anterior se tienen tres situaciones:

1. Si RP es mayor o igual que 1.0, no se afecta el factor de seguridad y el ducto

puede ser operado a la POP.

2. Si RP es menor de 1.0 pero mayor que FS (Factor de Seguridad), la operación

tiene cierto riesgo, pues ya está haciendo uso del factor de seguridad establecido

por la norma y se debe tomar una acción correctiva en un plazo menor a los 12

meses; no obstante, mientras se ejecuta la acción correctiva, la POP no debe

incrementarse por arriba de la PMPO reportada en el análisis de integridad.

3. Si RP es menor o igual que FS, se debe tomar una acción correctiva inmediata

que puede ser:

• Reducción de la presión de operación por debajo de la PMPO.

• Colocación de un refuerzo o ejecución de acción correctiva recomendada

inmediata y

• Suspensión del servicio, si así es necesario.

3.3.10 Prioridades de Acción Correctiva

La prioridad de acción correctiva es un factor que define la urgencia con la que se debe

tomar una acción correctiva en un tramo del ducto que se ha dictaminado para



GENERACIÓN”.


reparación, de acuerdo a los criterios de severidad. Debido a que un ducto puede fallar

por aumento de presión, conclusión de su vida remanente por esfuerzos excesivos, se

define un factor de priorización para cada una de estas formas de falla.

La prioridad se establece de la forma siguiente:

Prioridad 1

Muy severa, riesgo inminente de falla en tiempo de varios días o con aumentos leves de

presión de operación (10 a 20% arriba de POP). Para que la anomalía se clasifique

como prioridad 1 debe cumplirse:

RP < 1.2 FS o TVR < 6 meses ó RS>=0.9

Prioridad 2

Anomalía severa con alta probabilidad de falla con aumentos de presión moderados o

en plazo de meses. Para que la anomalía se clasifique como prioridad 2 debe

cumplirse:

1.2 FS < RP < 0.55 FS + 0.5 ó 6 meses < TVR < 1 Año ó 1<RS<=1.2

Prioridad 3

Anomalía con severidad moderada, riesgo de falla sustancial, posibilidad de falla si la

POP se aproxima a la Pd, ó en represionamientos grandes ó en presencia de altos

esfuerzos secundarios en eventos tales como: golpes de ariete, sismos, deslizamientos

de terreno, golpes de maquinaria, etc. Para que la anomalía se clasifique como

prioridad 3 debe cumplirse:

0.55FS + 0.5 < RP >1.1 ó un Año < TVR < Cinco Años ó 1.2 < RS <= 1.5



GENERACIÓN”.


Prioridad 4

Anomalía con severidad leve, riesgo posible si no se realiza la reparación

recomendada; la reparación se efectúa con la intención de restablecer la resistencia de

diseño y la vida útil del ducto. Para que la anomalía esté clasificada como tipo 4 debe

cumplirse lo siguiente:

RP >1.1 y PMPO < PD ó Cinco Años < TVR < Diez años

Prioridad 5

Anomalía no severa, riesgo dentro de lo permisible por el factor de seguridad. El criterio

a seguir para definir si una anomalía es prioridad 5, es que las condiciones de RP, TVR

y RS deben ser superiores a lo establecido para la prioridad 4.

3.3.11 Proceso de Administración de Integridad de Ductos En un proceso integrado y repetitivo, los pasos se muestran de forma secuencial en la

figura 3.12, hay una gran cantidad significativa de flujo de información e interacción

entre los diferentes pasos. Por ejemplo, la selección de un enfoque de evaluación de

riesgo, depende en parte de la disponibilidad de los datos e información relacionados a

la integridad. Conforme se lleva a cabo una evaluación de riesgo, se puede identificar la

necesidad de datos adicionales para evaluar con más precisión peligros potenciales.

Así, los pasos de recolección de datos y la evaluación del riesgo están estrechamente

relacionados y pueden requerir varias repeticiones hasta que se tenga la confianza de

que se ha alcanzado una evaluación satisfactoria.



GENERACIÓN”.


Fig. 3.12 Proceso de Administración de Integridad d e ductos

3.3.12 Identificación de Impactos Potenciales al Ducto.

El primer paso en la administración de integridad es la identificación de peligros

potenciales. Los datos de incidentes de ductos de gas han sido analizados y

clasificados por el Comité Internacional de investigación de ductos Pipeline Research

Comité internacional (PRCI) en 22 causas raíz [3.2]. Una de las causas reportadas por

las compañías es “desconocida”; esto es, no se identificó una causa raíz específica. Los

restantes 21 peligros se han agrupado en nueve categorías de tipos de fallas de

acuerdo a su naturaleza y características de crecimiento, además de delimitar por tres

tipos de defectos dependientes del tiempo. Las nueve categorías son útiles para

identificar peligros potenciales.

Dependiente del tiempo

• Corrosión Exterior

No

Si



GENERACIÓN”.


• Corrosión Interior

• Fracturas por tensión de Corrosión ( SCC)

Estables

• Defectos relacionados con la manufactura

Cordón de soldadura defectuoso

Tubo defectuoso

• Relacionados con la soldadura /construcción

Soldadura circunferencial defectuosa

Soldadura de fabricación defectuosa

Arrugas o dobleces

Cuerdas rayadas o rotas – falla de coples

• Equipo

Falla de empaques

Mal funcionamiento de equipo de control/relevo

Falla de empaques de sello en bombas

Misceláneos

Independientes del Tiempo

• Daño por terceros / mecánico

Daño ocasionado por primeras, segundas o terceras partes (fallas

instantáneas/ inmediatas)

Tubo previamente dañado (modo de falla retardado)

Vandalismo



GENERACIÓN”.


• Operaciones incorrectas

Procedimiento operativo incorrecto

• Clima y fuerzas externas

Clima frío

Rayos

Lluvias intensas e inundaciones

Movimientos de suelo

3.3.13 Recopilación, Revisión e Integración de Dat os.

Se recolecta una serie de datos para evaluar cada amenaza. Esta información debe

incluir los atributos (espesor de tubería, diámetro de tubería, tipo de soldadura y factor

de unión, fabricante, etc.), de construcción (año de instalación método de unión,

proceso e inspección de resultados, profundidad de enterrado, cruces/encamisados,

etc.) Operacional (calidad del gas, tasa de flujo, presión de operación máxima y mínima,

historial de fallas o fugas, etc.) y de inspección (pruebas de presión, inspecciones con

equipos instrumentados, inspecciones de control de corrosión (CIS), etc.). Se debe

crear un plan para recolectar, revisar, analizar y ubicar los datos. Estos procesos son

necesarios para verificar la calidad y consistencia de los datos. El no contar con datos

de elementos identificados no es una justificación para la exclusión de la amenaza del

programa de administración de integridad [3.21].

Los programas de mantenimiento rutinario son una fuente importante de datos para el

desarrollo del plan. Los reportes que se generan de las actividades realizadas como las

inspecciones del derecho de vía, de los sistemas de protección catódica, de las

velocidades de corrosión interior, entre otros, permiten actualizar continuamente el

nivel de riesgo en cada uno de los ductos. De manera recíproca, de los resultados del

plan con sus indicadores de desempeño, es posible determinar la efectividad de estos



GENERACIÓN”.


programas y determinar si es necesario hacer ajustes en los mismos, tanto en la

frecuencia de ejecución como en la calidad de la información.

3.3.14 Evaluación de Riesgos

El riesgo se describe generalmente como el producto de dos factores primarios, la

posibilidad de falla (o probabilidad) de que un evento adverso ocurra y las

consecuencias resultantes de ese evento; existen varios métodos usados para la

evaluación del riesgo entre los que se encuentran, análisis de expertos en la materia,

modelos de evaluación relativa, modelos con base en escenarios y modelos

probabilísticos, teniendo estos los siguientes objetivos:

• Priorizar ductos o segmentos para programar evaluaciones de integridad y

acciones de mitigación.

• Evaluación de los beneficios derivados de acciones de mitigación.

• Determinación de las medidas de mitigación más efectivas para los peligros

identificados.

• Evaluación del impacto en la integridad por modificaciones en los intervalos de

inspección.

• Direccionamiento más efectivo de recursos.

3.3.15 Evaluación de Integridad

Con base en las prioridades determinadas por la evaluación de riesgo, se debe llevar a

cabo evaluaciones de integridad usando métodos apropiados. Los métodos que pueden

usarse son la inspección de ductos, el cual considera los peligros a los cuales el

segmento del ducto es susceptible.



GENERACIÓN”.


3.3.16 Elementos de un Proceso de Administración de Integridad de Ductos.

Se requiere una serie de elementos para elaborar un programa de administración de

integridad completo, sistemático e integrado. Los elementos del programa que se

requieren en todos los programas de administración de Integridad, se muestran en la

Fig. 3.13

Fig. 3.13 Elementos de un Proceso de Administración de Integridad de ductos

3.3.17 Plan de Administración de Integridad

El plan de administración de integridad se desarrolla después de recopilar los datos y

terminar la evaluación de riesgo para cada amenaza y para cada segmento del sistema

de ductos. Un método apropiado de evaluación de integridad deberá identificarse para

cada sistema o segmento del ducto. La evaluación de integridad de cada sistema se

puede lograr con una prueba de presión, una inspección interna de línea usando

diversas herramientas, evaluación directa, o el uso de otras tecnologías probadas.



GENERACIÓN”.


3.3.18 Plan de Comunicación

Se debe desarrollar e implementar un plan de comunicación con el fin de mantener al

personal de la compañía, a las autoridades gubernamentales y al público informado

sobre sus esfuerzos de administración de integridad y los resultados de las actividades

de administración de integridad. Las comunicaciones se deben emitir tan a menudo

como sea necesario, para asegurarse que tanto el personal civil, como el

gubernamental, tengan información actual sobre el sistema y los esfuerzos de la

administración de integridad.

3.3.19 Plan de Control de Calidad

El control de calidad según se define para este estándar es la “prueba documentada de

que se cumple con todos los requisitos del programa de administración de integridad.”

Los requisitos de un programa de control de calidad incluyen la documentación,

implementación y actividades de mantenimiento. Generalmente se requieren de seis

actividades:

• Identificar los procesos que serán incluidos en el programa de la calidad.

• Determinar la secuencia y la interacción de estos procesos.

• Determinar los criterios y los métodos necesarios para asegurar que la operación

y el control de estos procesos sean más efectivos.

• Proporciona los recursos y la información necesaria para apoyar la operación y el

monitoreo de estos procesos.

• Monitorear, medir, y analizar estos procesos.

• Implementar acciones necesarias para alcanzar los resultados previstos y la

mejora continua de los procesos.



GENERACIÓN”.


El plan contempla, que en cada una de las etapas, se utilicen sistemas institucionales

de vanguardia de PEMEX Exploración y Producción, para la administración de datos

técnicos y financieros.

Para la programación del mantenimiento y llevar el seguimiento físico financiero del plan

se cuenta con el SAP, también se tiene una base de datos técnicos de cada ducto y sus

equipos en este sistema. Así mismo, la estadísticas de fugas y el control de la

corrección de no conformidades en los ductos y derechos de vía, las fig. 3.14 y 3.15

muestran pantallas del SAP con datos financieros técnicos.

Para el análisis de riesgo, su evaluación y determinar acciones de mitigación, PEP

cuenta con una herramienta denominada PIRAMID (Pipeline Risk Analisis for

Maintenance and Inspection Decisions). Se desarrolla en un consorcio en el que

participan compañías de transporte de hidrocarburos por ducto, com Zinder Morgan,

Enbridge, Conoco Philips, Southern California, Saudi Aramco, entre otras. El consorcio

patrocina su desarrollo, por lo cual los miembros son copropietarios de la tecnología,

con uso limitado de la misma dentro de cada organización. PIRAMID, es una de las

herramientas mas completas para la administración del riesgo, en las figura 3.16, se

representa el proceso empleado por el PIRAMID para el análisis, evaluación y

administración del riesgo.

La administración de la documentación generada en todo el proceso de administración

de integridad, se integra en un sistema desarrollado internamente en PEP denominado

SPADA, aquí se almacena toda la documentación en forma digital para su consulta.

Otro de los sistemas institucionales es el denominado @ditep, administración de datos

e información técnica de exploración y producción. Esta herramienta permite el manejo

de datos en forma gráfica, por lo que es posible la ubicación de los ductos en un mapa

georeferenciado, al cual se le pueden ligar los datos técnicos y representarlos de forma



GENERACIÓN”.


gráfica como se indica en las figuras 3.17 y 3.18. La ventaja de estos sistemas es que

es posible acceder a ellos desde cualquier centro de trabajo, ya que se manejan en la

red interna de PEP.

Fig. 3.14 Pantallas de SAP

Fig. 3.15 Pantallas de SAP



GENERACIÓN”.


Fig. 3.16 Herramienta PIRAMID para Administración d el Riesgo

Fig. 3.17 Administración de Datos e Información T écnica de Exploración

y Producción @ditep.



GENERACIÓN”.


Fig. 3.18 Administración de Datos e Información T écnica de Exploración

y Producción @ditep.


Primeramente, se presenta el cambio en la administración del mantenimiento en

PEMEX Exploración y Producción. Así mismo se inicia con los fundamentos de

Integridad Mecánica, los principios del análisis de Integridad de ductos inspeccionados

con equipo Instrumentado, su procedimiento aplicado a ductos y la comprensión de la

aplicación del análisis de integridad mecánica en planes de mantenimiento, permitiendo

de manera sistemática obtener información de la condición de los ductos, para que de

manera estratégica se asignen efectivamente los recursos a las actividades de

prevención, detección y mitigación, que resultarán en el incremento de la seguridad de

las instalaciones y el entorno ecológico, y por consecuencia una significativa reducción

en el número de incidentes en el sistema de transporte de hidrocarburos por ductos. El

análisis de integridad es de gran importancia en esta tesis, ya que de los resultados de



GENERACIÓN”.


defectos encontrados mediante la inspección con Equipo Instrumentado Inteligente, se

puede establecer los criterios de severidad de defectos, los requerimientos de

inspección no destructiva que se explican en el segundo capítulo y los procedimientos

para evaluar la necesidad de reparación para garantizar la seguridad del ducto durante

su operación, la continuidad en la producción y el mínimo impacto ambiental. Por otra

parte, en el siguiente capítulo se muestran los equipos instrumentados y la tecnología

que utilizan para la detección de hallazgos, y algunos otros equipos convencionales

necesarios para efectuar una inspección interna en un ducto de transporte de

hidrocarburos.

3.5 Referencias:

[3.1] Tomás Limón Hernández; Comité de Ductos de Petróleos Mexicanos y

Organismos Subsidiarios. Ductos, Publicación Trimestral Nº 32, Año 5 Abril-

Junio 2004.

[3.2] H. P. Chow Escobedo, “Plan de Administración de Integridad de Ductos de

PEP” en el Congreso y Exposición Internacional del Petróleo en México,

“Identificación de Impactos Potenciales al Ducto”, AIPM, Cancún Quintana Roo,

Agosto 2006.

[3.3] Francisco Caleyo; Análisis reciente del Centro de Investigación y Desarrollo en

Integridad Mecánica (CIDIM) para Ductos de PEP, Agosto 2005, de la Base de

datos de la DOT-OPS. Diplomado “Métodos de Evaluación de Defectos de

Corrosión“, ESIQIE, IPN, Noviembre 2006. E-mail: [email protected]

[3.4] C. Punckt et al., Marzo 2004, “Pérdidas por Incidentes Provocados por

Corrosión en EU,” Science 305 (2004)1133.



GENERACIÓN”.


[3.5] F. Caleyo, IMP, Estudio Para PEMEX Exploración y Producción (4 Regiones,

Norte, Sur, Marina Noroeste y Marina Suroeste), 2005. Diplomado “Métodos de

Evaluación de Defectos de Corrosión“, ESIQIE, IPN, Noviembre 2006. E-mail:

[email protected]

[3.6] Programa de Entrenamiento y Calificación para el Manejo y Aplicación de

Códigos de Evaluación de Resistencia Remanente en Ductos con Corrosión.

Subdirección de Coordinación de Sistema de Transporte por Ducto, Sep. – Dic.

2006.

[3.7] D. A. Sánchez Moreno, “Diplomado en Defectos Típicos en Ductos y, Técnicas

de Evaluación de Defectos por Corrosión”, IMP, Noviembre 2006. E-mail:

[email protected]

[3.8] J. L. González Velázquez, M. Mendoza, J. Mazo “Procedimiento de Análisis

de Integridad de Ductos para Transporte de Hidrocarburos”, V 2.0- 2001, feb.

2003.

[3.9] L. H. Hernández Gómez, R. López Martínez, “Diplomado Integridad Mecánica

2003”, Grupo de Análisis de Integridad de Ductos (GAID), Poza Rica Ver.

[3.10] J. L. González Velásquez, “Mecánica de la Fractura” Bases y Aplicaciones,

1998, Editorial limusa S.A de C.V.

[3.11] P. Sharma, Seminario, Plan de Administración de Integridad de Ductos (PAID),

ABS Consulting, Agosto 2006. Email: absconsulting.com


Ductos Terrestres para Transporte y Recolección de Hidrocarburos”,

Subcomité Técnico de Normalización, Rev.0, Junio 2003.



GENERACIÓN”.


[3.13] ASTM-A53, “Especificación Estándar para Líneas de Acero al Carbón Soldables

Con y Sin Costura”; edición marzo 1996.

[3.14] ASTM-A106, “Especificación Estándar para Líneas de Acero al Carbón sin

Costura, para Servicios de alta Temperatura”, edición julio 1995.

[3.15] API-5L, “Especificación Para Tubería de Línea” Cuadragésimo Segunda

Edición, Enero 2000, Fecha de Efectividad 1 de julio,2000.


Construcción, Operación, Mantenimiento e Inspección de Ductos de

Transporte”, Grupo de Normatividad, Rev.0, Agosto 1998.

[3.17] J. Lara Segura (2007). Revisión y Estudios de Integridad Mecánica al Gasoducto de

24”Ø (610 mm) x 39.040 Km., San Andrés – Poza Rica. Tesis de Maestría. SEPI-

ESIME-IPN.

[3.18] Tomás Hernández Cruz, Diplomado “Métodos de Evaluación de Defectos de

Corrosión “ IMP, Noviembre 2006, [email protected]

[3.19] J. L. González Velázquez, M. Mendoza, J. Mazo, Criterio de Severidad de

Defectos, “Congreso Internacional de Ductos“, Mérida, Yucatán, 14– 16 de

Noviembre de 2001.

[3.20] J. L. González Velázquez, Curso Precongreso “Principios y Criterios del Análisis

de Integridad y Riesgo en Ductos”, 7° Congreso y Ex posición Internacional de

Ductos, Pue., México, Noviembre 2003. Pag. 36 de 235

[3.21] H.P. Chow Escobedo, 1er. Seminario de la Sociedad Internacional de

Corrosionistas, Admón. de la Integridad de Ductos de Recolección y Transporte

de Hidrocarburos, Plan Maestro de PEMEX Exploración y Producción. E-mail:

[email protected].



GENERACIÓN”.


Se exponen los tipos de diablos de Inspección Interna, así como los alcances y aplicaciones de cada uno de ellos en los ductos terrestres.

“EQUIPOS DE INSPECCIÓN DE SEGUNDA Y

TERCERA GENERACIÓN”



GENERACIÓN”.


4.1 Antecedentes.

Los “diablos”, mejor conocidos internacionalmente como PIGS, son dispositivos que se

introducen y viajan a lo largo de un ducto impulsados por el flujo de determinado

producto, con el propósito de limpiar, dimensionar o inspeccionar. Fueron desarrollados

originalmente para quitar deposiciones que podrían obstruir o retardar el flujo a través

de una tubería. Hoy en día, se usan durante todas las fases de la vida de una tubería

por diferentes razones. De hecho, desde 1965 se utilizaban comercialmente para

satisfacer las necesidades mencionadas anteriormente [4.1].

Por otro lado, Petróleos Mexicanos a denunciado la existencia de tomas clandestinas

en ductos, que constituyen un importante daño patrimonial, no solo en términos del

valor de los daños, sino también por el costo de la reparación de ductos y la

restauración de suelos afectados [4.2].

Aunque cada ducto ó tubería tiene su propio conjunto de características que afectan

cómo y por qué el uso de los “diablos”, hay tres razones básicas para emplearlos en un

ducto ó tubería:

• Para separar productos diferentes;

• Para propósitos de limpieza y desplazamiento;

• Para la inspección interna y detección de fallas.

Después de que se haya construido la tubería, será necesario usar los “diablos” para

quitar cualquier objeto dejado en la línea durante la construcción; tales como

herramientas del personal constructor, varillas de soldar, piedras, animales muertos

atrapados en la línea, pedacería de tubería, troncos de madera, etc. También puede

requerirse que el “diablo” verifique cuán ovalado se encuentra el ducto. Para esto, se

utiliza un “diablo” de medición y en ocasiones un “diablo” Geometra. Posteriormente a la

limpieza, la siguiente fase es la prueba de aceptación donde se usan “diablos” con el fin



GENERACIÓN”.


de llenar la línea de agua para la prueba hidrostática; así como para la extracción,

donde se expulsa el agua al concluir y posteriormente su secado.

Cuando la tubería está en servicio, será necesario introducir continuamente al “diablo”

en la línea, para mantenerla operando eficientemente y controlar la corrosión. Es

necesario extraer los líquidos en aquellos sistemas de gas húmedo, quitando el agua

acumulada en las tuberías; así como remover y controlar la parafina en las tuberías que

transportan petróleo crudo. Conforme pase el tiempo, estas tareas de limpieza pueden

incrementarse.

Antes de llevar a cabo una inspección en línea (ILI), se realiza una inspección, con el

propósito de verificar que la tubería se encuentre limpia, para lo cual se introduce un

“diablo” falso (no instrumentado) llamado “Dummy”, el cual tiene las mismas

características de longitud y peso que un diablo instrumentado. Esto se usa para

asegurar que la herramienta de la (ILI) pasará por la línea sin ningún problema. Bajo

ciertas condiciones, las tuberías pueden requerir limpieza química, por lo que se usan

los “diablos” de gel antes de que se deterioren.

4.2. Diablos de 1ª, 2ª y 3ª Generación La inspección de tuberías, por medio de diablos instrumentados, tiene como objetivo

detectar la corrosión y otros defectos en la línea, de tal manera que se tenga la

información básica para elaborar los programas de rehabilitación. Dicha información

puede mostrar la necesidad de reparar tramos de tubería. En la actualidad existen

diversos equipos instrumentados inteligentes para inspeccionar interiormente una línea,

sin embargo los presentados en este trabajo se enfocan a dos técnicas de inspección:

flujo magnético y ultrasonido.



GENERACIÓN”.


4.2.1 Tecnologías Permitidas

Sólo las tecnologías que a continuación se indican están permitidas para la realización

de las inspecciones requeridas por la Norma NRF-060-PEMEX 2006 [4.3].

Se clasifica de la siguiente manera:

1ª. Generación.- Diablos de flujo magnético.

2ª. Generación.- Diablos avanzados de flujo magnético, los cuales contienen

hasta 10 veces el número de sensores de los diablos de 1ª. Generación.

3ª. Generación.- Diablos ultrasónicos.

Existen varias técnicas disponibles para inspeccionar el interior de los ductos; sin

embargo una de ellas tiene limitaciones en su capacidad de inspección.

El tipo de vehículo inteligente elegido dependerá del propósito de la inspección, así

como de los datos esperados de la misma. Aunque ocasionalmente los objetivos de la

inspección de tuberías con vehículo inteligente pueden variar; en general, el propósito

principal del operativo es detectar la pérdida de metal. Para este efecto, las técnicas

aplicadas son:

• Fuga de Flujo Magnético (MFL).

• Ultrasonido.

4.2.1.1 Diablo de Primera Generación (Fuga de Fl ujo Magnético)

Son equipos Instrumentados más robustos y se recomiendan para ductos localizados

en áreas aisladas, desérticas o agrícolas, en los que una falla del ducto no cusa daños

a personas o instalaciones y el acceso al ducto es fácil. Estos equipos no proporcionan

el dimencionamiento del daño.



GENERACIÓN”.


4.2.1.2 Diablo de Segunda Generación ( Fuga de Fluj o Magnético)

Fuga de Flujo Magnético, (Resolución Estándar) MFL (SR).- Sus principales

características son la detección limitada de pérdidas metálicas, no discrimina entre

posición interna o externa, detecta envolventes metálicas y solapas, localización

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

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

transversal, contactos metálicos y accesorios de instalaciones superficiales. Se utiliza

en ductos que transportan hidrocarburos líquidos o gaseosos.

Los diablos instrumentados de flujo magnético pueden ser convencionales, los cuales

ofrecen únicamente información cualitativa, que en muchas ocasiones es suficiente; o

de alta resolución, los cuales después de cierto proceso ofrecen información

cuantitativa.

Las herramientas convencionales del tipo fuga de flujo magnético, son recomendables

para inspecciones iniciales, para líneas con pocos problemas y para monitoreos

generales cuando no se necesita precisión. Su costo es él más bajo. Los diablos de

flujo magnético de alta resolución se utilizan cuando se requiere precisión en la

inspección y se sugiere más para líneas de gas. Su costo es alto, pero no tanto como

la técnica ultrasónica.

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

satura con un campo magnético. Cuando el espesor se encuentra adelgazado por

algún problema de corrosión, dicho espesor disminuido no puede contener el campo

magnético, por lo que se “derrama” o “fuga” del espesor de pared

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

tamaño del defecto. Dicha fuga ocurre a ambos lados de la pared, de tal manera que la



GENERACIÓN”.


corrosión exterior causa fuga de flujo magnético en el interior de la tubería donde

puede detectarse y medirse.

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

uno grueso, por lo que en tuberías de pared delgada, éste procedimiento tiene ventajas

sobre los diablos ultrasónicos. Debido a que no se requiere de un acoplante. Este

método es igualmente adecuado para líneas de gas y de crudo.

Los diablos de flujo magnético convencionales se caracterizan por la utilización de

sensores anchos, pocos canales de información y registros analógicos y electrónicos.

La información que se obtiene normalmente consiste en un diagrama que muestra las

señales analógicas registradas en relativamente pocos canales. Este tipo de diablos no

ofrece números exactos. Únicamente identificarán la corrosión y otros defectos e

indicarán si la corrosión es pequeña, moderada o severa. Una desventaja de estos, es

que requieren de excavaciones para que sus resultados sean significativos.

4.2.1.3 Diablo de Tercera Generación (Ultrasónic o)

El Diablo de inspección Ultrasónico fue desarrollado y comercializado en la década de

los ochenta. Contiene transductores ultrasónicos que transmiten señales

perpendiculares a la superficie del ducto, los cuales reciben las señales de eco de las

superficies interior y exterior, respectivamente, para detectar así las anomalías [4.4].

Las ondas ultrasónicas deben viajar en un medio líquido. 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

de la tubería es grueso, se recomienda su utilización. Pero tiene la limitante de operar

exclusivamente en un medio líquido y requieren que la superficie interna del ducto esté

limpia.



GENERACIÓN”.


4.2.1.3.1 Aplicación del Método de Haz Recto en el Equipo de Tercera

Generación.

Revela y dimensiona corrosión interna y externa, corrosión axial de extensión reducida,

arrancaduras, laminación, inclusiones no metálicas abolladuras, alabeo, torcedura si

están en posición circunferencial, envolventes solo las que están directamente soldadas

al ducto, defectos relativos a la fabricación del tubo. Medición de espesores en forma

directa, defectos adyacentes a soldadura, presencia de soldadura transversal y

longitudinal, accesorios de instalaciones superficiales, detecta cambio de espesores

tecnología utilizada únicamente en ambiente líquido o en ductos que transportan gas,

mediante un acoplante líquido.

4.2.1.3.2 Aplicación del Método de Haz Angular en e l Equipo de Tercera

Generación.

Detecta y dimensiona corrosión interna y externa, corrosión axial de extensión reducida,

grietas y defectos axiales estrechos, esfuerzo de rotura por corrosión, esfuerzos de

fatiga, defectos en soldadura longitudinal, falta de fusión, fisuras circunferenciales,

grietas, defectos longitudinales, colonias de agrietamientos asociadas a la corrosión

bajo esfuerzo, abolladuras, alabeo torcedura si están en posición circunferencial,

envolventes solo los que están directamente soldados al ducto, defectos relativos a la

fabricación del tubo, medición de espesores. Se obtiene información concisa de las

anomalías existentes en el flujo transversal pero se pierde precisión en información de

las anomalías existentes en el sentido longitudinal. La tecnología utilizada es

únicamente para ambiente líquido o en ductos que transportan gas, mediante un

acoplante líquido.



GENERACIÓN”.


4.3 Procedimiento para Introducción, Lanzamiento, S eguimiento, Monitoreo,

Recepción y Retiro de Equipos (Diablos) de Inspecci ón.

4.3.1 Objetivo. Este procedimiento establece y describe a detalle, todos los movimientos necesarios

para la adecuada y operación segura de los equipos de inspección antes, durante y

después de realizar las maniobras de introducción, lanzamiento, recepción y retiro de

los equipos (diablos) de inspección en el área de trampas de PEP Región Norte, así

como todas las actividades a realizar para el correcto seguimiento y monitoreo de los

equipos (diablos) en los derechos de vía durante las corridas de inspección.

4.3.2 Alcances.

Proporcionar los conocimientos básicos, para la operación adecuada y segura de los

equipos de inspección, al personal que intervendrá en las maniobras de introducción,

lanzamiento, seguimiento, monitoreo, recepción y retiro de los equipos (diablos) de

inspección en el área de trampas y derechos de Vía de PEP Región Norte.

4.3.3 Requisitos.

Solo personal capacitado deberá intervenir en las maniobras de introducción,

lanzamiento, seguimiento, monitoreo, recepción y retiro de los equipos (diablos) de

inspección en el área de trampas de PEP Región Norte. El personal a cargo de la

supervisión, deberá tener el conocimiento, experiencia, capacidad y autoridad

suficiente, para verificar que se cumpla el presente procedimiento, así como los que

apliquen en relación a Seguridad Industrial y Protección Ambiental.



GENERACIÓN”.


4.3.4 Desarrollo.

4.3.4.1 Introducción y Lanzamiento de Equipos de Inspección.

No obstante que las trampas de envío tienen características para cada ducto en

particular, existen elementos que son básicos para la operación correcta y segura de la

instalación. Sin importar si las líneas están en operación o no durante el proceso de

introducción (encubetado) de los equipos de inspección conocidos como diablos, se

deberá seguir el mismo procedimiento básico para todos los casos. El diagrama y

procedimiento que a continuación se describen indican una trampa de envío típica. Es

responsabilidad de PEP Región Norte, la operación de las válvulas en las instalaciones

de trampas de envío donde se ejecutarán los trabajos relativos. El personal a cargo

verificará que las válvulas se encuentren alineadas correctamente y que el

procedimiento de operación se desarrolle de manera que no constituya un riesgo para

el personal o que pudiera ocasionar dańos a los equipos [4.5].

Fig. 4.1 Diagrama de Trampa de Envío.

Hacia Línea de Flujo Principal



GENERACIÓN”.


Válvulas de la Trampa de Envío

• La válvula A es la de aislamiento y se halla instalada en línea con la cubeta y el

ducto en donde se va a correr el diablo. Esta válvula deberá ser tipo compuerta o

esfera, de paso completo diseñadas para paso de diablos y del mismo diámetro

nominal que el ducto.

• La válvula B es la principal del ducto y está instalada aguas abajo de la válvula

de aislamiento. Esta permite el flujo del producto a través de la instalación y del

ducto cuando la trampa está aislada.

• La válvula C es la de lanzamiento, conocida comúnmente como pateadora y se

encuentra instalada en el área de la cubeta cercana a la tapa o charnela. Su

propósito es la de ayudar a aislar la trampa durante la introducción de los diablos

y la de proporcionar el flujo que se requiere para el lanzamiento de los mismos.

• La disposición normal de la trampa de envío es como sigue: La válvula A y C

deberán estar completamente cerradas , debiendo ser aseguradas y marcadas

con etiquetas. La válvula B deberá estar completamente abierta. Esta es la

disposición normal de operación.

Procedimiento de Introducción y Lanzamiento

• Asegurarse que el personal que participará en la operación de introducción y

lanzamiento de diablos conozca plenamente las actividades a realizar.

• Verificar que las válvulas A y C estén cerradas.

• Verificar la presión que indica el manómetro instalado en la cubeta de la trampa.

• Alinear válvula de desfogue hacia tanque de recuperación o sistema de

desfogue. En caso de no contar con lo anterior, se deberá conectar un sistema

de vaciado por medio de mangueras hacia un carro tanque.

• Abrir válvula de venteo para facilitar el vaciado de la trampa, así como para

verificar que ésta se encuentra completamente depresionada.



GENERACIÓN”.


• Si se han operado productos o sustancias peligrosas, la trampa deberá ser

inertizada antes de proceder a abrir la charnela (ejemplo nitrógeno).

• El dispositivo de seguridad para liberación de presión instalado en la charnela o

tapa de la cubeta deberá ser removido lentamente (si aplica).

• Abrir lentamente la charnela de la cubeta. Asegurarse de que el personal se

encuentre en el lado opuesto hacia donde abre la charnela. Por ninguna

circunstancia deberá permanecer personal directamente enfrente de la charnela

cuando esté siendo operada.

• Cuando la charnela se encuentre completamente abierta se deberá verificar que

no existan obstrucciones en el interior de la cubeta.

• Alinear la base que contiene el diablo, nivelando ésta con la cubeta y verificando

que no se dañen las superficies de contacto de la charnela y los o-rings o sellos

respectivos.

• Asegurar la base del diablo a la trampa por medio de bandas tensoras con la

finalidad de prevenir que se mueva durante la introducción del diablo.

• Lentamente iniciar el desplazamiento del diablo hacia el interior de la cubeta.

Dependiendo del tipo y diámetro del equipo, se deberá utilizar una cama de

aluminio adicional y un mecanismo mecánico y/o hidráulico para que la operación

se realice de manera fácil y segura.

• Se deberá desplazar el diablo hasta que la primera copa se encuentre

firmemente en contacto con la reducción entre la cámara o barril y la sección de

diámetro nominal.

• En caso de haber introducido la cama de aluminio, se deberá retirar lentamente

verificando que el diablo no pierda su posición en la reducción.

• Desmotar las bandas tensoras para retirar la base del área de la charnela.

• Limpiar las superficies de contacto de la charnela y aplicar grasa. Verificar sellos

o-rings y sus alojamientos. Se deberán reemplazar si se encuentran gastados o

dañados.



GENERACIÓN”.


• Cerrar la charnela e instalar el dispositivo de seguridad (si aplica).

• Cerrar el desfogue de la cubeta, asegurándose que el venteo permanezca

parcialmente abierto con la finalidad de extraer el aire de la cubeta.

• Lentamente abrir la válvula C para empacar la cubeta y extraer el aire por el

venteo. Una vez extraído el aire se deberá cerrar completamente el venteo.

Continuar con la válvula C abierta, hasta que la presión de la cubeta se iguale

con la del ducto, cuando las presiones se encuentren igualadas se deberá cerrar

la válvula C.

• Lentamente abrir la válvula A hasta su posición de completamente abierta.

• Lentamente abrir la válvula C hasta su posición de completamente abierta.

• Empezar a cerrar la válvula B con la finalidad de direccionar el flujo del producto

a través de la cubeta.

• Verificar que el diablo pase completamente por la válvula A y continúe en

movimiento dejando la instalación. Cuando se confirme lo anterior, abrir válvula B

hasta la posición de completamente abierta y cerrar válvulas A y C hasta la

posición de completamente cerrada.

4.3.4.2 Procedimiento para Seguimiento y M onitoreo de Equipos de

Inspección (Diablos) en los Derecho s de Vía de PEP Región Norte.

Antes de realizar las corridas de los equipos de inspección (diablos), es necesario se

efectúen trabajos previos que permitan su correcto seguimiento y monitoreo en los

derechos de vía.

Reconocimiento del Derecho de Vía.

• Identificar el ducto en el que se van a realizar las corridas de diablos. Señalizar,

balizar, instalar postes e imanes marcadores, realizar sondeos, etc. Se deberá

poner especial atención en los cruces de carreteras, zonas urbanas, ríos, lagos,

zona lacustre, etc.



GENERACIÓN”.


• Identificar y realizar inventario de todas las instalaciones superficiales. Ejemplo:

válvulas de seccionamiento, derivaciones, tee’s, pasos aéreos, etc.

• Selección de los puntos a detectar.

Plan de Seguimiento y Monitoreo

Con la información del reconocimiento del derecho de vía y el inventario de

instalaciones superficiales, se deberá elaborar un Plan de Seguimiento y Monitoreo de

los equipos (diablos) durante las corridas de inspección. Este plan deberá incluir como

mínimo los siguientes puntos:

• Relación del personal que participará en el seguimiento.

• Número de grupos o cuadrillas.

• Número de vehículos.

• Listado de números de radiocomunicadores y/o teléfonos celulares.

• Puntos a detectar por cada equipo o cuadrilla.

• Instrucciones específicas para acceder a cada punto de detección.

• Plan para emergencias.

Los grupos o cuadrillas de detección deberán contar con el siguiente equipo durante la

corrida de diablos:

• Equipo de radiocomunicación y/o teléfono celular.

• Geophone.

• Cajas marcadoras BM 5 (dependiendo del tipo de diablo).

• Detector de tuberías.

• Localizador de transmisores (dependiendo del tipo de diablo).

• Herramienta manual (ejemplo: sonda, pala, machete)



GENERACIÓN”.


4.3.4.3 Procedimiento para Recepción y Retiro de E quipos de Inspección

Al igual que las trampas de envío, las trampas de recibo tienen características para

cada ducto en particular, sin embargo existen elementos que son básicos para la

correcta y operación segura de la instalación. Sin importar si las líneas están en

operación o no, durante el proceso de recibo y recuperación de los diablos, se deberá

seguir el mismo procedimiento básico para todos los casos. Será obligación del

personal a cargo y del Supervisor de PEP Región Norte, efectuar una reunión en el área

de trampas con todo el personal que intervendrá en los trabajos, con la finalidad de

revisar los procedimientos de las actividades a realizar, los protocolos de seguridad y

planes de contingencias que se deberán aplicar de manera especifica. El diagrama y el

procedimiento que se describen a continuación aplican de manera genérica en las

trapas de recibo de diablos. Es responsabilidad de PEP Región Norte la operación de

las válvulas en las instalaciones de trampas de recibo donde se ejecutarán los trabajos.

El personal a cargo verificará que las válvulas se encuentren alineadas correctamente y

que el procedimiento de operación se desarrolle de manera que no constituya un riesgo

para el personal o pudiera causar dańos a los equipos.



GENERACIÓN”.


Fig. 4.2 Diagrama de Trampa de Recibo.

Válvulas de la Trampa de Recibo

• La válvula A es la de aislamiento y se encuentra instalada en línea con la cubeta

receptora y el ducto donde se está corriendo el diablo. Esta deberá ser tipo

compuerta o esfera, de paso completo diseñadas para paso de diablos y del

mismo diámetro nominal que el ducto.

• La válvula B es la principal del ducto y se encuentra instalada aguas arriba de la

válvula de aislamiento. Esta permite el flujo del producto a través de la

instalación y del ducto cuando la trampa está aislada.

• La válvula C es la de by-pass y se encuentra instalada en el área de la cubeta

cercana a la tapa o charnela. Su propósito es permitir el flujo que se requiere

para el desplazamiento de los diablos hacia el interior de la cubeta receptora,

además de ayudar al aislamiento durante el proceso de retiro de los diablos.

• La disposición normal de las válvulas para la recepción de un diablo es como

sigue: Las válvulas A y C deberán estar en su posición de completamente



GENERACIÓN”.


abiertas, aseguradas y marcadas con etiquetas. La válvula B se deberá

encontrar en su posición de completamente cerrada. Todas las válvulas deben

ser verificadas antes del arribo del diablo.

Procedimiento de Recepción y Retiro.

• Asegurarse que el personal que participará en la operación de recepción y

recuperación de diablos conozca plenamente las actividades a realizar.

• Verificar que las válvulas A y C se encuentren en posición completamente

abiertas.

• Verificar que la válvula B se encuentre en posición completamente cerrado.

• Al arribo del diablo a la trampa de recibo, asegurarse que pase completamente la

válvula A.

• Abrir la válvula B hasta la posición de completamente abierta.

• Cerrar las válvulas A y C hasta la posición de completamente cerrado.

• Verificar la presión en el manómetro instalado en la cubeta de recibo.

• Abrir lentamente la válvula de desfogue hacia el tanque de recuperación.

• Abrir la válvula de venteo para facilitar el vaciado de la trampa y verificar que se

encuentra totalmente depresionada.

• Si se han operado productos o sustancias peligrosas, la trampa deberá ser

inertizada antes de abrir la charnela (ejemplo nitrógeno).

• El dispositivo de seguridad para liberación de presión instalado en la charnela o

tapa de la cubeta deberá ser removido lentamente (si aplica).

• Abrir lentamente la charnela de la cubeta. Asegurarse de que el personal se

encuentre en el lado opuesto hacia donde abre la charnela. Por ninguna

circunstancia deberá permanecer personal directamente enfrente de la charnela

cuando esté siendo operada. Se deberán tomar las medidas necesarias para

prevenir derrames o daño al entorno del área de trampas.



GENERACIÓN”.


• Después de haber abierto la charnela, verificar el interior de la cubeta para

asegurarse que no existen obstrucciones. Es necesario remover todos los

residuos fuera del área de la trampa. Se deberá tener precaución cuando se

manejen sedimentos debido a que existe el riesgo de una combustión

espontánea con ciertos productos (ejemplo: sulfuro de hierro)

• Alinear y nivelar base con la cubeta de la trampa.

• Asegurar la base con bandas tensoras para prevenir que se mueva durante la

recuperación del diablo.

• Enganchar el diablo por medio del dispositivo de recuperación.

• Iniciar la recuperación del diablo asegurándose de que el personal no se

encuentre cerca del área de maniobra.

• Una vez que el diablo se encuentre completamente en la base es necesario

asegurarlo por medio de bandas tensoras.

• Desmontar las bandas tensoras que sujetan la base del diablo a la cubeta y

retirarla del área de la trampa.

• Limpiar las superficies de contacto de la charnela y aplicar grasa. Verificar sellos

o-rings y sus alojamientos. Se deberán reemplazar si se encuentran gastados o

dañados.

• Cerrar la charnela e instalar el dispositivo de seguridad (si aplica).

• Cerrar el desfogue de la cubeta, asegurándose que el venteo permanezca

parcialmente abierto con la finalidad de extraer el aire de la cubeta.

• Lentamente abrir la válvula C para empacar la cubeta y extraer el aire por el

venteo. Una vez extraído el aire se deberá cerrar completamente el venteo.

Continuar con la válvula C abierta hasta que la presión de la cubeta se iguale con

la del ducto. Cuando las presiones se encuentren igualadas se deberá cerrar la

válvula C.

• Las válvulas A y C deberán permanecer en la posición de completamente

cerradas y la válvula B en la posición de completamente abierta.



GENERACIÓN”.


4.4 “Diablos” de Utilidad o Convencionales

4.4.1 “Diablos” de Mandril (Eje de Acero)

Los “diablos” mandril tienen cuerpo metálico, ya sea de acero o aluminio, y están

provistos con sellos (copas o discos) que proporcionan una presión diferencial para

impulsar al “diablo” dentro de la tubería. Para limpieza de la línea, el “diablo” se

encuentra provisto con cepillos de alambre (figura 4.3)

Fig. 4.3 “Diablos” de limpieza (Cepillos)

Sus principales ventajas son que pueden utilizarse como “diablo” de limpieza o sellado,

o ambos. Los cepillos y sellos pueden reemplazarse, por lo que puede usarse en

múltiples ocasiones. Los “diablos” de limpieza se diseñan para que efectúen un fuerte

raspado en la superficie interna del ducto y pueden equiparse con cepillos de alambre o

cuchillas del poliuretano. Están diseñados para una larga duración dentro de la línea.



GENERACIÓN”.


Pero naturalmente cuentan con ciertas desventajas, como su costo, ya que son más

caros que los de espuma. Los “diablos” más grandes requieren de un equipo de

manejo especial para cargarlo y descargarlo. Asimismo, puede suceder ocasionalmente

que lleguen a romperse las cerdas del cepillo de alambre, pudiendo introducirse en el

equipo de instrumentación o en otros lugares indeseados, originando ciertos

desperfectos [4.6].

4.4.2 “Diablos” de Espuma

Los “diablos” de espuma son manufacturados con poliuretano, con una densidad que

varia desde ligera (16-32kg / m3) y pesada (144-160kg / m3). Aunque normalmente se

encuentra en una forma de la bala, pueden tener extremos cóncavos, planos o ambos

casos (figura 4.4). Pueden ser de espuma descubierta o cubierta con poliuretano. Si el

“diablo” es de espuma descubierta, tendrá la base cubierta. Su longitud estándar es

normalmente dos veces su diámetro [4.7], Pueden encontrarse cubiertos con un cepillo

de alambre o de carburo de silicio, con el objeto de raspar o friccionar suavemente la

tubería.

Algunas de sus ventajas es que son comprimibles, extensibles y flexibles. Pueden viajar

a través de tuberías de múltiples diámetros, así como en curvaturas con un radio corto

de 90º. Harán giros abruptos en “T” para que puedan limpiarse las partes laterales.

Asimismo, pueden pasar por válvulas con una abertura tan pequeña como un 65%.

Además son baratos.



GENERACIÓN”.


Fig. 4.4 “Diablos” de Espuma de poliuretano [4.8] .

Sus desventajas son que tienen poco tiempo de vida útil, deben usarse en líneas de

una longitud muy corta, y las altas concentraciones de ciertos ácidos acortarán su vida.

4.4.3 “Diablos” Sólidos de Poliuretano

Los “diablos” sólidos tienen diferentes diseños (copa, disco o ambos) y están hechos de

poliuretano (figura 4.5); sin embargo, están disponibles de diversos plásticos de goma

así como de pequeños tamaños. Están considerados como “diablos” de sellado aunque

algunos cuenta con una envoltura alrededor de los cepillos y pueden usarse para

propósitos de limpieza. La mayoría de los “diablos” están construidos en una pieza,

pero algunos fabricantes tienen piezas reemplazables.



GENERACIÓN”.


Fig. 4.5 “Diablo” Sólidos de Poliuretano.

Son sumamente eficaces extrayendo líquidos de las tuberías de productos, así como el

agua de los sistemas de gas húmedo, y controlando el aumento de parafina en los

sistemas de petróleo crudo.

Debido al reto de inspeccionar diferentes tipos de ductos. Las condiciones de

operación pueden variar debido a:

• Ductos con longitudes considerables.

• Alto desgaste.

• Medios especiales.

• Condiciones especiales

4.4.4 Esferas de Limpieza

Los “diablos” de esfera se han usado durante muchos años como un “diablo” de sellado.

Existen cuatro tipos básicos de esferas; las que pueden llenarse con algún líquido,

sólidas, de espuma y solubles (figura 4.6) Éste último es normalmente usado en

tuberías de petróleo crudo y contiene una micro cera cristalina y un polietileno amorfo



GENERACIÓN”.


que actúa como un inhibidor de la parafina. Aunque la esfera normalmente se disolverá

en un par de horas, la velocidad con que esto ocurra depende básicamente de la

temperatura, el movimiento y la fricción del fluido.

Fig. 4.6 “Diablo” de Esferas de Poliuretano [4.8].

Las esferas llenas de líquido se fabrican de varios plásticos (poliuretano, etc.)

dependiendo de la aplicación. Ellas tienen un centro hueco con válvulas que se usan

para llenar la esfera con líquido, que puede ser principalmente agua y nunca con aire,

inflándola hasta el tamaño deseado.

Las esferas son en general fáciles de manejar, pueden dar giros irregulares en diversas

curvaturas. Pueden conducirse de las líneas más pequeñas a más grandes y son más

fáciles automatizar que otro tipo de “diablo”. Normalmente se usan para remover

líquidos de los sistemas de gas húmedo, para extraer el agua de las tuberías que

transportan productos, para separar productos diferentes, etc.



GENERACIÓN”.


4.4.5 Diablos de Imanes.

Este equipo recolecta metales de componentes sueltos dentro del ducto, como varillas

de soldadura, tornillos, espaciadores, etc. Y los acarrea fuera del ducto.

Se logra alta eficiencia mediante el uso de imanes poderosos.

4.5 Herramientas de Inspección en Línea (ILI)

La inspección en ductos se inicia en la década de los sesenta con la introducción de un

“diablo” electromecánico para medición de la geometría del ducto, prontamente seguido

por una herramienta capaz de medir la corrosión, la cual empleaba la tecnología de

flujo magnético, Hoy en día existe una gran cantidad de estas herramientas, que tras

años de investigación y muchos millones de dólares americanos, se han logrado

desarrollar. Enseguida se describe resumidamente los principalmente empleados.

4.5.1 “Diablo” para Medición de la Pérdida de Metal (Corrosión)

4.5.1.1 Imanes Marcadores

Estos elementos, cuyo tamaño varia según el diámetro y no el espesor del ducto, son

colocados por pares en lugares conocidos y en contacto directo con la tubería desnuda,

para inducir, en los registros, al paso del Diablo Instrumentado, una señal que sirve

como referencia posterior para la localización física de alguna posible zona de falla

detectada. Los intervalos sugeridos para su instalación, es de aproximadamente 2 km.

aunque esto depende entre otras cosas de la topografía del terreno, la factibilidad del

acceso al derecho de vía, y de la presencia irregular de asentamientos humanos.



GENERACIÓN”.


Fig. 4.7 Punto de referencia “Imanes”.

4.5.1.2 Sistema de Reproducción

Después que el equipo de inspección ha sido sacado del ducto al concluir la corrida, la

cinta magnética que obtiene los datos registrados, es retirada de la grabadora y

colocada en un sistema de reproducción, este convierte los datos registrados en una

gráfica temporal de papel, conocida como registro de campo, posteriormente es

interpretado por el técnico de campo para validar la corrida y que el equipo trabaje

satisfactoriamente.

4.5.1.3 Interpretación de las Gráficas

Considerando que las anomalías son detectadas por un método indirecto, no por medir

y registrar las anomalías por ellas mismas, sino por observar el efecto del método

utilizado ya sea (MFL) o Ultrasónico inducido en el tubo; por saber que existen

diferentes variables que no pueden ser compensados en los registros (configuración del

defecto, variaciones en la permeabilidad magnética del tubo); por la incidencia del



GENERACIÓN”.


defecto a la zapata detectora, y por variaciones fuera de la capacidad de compensación

del equipo, dentro de la inspección se pueden encontrar fallas que físicamente

corresponden a: imperfecciones de fábrica, daños en el manejo y traslado, deterioros

inducidos en la construcción, así como corrosiones exteriores e interiores ocasionadas

por diferentes fallas durante la vida del ducto, en detalle se puede hablar de picaduras

de corrosión, daños mecánicos, ranuras, abolladuras, arrugas, marcas de esmerilado,

puntos duros, ampollas de hidrógeno, grietas etc.

4.5.1.4 Correlación de los Datos

Después de haber obtenido el registro de campo, el inspector de campo proporciona

datos relativos a zonas de interés para su revisión, evaluación y confrontación entre los

datos de la gráfica y los obtenidos físicamente (Se sugiere mínimo un sondeo cada 0.5

km). Este procedimiento de inspección directa permite mejorar la precisión de la

clasificación.

4.5.2 “Diablos” de Geometría

Una tubería está sometida a niveles relativamente altos de tensión, debido a la presión

y cargas externas. Existen ciertos fenómenos naturales que pueden incrementarlos,

tales como terremotos, ablandamientos de la superficie e inundaciones. Esto puede

causarle cierta alteración física a la tubería, aunque cuenten con una buena protección,

dando origen a las abolladuras, hendeduras, ovalamientos, etc.; es decir, generándose

una deformación. Los desperfectos anteriores son conocidos como “defectos

engañosos”, pues actúan gradual e imperceptiblemente, pero con graves consecuencia.



GENERACIÓN”.


Fig. 4.8 “Diablo” Geometra (EGP)

El propósito de los “diablos” de geometría es ubicar estas deformaciones, para

posteriormente investigar su origen, así como también:

• Verificar la calidad de construcción

• Ubicar daños desconocidos hechos por terceros.

• Confirmar la seguridad y el libre paso de otros equipos

• Ubicar radios de curvatura y algunas otras obstrucciones que pudieran estar

presentes a lo largo del ducto.

Las funciones de un equipo geometra (EGP), es:

• Establecer cualquier deformación geométrica, ej. abolladuras, ovalidades, etc.

• Determinar la ubicación y orientación del defecto.

• Detectar ID min. del ducto.

• Determinar el radio de curvatura del ducto.

• Medir la velocidad del medio en el ducto, longitud y temperatura.



GENERACIÓN”.


Uno de los “diablos” de Geometría que son usados comercialmente en la actualidad es

como el que se muestra en la figura 4.8, el cual detecta con equipo sofisticado

desviaciones tan pequeñas como un 0.6% de las dimensiones de la línea. Existen para

diámetros de 6 a 60 pulgadas, y todos diseñados para reducciones del 25% en el

diámetro de la tubería sin atorarse [4.8].

4.5.3 “Diablo” Detector de Curvaturas

Con la introducción a la tubería de las herramientas ILI que son muy costosas, grandes

y pesadas, se vuelve determinante asegurar que no se atorarán dentro de la línea, y las

curvaturas representan uno de los principales riesgos. Como resultado, se han

desarrollado herramientas tales como la junta universal, giróscopos, etc., capaces de

localizar y medir las curvaturas.

La junta universal se usa para unir dos módulos de un mismo “diablo”. Existen varios

tipos de ellas, algunas pueden emplearse en cable o en potenciómetros, pero en ambos

casos se mide la deflexión entre módulos al momento de pasar por una curvatura

además cuenta con tres giróscopos que miden la aceleración rotacional de la

herramienta que se mueve a través de la línea.



GENERACIÓN”.


Fig. 4.9 Equipo Medidor de Curvaturas

4.5.4 “Diablo” para Generar Planos de Ductos

Debido a las grandes cantidades de materia prima que se desperdician en una fuga,

sobre todo en lugares apartados y poco accesibles, donde una fuga es detectada

después de largo tiempo. Es indispensable contar con un sistema que proporcione la

ubicación exacta de dichas fallas en las tuberías, así como su integridad en un lapso

muy corto.

Uno de los métodos más avanzados es el de “unidad de medición de plataforma

inercial” compuesto por acelerómetros y giróscopos, los cuales proporcionan la

orientación y posición de las curvaturas en la tubería. Un sistema más moderno utiliza

sistemas de navegación inercial para inspeccionar la ruta de la tubería, creando y / o

verificando la ubicación de la misma.

Algunas compañías usan cajas marcadoras, las cuales son colocadas en puntos de

referencia ya posesionados con GPS. El receptor marcador es accionado por el sistema



GENERACIÓN”.


transmisor instalado en el equipo. La hora GPS del paso del equipo será registrada por

este sistema. Se puede generar puntos de referencia adicionales tomando la posición

GPS de las trampas y de las válvulas de la línea.

Fig. 4.10 “Diablo” ScoutScan XYZ [4.5].

El ScoutScan mostrado en la figura 4.10, es un “diablo” que realiza mediciones, ya que

proporciona las coordenadas del Sistema de Información Geográfico (GIS) para

localizar las fallas a lo largo de la línea. Está disponible en tamaños desde 10 hasta 48

pulgadas.



GENERACIÓN”.


Fig. 4.11 “Diablo” ScoutScan XYZ en Trayectoria

4.5.5 “Diablo” de Gel

Los “diablos” de Gel son sistemas líquidos que han sido desarrollados para usarse en

diversas operaciones en la tubería, ya sea durante el arranque, o como parte de un

programa continuo de mantenimiento. La mayoría de estos geles son a base de agua,

pero también existen los elaborados con químicos, solventes, e incluso algún tipo de

ácido.

Existen cuatro tipos principales de gel que se usan en diversas aplicaciones:

• Gel separador.

• Gel para levantamientos de escombros.

• Gel de hidrocarburo.

• Gel de secado.

El gel es de consistencia líquida, aunque un tanto viscosa, pero a pesar de ello puede

bombearse en tuberías para líquidos. Pueden usarse solo en tuberías que transportan

líquidos, o en conjunto con varios tipos de “diablos” convencionales. Mientras se usan



GENERACIÓN”.


con los “diablos” convencionales, los “diablos” con gel pueden mejorar el rendimiento

global puesto que casi eliminan el riesgo de que se peguen. Por otro lado, debe tenerse

cuidado cuando se diseña un tren de “diablos” que incorporan “diablos” de gel para

minimizar el desvío de fluido de los “diablos”, y para poner un “diablo” convencional en

la parte de atrás del tren cuando se desplaza con gas.

Las aplicaciones principales de los “diablos” de gel son las siguientes.

• Separación de productos.

• Levantamiento de escombros.

• Levantamiento de “diablos” atrancados.

• Prueba hidrostática y llenado de la línea.

• Extracción de agua y secado.

• Tratamiento especial de líquidos.

Los geles especialmente formulados también han sido usados para sellar las válvulas

de las compuertas durante la prueba hidrostática.

4.6 Sistemas de Rastreo, Señalización y Localizadores de “Diablos”

Es indispensable conocer cuando el “diablo” ha dejado la trampa de lanzamiento y

cuando llega al receptor. Por otro lado, si el “diablo” llega a salirse de las condiciones o

trayectoria de rutina, éstos sistemas pueden ayudar a ubicar su posición a determinado

tiempo.



GENERACIÓN”.


Fig. 4.12 Equipo con Posicionamiento Geográfico.

4.6.1 Señalización de “Diablos”

Es un método que indica cuando un “diablo” ha alcanzado cierto punto dentro de la

línea. Ya que cuando una tubería se inspecciona debería contar con un indicador, tanto

donde se lanza, como donde se recibe el “diablo”, para confirmar que ha completado su

recorrido.

La mayoría de estos sistemas requieren de un imán permanente instalados en el

“diablo”, para detectar el cambio de campo magnético debido al paso de la herramienta,

apoyándose en los principios del magnetómetro. Así mismo, pueden sujetársele una

fuente radioactiva y un detector de radiación, dentro y fuera de la línea,

respectivamente, con el fin de detectar el paso del “diablo”. Mientras tanto, para

instalaciones submarinas, las señalizaciones permanentemente montadas son intrusas,

puesto que actúan con el ruido generado en la tubería por el “diablo”. Frecuentemente,

el tipo de “diablo” puede determinar el sistema a usarse, ya sea magnético o

radioactivo.



GENERACIÓN”.


Fig. 4.13 Indicador de Paso de Diablo a la Llegada de la TDR.

4.6.2 Localizadores de “Diablos”

Hay cuatro tipos de localizadores y rastreadores de “diablos”: a) los transmisores,

principalmente usados en líneas de tierra; b) los pingers; c) los transmisor-receptor

empleados en líneas submarinas; y d) los radioisótopos, empleados en ambos casos.

Cualquiera de estos dispositivos se encuentran contenidos en el “diablo” antes de ser

lanzado.

Los sistemas de transmisor emiten alternadamente un campo magnético, que es

detectado por un receptor que consiste de una bobina y amplificador. Estos sistemas

generalmente tienen un alcance de 5 a 6 m en espacio abierto; de lo contrario, su rango

disminuye de 1 a 3 m. El transmisor-receptor transmite una réplica acústica a una

frecuencia establecida después de recibir un pulso de reconocimiento enviado,

midiendo el tiempo de retardo de la réplica se puede determinar la distancia entre el



GENERACIÓN”.


punto de transmisión y recepción. Debido a que cada transmisor-receptor posee una

frecuencia particular, es posible rastrear varios “diablos” al mismo tiempo.

El empleo de radioisótopos para el rastreo de “diablos” involucra el uso de una pequeña

fuente radioactiva de muy bajo nivel y corta duración, que se lanza con el “diablo”. El

rastreo y ubicación son realizados por detectores sensibles a la radiación que se

encuentra en el exterior de la tubería. Este método puede emplearse tanto en líquidos

como gas, sin verse afectado por factores externos. Debido al pequeño tamaño de la

fuente, se pueden localizar o rastrear “diablos” a escasos milímetros de distancia.

Fig. 4.14 Equipo con Transmisor para Rastreo.

4.6.3 Servicios de Ubicación y Rastreo de “Diablos”

Al monitorear la corrida de algunos “diablos”, en caso de no ser posible para todos,

durante las operaciones de preinspección, lo mismo para cuando se trata de “diablos”

atrapados o perdidos, o en las tareas de inspección donde exista la posibilidad de que

llegue a atorarse. Estas tareas son usualmente llevadas a cabo por compañías



GENERACIÓN”.


especializadas o por personal principalmente entrenado, que usen un sin número de

técnicas.

El rastreo magnético del “diablo” es un sistema capaz de detectarlo a profundidades de

hasta 2m. La ventaja de este sistema es que no cuenta con una fuente de potencia

interna, que pudiera llegar a fallar. El equipo de rastreo comprende un sensor ubicado

sobre la superficie terrestre de la tubería y una unidad remota de monitoreo que

generalmente se encuentra en el vehículo a rastrear. Usualmente se requiere de dos

cuadrillas que se alternen en intervalos a lo largo de la ruta completa de la línea. Esto

permite predecir con cierta exactitud acerca del tiempo en que la herramienta llegará al

receptor.

Otra forma de rastreo, es usado en un transmisor alimentado por batería que sea

transportado por el “diablo”, el cual transmite una señal de pulsos en ciertos intervalos

de tiempo. El personal dedicado al rastreo hace uso de un receptor móvil, recorriendo la

ruta de la línea, hasta que detecte la señal pulsante proveniente del transmisor,

ubicando así al “diablo” a un determinado tiempo.

Fig. 4.15 “Diablo” Equipo con Transmisor



GENERACIÓN”.


Todos los equipos de limpieza pueden ser equipados con transmisores. Espesores de

pared gruesos, ductos de acero inoxidable o tubos de doble pared no son limitantes

para el transmisor. El transmisor envía señales de baja frecuencia que penetran a

través de la pared del ducto y de una capa de suelo de hasta 8 m y puede ser recibida

en un radio de 10 m.

El monitoreo de la presión también puede ser útil en el rastreo de “diablos”; ya que una

tubería con buena geometría interna que no cuente con curvaturas, ni reducciones por

válvulas que no sean estándar, debe contar con una presión relativamente constante

detrás del “diablo”. Sin embargo, si el “diablo” se encuentra con ciertas anomalías en el

trayecto, entonces la presión se elevará inevitablemente. Al término de la prueba, los

datos de presión almacenados por el “diablo”, ayudarán a determinar la ubicación de

falla.

Por otro lado, el monitoreo acústico es un método donde se escucha al “diablo”

conforme recorre la línea, colocando a un sensor sobre la superficie. El sensor se

conecta a una unidad de monitoreo que posteriormente pasa a unos audífonos usados

por un operador.

4.7 Tipos de Trampas

El diseño de trampas de envío y trampas de recibo se rigen bajo el código ASME

Sección VIII [4.9], ASME B31.4 [4.10] para Oleoductos y ASME B31.8 [4.11] para

Gasoductos, así como también, en apego a la Norma NRF-030-PEMEX-2003 [4.12].

Las trampas para instalaciones permanentes se encuentran en una diversidad de

diseño y tipos con el fin de satisfacer cada aplicación. Existen en general tres

categorías de instalaciones: la horizontal, inclinada o declinada, y la vertical.



GENERACIÓN”.


Las trampas horizontales se crean para alojar cualquier tipo de “diablo” o esfera,

incluyendo las grandes herramientas ILI. Por muchos años han tenido una estructura

cuyo diámetro excede por dos pulgadas el tamaño de la tubería, pero con la llegada de

la nueva tecnología de herramientas de inspección requieren ser superiores al diámetro

por 4 pulgadas como mínimo [4.13].

Las inclinadas o declinadas pueden ofrecer algunas ventajas, primeramente asociadas

con el manejo de esferas. Asimismo, se ajustan para usarse en operaciones normales

de inspección, y pueden tener las dimensiones necesarias para manejar una

herramienta ILI. Para fines de lanzar “diablos”, la trampa es inclinada con la tapa sobre

el cuello de la tubería, para que la gravedad ayude al hecho de cargar el “diablo”. Por

otro lado, para la recepción debe usarse el mismo diseño pero declinado, con la tapa

por debajo del cuello de la línea y alineada verticalmente, con el fin de requerir el

mínimo esfuerzo para abrirla o cerrarla.

Por último, las trampas verticales proveen una solución práctica a los problemas de

espacio, tanto en el lanzamiento como la recepción. Pueden también dimensionarse

para alojar herramientas ILI. Estas son ampliamente utilizadas en instalaciones marinas.



GENERACIÓN”.


Fig. 4.16 Trampa de Diablos (Recibo).

Fig. 4.17 Trampa de Diablos (Envío)



GENERACIÓN”.


Fig. 4.18 Trampa Vertical de Envió de Diablos Tipo Lanzadora Múltiple.


Brevemente, en este capítulo se aborda la reseña histórica de los equipos de Segunda

y Tercera Generación, que son los que se comparan en esta tesis. Así como, los

sistemas de inspección interna de ductos empleados hoy en día, el principio de su

funcionamiento, sus características, aplicaciones, ventajas y desventajas de cada uno

de ellos. Así como también, los tipos de diablos de limpieza que se utilizan en los

programas de mantenimiento de los ductos, como son: diablos de inspección

geométrica, detección de curvaturas y de generación de planos. Finalmente se

menciona el tipo de instalaciones superficiales (Trampas de Envió y Recibo) que son la

base para el lanzamiento y recepción de los diferentes tipos de diablos. Posteriormente,

es importante conocer el desempeño de cada uno de los equipos comparados en

proyecto, ya que es la base con la que se selecciona la tecnología más conveniente

para la detección de fallas en los ductos de transporte de hidrocarburos.



GENERACIÓN”.


4.9. Referencias

[4.1] Pipeline & Gas Journal, R&D Is Helping to make smart PIG´S even smarter, Gas Research Institute, Chicago, Il. 65-68, August 1997.

[4.2] Subdirección Región Norte, Alfredo E. Guzmán Baldizan, Boletín de Petróleos

Mexicanos N° 100/99, del 11 de Junio de 1999. [4.3] NRF-060-PEMEX-2006, “Inspección de Ductos de Transporte Mediante

Equipos Instrumentados”, Grupo de Normatividad, Rev.0, 14 septiembre 2006 [4.4] Página Web. Http://www. Krautkramer.com/company_ publications/

tech_papers/digitaUltrasonic_gauges_ determine_ Wall thickness. Pdf.html; may 2002.

[4.5] J. Arjona Villa Señor, “Documento Técnico”, Cia. H. Rossen de México, 2006. [4.6] Página Web. Http://www. Searchtech.net /Pig_ mand, 20 eng.html. Houston; Tx

(2001). [4.7] Página Web. Http://www.masterpigsunlimited.com/ foampigs.html. [4.8] Página Web. Http://www. Pipetronix. de/line_ Inspection /tools /tools.html.

Service Department.(2005) [4.9] ASME Sección VIII, Division 1, Boiler & Pressure Vessel Code, Rules For

Construction Of Pressure Vessels. 2004

[4.10] ASME B31.4, 2002 “Sistema de Ductos para Transporte y Distribución de

Aceite”, END, 1998, Sección II.

[4.11] ASME B31.8, 2003, “Sistema de Ductos para Transporte y Distribución de Gas,” Revisión 1999, Sección II, END, 1999.


Ductos Terrestres para Transporte y Recolección de Hidrocarburos”, Subcomité Técnico de Normalización, Rev.0, Junio 2003.



GENERACIÓN”.


[4.13] J. C. García Villareal, Curso de Especialidad para Supervisores de Obra “Líneas de Conducción” Subdirección de Proyecto y Construcción de Obras, PEMEX, Marzo – Abril 1997.



GENERACIÓN”.


Se exponen las ventajas y desventajas de cada una de las tecnologías utilizadas en la Inspección Interna de Ductos de Segunda y Tercera Generación. Realizando una comparación de ambas, proponiendo así la mejor en cuanto a confiabilidad y seguridad en detección de defectos.

“DESEMPEÑO EN LA INSPECCIÓN DE DUCTOS

TERRESTRES POR LOS EQUIPOS DE INSPECCIÓN

DE SEGUNDA (MFL) Y TERCERA GENERACIÓN”.



GENERACIÓN”.


5.1 Antecedentes

En este capítulo se explicará el desempeño de cada uno de los equipos

instrumentados, con el objetivo de saber cual es el mejor para la obtención de la

pérdida de metal causada primordialmente por la corrosión y la erosión, entre otros. Los

equipos que se investigarán son: Por fuga de flujo Magnético o Magnetic-Flux Leakage

(MFL) como se le conoce, y el Ultrasónico.

La inspección en línea es uno de los métodos de evaluación que proporciona mayor

confianza (cuando se usa efectivamente) comparado con otros métodos de evaluación,

para la mitigación de una amenaza al ducto.

La herramienta MFL se fundamenta en el flujo magnético de dos imanes, inducido

dentro de la tubería, ya que cualquier pérdida de metal que ocurra en las paredes

resulta en la distorsión de sus líneas de flujo, lo cual es detectado por un sensor que

proporciona una señal eléctrica como respuesta, siendo ésta almacenada en la

memoria del equipo para su análisis posterior.

El “diablo” de inspección ultrasónico fué desarrollado y comercializado en la década de

los ochenta. Contiene transductores ultrasónicos que transmiten señales

perpendiculares a la superficie del ducto, los cuales reciben las señales de eco de las

superficies interior y exterior, respectivamente, para detectar así las anomalías. Las

ondas ultrasónicas deben viajar en un medio líquido y se requiere que la superficie

interna se encuentre limpia.



GENERACIÓN”.


5.2 Configuración de Equipos de Segunda Generació n y Tercera Generación.

5.2.1 Configuración de Equipo de Segunda Generación del tipo Fuga de

Flujo Magnético (MFL ).

D E D IS T A N C IA R U E D A S M E D ID O R A S

D IS P O S IT IV O D E

Y B A T E R ÍA S E C C IÓ N F R O N T A L S E C C IÓ N M A G N E T IZ A D O R A

S E C C IÓ N D E R E G IS T R O

Z A P A T A S T E M P E R A T U R A

C O P A F R O N T A L

M A R C A D O R F R O N T A L

J U N T A S "U "

M A R C A D O R

P O S T E R IO R

U N ID A D D E M E M O R IA

Fig. 5.1 Configuración Típica del Equipo de Segu nda Generación

En la Fig. 5.1 se presenta la configuración de un diablo instrumentado del tipo de fuga

de flujo magnético típico con las partes que lo integran, se hace la aclaración que a

estos equipos se les pueden adicionar sistemas que realizan otras funciones como:

generadores de planos de Ductos, Rastreo de Diablos, etc., esto es de acuerdo con los

requerimientos iniciales y necesidades del cliente, lo que se ve reflejado en los costos

de inspección.



GENERACIÓN”.


A continuación se presentan los sistemas más importantes que integran un vehículo de

Inspección inteligente:

Fuente: Cia. ROSSEN, inspección Gasoducto 12”, Poza Rica V – Poza Rica III [5.1]

Fig.5.2 Unidad de Batería. Fig. 5.3 Unidad de Imanes y Sensores.

Fuente: Cia. ROSSEN, inspección Gasoducto 12”, Poza Rica V – Poza Rica III [5.1]

Fig. 5.4 Unidad de Memoria. Fig. 5.5 Odómetros.



GENERACIÓN”.


Partes principales:

• Sección frontal y batería (Sellado).

• Copa frontal.

• Marcador frontal.

• Sección magnetizadora.

• Cepillos.

• Zapatas.

• Juntas U.

• Unidad de memoria.

• Sección de registro.

• Dispositivo de temperatura.

• Ruedas medidoras de distancia

( odómetro)

Brevemente pero de manera comprensible, se explica cada uno de los sistemas.

• Sección Frontal y de Batería: También llamada el sistema de empuje, esto

debido a que es la unidad donde el fluido que se inyecta proporciona el empuje

para la realización de la inspección, y esta misma sección contiene la batería

del equipo para alimentar a los sistemas electrónicos.

• Copa Frontal: Tiene la función de estabilizar el equipo así como, al no presentar

by-pass alguno, genera un sello hermético al 100%, entre el fluido y la parte

posterior del equipo instrumentado. Provocando que con esto, la presión del

sistema sea recibida totalmente por la parte trasera de la copa.

• Unidad de Magnetización: Esta sección genera el campo magnético en el cual

se basa el principio básico de inspección (MFL) que es el Magnetic Flow Liquid

(Fuga de Flujo Magnético).

• Gyro: Genera la trayectoria Interna de la Línea en sus tres Ejes (X, Y, Z).



GENERACIÓN”.


• Unidad Electrónica: Es el enlace a la Información generada por la unidad de

imanes y odómetros y la transforma en información que es depositada en la

unidad de memoria del Equipo.

• Unidad de Memoria : Almacena la información que envían los sensores al

detectar estos, por medio del sistema de magnetización, la falta y/o distorsión del

flujo magnético, mismo que se recibe por medio de la unidad electrónica.

5.2.2 Configuración de un Equipo de Tercera Gen eración.

Fig. 5.6 Configuración Típica del Equipo Ultrasó nico de Tercera Generación.

Los módulos que constituyen a un equipo de Tercera Generación (Ultrasónico) son de

similares características a los sistemas que integran a un Equipo de Segunda

Generación ( MFL) , diferenciando principalmente en el principio de detección el cual es

a base de transductores ultrasónicos. Es así, que en la fig. 5.6 se muestra el ensamble

del Equipo de Tercera Generación, así como sus partes principales que a continuación

se explican:



GENERACIÓN”.


Partes de un Equipo Ultrasónico:

1. Receptor / Transmisor de marcación.

2. Batería: Sistema de energía dentro de un módulo sellado herméticamente con

una capacidad de alimentación de aproximadamente 1, 000 horas de vida.

3. Ruedas del Odómetro: Es una rueda de acero inoxidable montado sobre un eje

giratorio, que contiene determinado número de imanes y un sensor magnético.

4. Cuerpo Hermético de Preacondicionamiento de Dato s: Los datos ultrasónicos

y auxiliares son comprimidos y dispuestos en la unidad microprocesador múltiple

para ser almacenados en la cinta digital. La evolución de los datos se lleva a

cabo después de la corrida de prueba.

5. Capas de Poliuretano.

6. Cuerpo Ultrasónico Hermético: El módulo electrónico de ultrasonido está

dividido en 64 canales multiplexados. El flujo de datos es hasta de 400

kByte/seg.

7. Conductos herméticos: para cada cable de sensor entrando a la cavidad de la

herramienta.

8. Transductores Ultrasónicos: herméticos, instalados en el portador de sensores

de poliuretano.

9. Cables y Tapones Sellados a Presión.



GENERACIÓN”.


5.3 Inspección Indirecta con Vehiculo Inteligent e.

El tipo de vehículo inteligente elegido dependerá del propósito de la inspección, así

como de los datos esperados de la misma. Aunque ocasionalmente los objetivos de la

inspección de tuberías con vehículo inteligente pueden variar; en general, el propósito

principal del operativo es detectar la pérdida de metal. Las técnicas aplicadas para

detectar la pérdida de metal en tuberías son:

• Fuga de Flujo Magnético (MFL) Equipo de Segunda Generación.

• Ultrasonido Equipo de Tercera Generación.

Las siguientes herramientas ILI pueden ser usadas efectivamente para la detección y

dimensionado de anomalías y zonas de pérdida de metal.

5.3.1 Capacidades de Herramientas de Inspección Interna

Los siguientes párrafos presentan los usos y capacidades de herramientas ILI con

respecto a detección y localización de anomalías asociadas con una posible falla. Herramientas para detección de pérdidas de me tal

Las herramientas siguientes pueden ser usadas para valoración de corrosión interna y

externa. La efectividad de la valoración está limitada por la tecnología que usa la

herramienta. Las altas velocidades de inspección degradan la exactitud de la

información de todas las herramientas mencionadas en este tema.

Flujo magnético (MFL) de resolución estándar:

Son más adecuadas para detección de pérdida de metal debido a corrosión que para

dimensionado. La exactitud de dimensionado está limitado por el tamaño del sensor. La

herramienta es sensible a ciertos defectos metalúrgicos, tales como escamado y



GENERACIÓN”.


astillamiento, y no es confiable para la detección ó dimensionado de la mayoría de

defectos diferentes a pérdida de metal. La herramienta no es confiable para detección ó

dimensionado de defectos de pérdida de metal orientada axialmente.

Flujo magnético (MFL) de alta resolución:

Proporcionan mejor exactitud de dimensionado que las herramientas de resolución

estándar. La precisión del dimensionado es mejor para defectos con formas

geométricamente simples, ya que decrece cuando se encuentran presentes picaduras,

ó defectos con formas más complejas. Esta herramienta generalmente no es confiable

para defectos orientados axialmente.

Flujo transversal.

Fuga de flujo magnético transversal. (MFL-TRANSVERSE).- Detecta y diferencia entre

pérdida metálica interna y externa, detecta y dimensiona; corrosión axial de extensión

reducida, grietas y defectos axiales estrechos, esfuerzo de rotura por corrosión,

esfuerzo de fatiga, defectos en soldadura longitudinal, falta de fusión o fusión

incompleta, puntos de fractura, grietas asociadas a la corrosión bajo tensión (stress

corrosión cracking), detecta envolventes y solapas adosadas al tubo, presencia de

soldadura transversal y contactos metálicos. Sin embargo, obtiene información concisa

de las anomalías existentes en el flujo transversal, pero se pierde precisión en

información de las anomalías existentes en el sentido longitudinal. Esta inspección se

puede usar en ductos que transportan hidrocarburos líquidos o gaseosos.

Ultrasónico

Usualmente requieren un líquido de acoplamiento. No hay capacidad de detección o

dimensionado cuando se pierden las señales de retorno, lo cual puede ocurrir en

defectos con perfiles que cambien rápidamente, algunas curvaturas, y cuando el



GENERACIÓN”.


defecto está cubierto por alguna laminación. Los sensores y datos asociados son

sensibles a inclusiones e impurezas y depósitos en el interior de la pared del tubo. El

número de sensores y la complejidad de los defectos limitan y degradan la exactitud del

dimensionado.

Los Equipos Ultrasónicos son más sensibles a defectos de pérdida de metal orientados

axialmente, que las herramientas MFL de resolución estándar y de alta resolución. Esta

herramienta puede también ser sensible a otros defectos orientados axialmente. Es

menos sensible que las herramientas MFL de resolución estándar y de alta resolución

para defectos orientados circunferencialmente. La exactitud de dimensionado es

generalmente menor para la mayoría de los defectos geométricos cuando se compara

con los detectados por las herramientas MFL de resolución estándar y de alta

resolución. Las herramientas anteriormente descritas pueden ser usadas para evaluar

agrietamientos por corrosión bajo esfuerzo. La efectividad está limitada por la

tecnología que la herramienta emplea. Las altas velocidades de inspección degradan la

exactitud y la resolución de la herramienta.

5.4 Inspección con Equipo de Segunda Generación del Tipo Fuga de Flujo

Magnético (MFL )

Aproximadamente, el 90% de inspecciones para detectar pérdida de metal son

realizadas con diablo de fuga de flujo magnético. Esta tecnología puede ser la técnica

más importante para evaluar pérdida de metal en tuberías. Su fundamento es

magnetizar la pared de la tubería y detectar la fuga de flujo magnético (MFL) donde

existen imperfecciones; con la MFL es posible identificar y reconocer defectos de

corrosión como pérdida de metal, grietas en soldadura, cordones de soldadura,

(costuras), objetos metálicos adyacentes, abolladuras, fragilización de grietas en

soldadura e inclusiones no metálicas.



GENERACIÓN”.


Los vehículos inteligentes de MFL están equipados con grandes yugos para magnetizar

la pared de la tubería en su longitud axial; no obstante muchos errores de medida

pueden ocurrir cuando el nivel de magnetismo en la tubería se desvía de lo esperado.

El defecto más pequeño que puede ser detectado y medido tiene un ancho igual al

espacio del sensor y una longitud igual a tres veces la distancia axial del sensor.

En la industria de los vehículos de inspección interna, estos pueden clasificarse como

de baja y alta resolución con relación a la calidad de la medición y/o inspección. Es por

eso que vehículos inteligentes de MFL contienen sensores adicionales, que sirven para

discriminar entre defectos internos y externos y obtener medidas de cambios de

espesor de pared. Así mismo el espesor de pared se obtiene midiendo el campo

magnético del fondo axial por medio de sensores de efectos de pasillo. El campo

magnético se relaciona con la magnetización de la pared del tubo y transmite así el

espesor de pared.

Los vehículos inteligentes de MFL registran una gran cantidad de información, la cual es

analizada automáticamente, con ayuda de un programa para detectar indicaciones o

discontinuidades relevantes.

Los niveles de detección de los defectos son altamente dependientes del nivel de

magnetismo de la pared del tubo, el ruido de la MFL es generado por el tubo y la

geometría del defecto por pérdida de metal. El material del ducto hace niveles de ruido

de influencia magnética. En particular las tuberías sin costura crean un alto nivel de

ruidos magnéticos mientras que por otra parte, el proceso de fabricación de ERW, da

bajos niveles de ruido por fuga de flujo magnético.



GENERACIÓN”.


(a) Sin Anomalía (b) Con Anomalía

Fig. 5.7 Técnica de Flujo Magnético (MFL)

En la figura 5.7 se muestra la técnica de flujo magnético. El campo magnético cuando

no hay anomalía (a), permanece confinado en la pared. El sensor de Tipo diferencial, no

detecta cambio y no hay señal. Sin embargo, en (b), el campo magnético fuga por falta

de material. Una perturbación del campo magnético se genera, por ejemplo, por

inclusiones no metálicas, enviando la alteración por medio de sensores al módulo de

memoria para su registro.

Los vehículos de inspección interna del tipo fuga de flujo magnético pueden ser usados

bajo las condiciones siguientes:

• Velocidades en gasoductos de 1 a 4 m / s.

• D/t > 15, pero en el caso de que D/t < 30 deben tomarse precauciones para

asegurar la suficiente magnetización y buena confiabilidad de la medida;

• Diámetro de la tubería entre 4” y 60”

• Todo tipo de servicio o producto transportado

A continuación en la Tabla 5.1 se muestran los alcances de los equipos de inspección

de tipo de fuga de flujo magnético de resolución estándar, utilizados en la obtención de

daños provocados por corrosión:



GENERACIÓN”.


Tabla 5.1 Flujo Magnético de Resolución Estánda r

Corrosión puntual más pequeñas que 3t x 3t

Tamaño Profundidad Precisión

t x t 0.4 t 0.2 t

2t x2t 0.3 t 0.15 t

3t x3t 0.2t 0.1 t Corrosión generalizada más grande que 3t x 3t

3t x 3t 0.2t 0.1t

Máxima velocidad de operación; 5 m/seg.

Óptima velocidad de operación: 1-3 m/seg.

Radio mínimo en curvas 3 D

t = Espesor de la tubería.

D = Diámetro de la tubería.

Fuente: NRF-060-PEMEX-2006 [5.2].

Como se puede observar, esta tecnología tiene sus limitantes, razón por la cual es de

muy poco uso en la inspección interna de líneas, ya que presenta debilidad en la

precisión al incrementarse el tamaño de la anomalía (Corrosión puntual), ya que entre

mas grande es el tamaño del defecto, la confiabilidad de la información detectada es

inexacta. La precisión de la detección es directamente proporcional a la profundidad del

hallazgo e inversamente al tamaño del defecto. Para el caso de un área de corrosión

generalizada, esta también presenta debilidades, debido a que también depende del

espesor del hallazgo y tamaño, siendo un factor sumamente importante la velocidad del

equipo instrumentado. En cuanto a la velocidad de movimiento, la óptima oscila entre a

1- 3 m/ seg.



GENERACIÓN”.


En la Tabla 5.2 se muestran los límites de inspección por los Equipos Inteligentes de

Inspección Interna de ductos, mediante la tecnología de fuga de flujo magnético de alta

resolución, utilizados en la obtención de datos para estudios de integridad:

Tabla 5.2 Flujo Magnético de Alta Resolución

Corrosión puntual área 2tx2t

Tubería ERW (con costura)

Sin costura

Profundidad mínima (posibilidad de detección 90%).

0.18 t 0.23 t

Profundidad exacta (80% confiable). +/- 0.15 t +/-0.15 t

Superficie mínima. 0.5 t + 5 mm 0.5t + 5 mm

Precisión en longitud. +/- 10 mm +/- 10 mm

Precisión en ancho. +/- 25 mm +/- 25 mm

Corrosión generalizada, En área de 4tx4t

Tubería ERW (con costura) Sin costura

Profundidad mínima (posibilidad de detección 90%).

0.14 t 0.18 t

Profundidad exacta (80% confiable). +/-0.15 t +/-0.15 t

Precisión en longitud. +/- 20 mm +/- 20 mm

Precisión en ancho. +/- 25 mm +/- 25 mm

t = espesor


La tecnología de flujo magnético de alta resolución, tiene una mayor aplicación en los

programas de mantenimiento, en el rubro de inspección interna de ductos de transporte

de hidrocarburos, ya que la confiabilidad de los valores de inspección son similares para

un ducto de fabricación con costura o sin costura. La exactitud del dimencionamiento es

mejor para defectos con formas geométricamente simples, se deduce entonces que

esta tecnología generalmente no es confiable para defectos orientados axialmente.

Como se observa en los valores de la tabla referenciada 5.2, la precisión en longitud en

un defecto por corrosión puntual y/o generalizada, es de +- 10 mm, en la comparativa

de un ducto con costura y sin costura.



GENERACIÓN”.


En la Tabla 5.3, se presentan los alcances de los equipos inteligentes de inspección

Interna de ductos, haciendo uso de la tecnología de fuga de flujo magnético transversal.

Esta tecnología presenta mayores alcances con respecto a sus similares de Resolución

Estándar y Alta Resolución en la detección de defectos con configuración

geométricamente más compleja, perdiendo precisión en lecturas de las anomalías

existentes en el sentido longitudinal.

Tabla 5.3 Flujo Magnético Transversal

Inspección de las juntas soldadas

Características reportadas Defectos de fabricación, grietas en la soldadura continua, grietas dentro de 2 pulgadas de la soldadura

Características de detección, más de 50 mm. de largo Profundidad mínima 0.25 t

Características de detección de 25 a 50 mm. de largo

Profundidad mínima 0.5 t

Precisión de dimensionado Profundidad + / - 0.2 t Longitud 1 pulgada ( 25 mm ) Ancho de las grietas AE 0.004 pulgadas, (0.1 mm.) mínimo

Inspección de pérdida de metal en el cuerpo del duc to

Características reportadas

Pérdida de metal axial Abolladuras Ranuras Daños ocasionados por terceros

Precisión de dimensionado ( de más de 3 t de largo) Profundidad mínima 0.2 t Precisión de dimensionado ( de menos de 3 t de largo) Profundidad mínima 0.4 t

Dimensionado, características detectadas Largo > 3 t Largo < 3 t

Exactitud de la profundidad + / - 0.15 t Exactitud del largo + / - 0.8 pulg. (20mm) Exactitud del largo + / - 0.4 pulg. (10mm)

Anchura de pérdida de metal mínima < 7 mm. ( aún no precisa) Exactitud de localización: Axial Circunferencial

0.20 m. desde la soldadura de referencia. + / - 5°

Fuente: Norma NRF-060-PEMEX-2006 [5.2].



GENERACIÓN”.


En la figura 5.8, se compara de manera general los alcances de las Tecnologías de

Inspección de tipo de segunda generación de tipo de Fuga de Flujo Magnético (MFL) y

la de tipo de Fuga de Flujo Magnético Transversal (TMFL). Como se observa, la

tecnología de segunda generación (MFL) puede detectar una diversidad mayor de clase

de defectos que la del tipo (TMFL). Los diferentes tipos de defectos que son detectados

por la de tipo (MFL) son: agrietamientos, acanalamientos y defectos circunferenciales.

Esto es debido a que el sentido de las líneas de flujo magnético de esta tecnología va

en dirección axial a la longitud de ducto, por lo anterior los defectos circunferenciales

son de fácil detección. Como se observa en la figura 5.9, esta tecnología también

detecta los tipos de defectos por picadura, poros y defectos de corrosión generalizada,

siendo de difícil detección para este tipo de tecnología los defectos longitudinales por

estar estos paralelos a las líneas de flujo magnético.

Por otra parte, la tecnología de segunda generación del tipo de fuga de flujo magnético

transversal (TMFL), no es más que lo contrario a la tecnología MFL, esto es debido a

que las líneas de flujo magnético del campo inducido van en dirección perpendicular a

la longitud del ducto, es por lo anterior que los defectos axiales se detectan con mayor

facilidad. Estos defectos se clasifican los siguientes: acanalamientos, agrietamientos y

defectos de configuración axial; los defectos de difícil detección son los

acanalamientos, agrietamientos y defectos circunferenciales como se observa en la

figura 5.10, este tipo de tecnología también a su vez detecta picaduras y/o

generalizaciones de corrosión en el ducto. Por otra parte, en la figura 5.11 y 5.12, se

observa las diferentes vistas de los defectos empleando tecnología de segunda

generación.



GENERACIÓN”.


Fuente: Compañía Rosen [5.3].

Fig. 5.8 Tecnologías de Inspección MFL Y TMFL

Fig. 5.9 Detección de Defectos Circunferenciales



GENERACIÓN”.


Fig. 5.10 Detección de Defectos Axiales


Fig. 5.11 Vista del Defecto de Picaduras Mediant e las dos Tecnologías.



GENERACIÓN”.



Fig. 5.12 Vista de Defectos Axiales Mediante las dos Tecnologías.

5.5 Inspección con Equipo Ultrasónico (Tercera Ge neración)

Los diablos de ultrasonido utilizan transductores ultrasónicos que tienen una distancia

fija a la pared del tubo. Es requerido un acoplamiento del flujo entre el transductor y la

pared del tubo. Los transductores emiten pulsos de sonido los cuales son reflejados en

las superficies internas y externas de la pared del tubo. El tiempo transcurrido en la

detección de estos dos ecos da una medida directa del espesor de pared remanente de

la tubería.

El tiempo que pasa entre la emisión del impulso y el primer eco, es usado para

determinar la distancia del transductor a la pared interna del tubo, cualquier aumento en

distancia del aislamiento conjuntamente con una disminución del espesor de pared

indica pérdida interna del metal.



GENERACIÓN”.


Si se detecta una disminución en el espesor de pared, pero la distancia del aislamiento

se conserva constante, entonces se puede asumir que se trata de una pérdida de metal

exterior, laminaciones o inclusiones. Estos instrumentos de inspección utilizan

transductores ultrasónicos piezoeléctricos que emiten pulsos de sonido de 5 MHz y son

colocados a una distancia constante a la pared del tubo; normalmente el transductor y

el aislamiento, de tal manera que el rayo ultrasónico tienen una extensión por debajo de

los 10 mm. Consecuentemente, los poros más pequeños que pueden detectarse con

esta técnica son de aproximadamente 10 mm. La frecuencia de muestreo depende de

la frecuencia de la despedida del transductor ultrasónico y de la velocidad del diablo. En

circunstancias óptimas la distancia axial del muestreo es cerca de 3 mm.

Para un monitoreo exacto de la pérdida de espesor de pared en tuberías, la técnica

ultrasónica es más satisfactoria que la de fuga de flujo magnético; en tuberías de gas se

pueden ejecutar las corridas de equipos ultrasónicos empleando lotes de líquidos como

el agua o hidrocarburo (aceite). La interpretación de señales de ultrasonido es más

exacta que las emitidas por las de fuga de flujo magnético, las señales del aislamiento y

del espesor de pared dan un mapeo de la pared del ducto mostrando todos los defectos

de corrosión. Una superficie rugosa puede originar la pérdida de la señal y se puede

reconocer como tal. Además, las laminaciones, inclusiones, grietas en soldadura,

válvulas y tees pueden ser fácilmente identificables. Hoy en día, la detección y

dimensionamiento de daños están totalmente automatizados. Sin embargo, la

información es todavía verificada manualmente, los vehículos de inspección

ultrasónicos tienen la ventaja de proveer una mejor cuantificación del tamaño de los

defectos que los de fuga de flujo magnético.



GENERACIÓN”.


Fig. 5.13 Técnica del Eco Ultrasónico

Ultrasonido (Haz Recto)


arrancaduras, laminación, inclusiones no metálicas, abolladuras, alabeo, torcedura si

están en posición circunferencial, envolventes solo las que están directamente soldadas

al ducto, defectos relativos a la fabricación del tubo, medición de espesores en forma

directa, defectos adyacentes a soldadura y la presencia de soldadura transversal y

longitudinal. Sin embargo, esta tecnología es utilizada únicamente en ambiente líquido o

en ductos que transportan gas, mediante un acoplante líquido.

Los equipos de inspección por medio de ultrasonido con haz recto son utilizados para la

obtención de datos para estudios de integridad y control de la velocidad de corrosión,

en la tabla 5.4 se presenta las especificaciones del equipo y alcances.

PARED DEL DUCTO

LIQUIDO

CORROSIÓN INTERNA

CORROSIÓN EXTERNA

GRABADORA DE DATOS

CUERPO DE LA HERRAMIENTA DE

INSPECCIÓN

TRANSDUCTOR ESPESOR DEL DUCTO

DISTANCIA DE MEDICIÓN



GENERACIÓN”.


Tabla. 5.4 Ultrasonido con Haz Recto

Radio de curvatura mínimo 1.5 x D / 90° Máxima presión permisible 120 bar Rango de temperatura permisible 0° C hasta + 40° C Frecuencia del pulso de ultrasonido De 2 a 5 MHz Frecuencia de repetición de pulsos (FRP) Hasta 600 Hz Resolución en la medición del espesor de pared 0.2 mm Precisión en la evaluación del espesor remanente +/- 0.5 mm Resolución circunferencial + / - 5° (0.3 pulg. / 8 mm.) Resolución longitudinal 2.8 mm ( a 0.85 m/s) Precisión en la ubicación axial de defectos +/- 0.2 m (desde soldadura de referencia) Velocidad del equipo 0.2 a 2.0 m/s.


Ultrasonido (Haz Angular)


grietas y defectos axiales estrechos, esfuerzo de rotura por corrosión, esfuerzos de

fatiga, defectos en soldadura longitudinal, fusión incompleta, falta de fusión, fisuras

circunferencial, grietas, defectos longitudinales, colonias de agrietamientos asociadas al

“stress corrosión cracking” (corrosión bajo tensión), revela abolladuras, alabeo

torcedura si están en posición circunferencial, envolventes solo las que están

directamente soldadas al ducto, defectos relativos a la fabricación del tubo, medición de

espesores. Se obtiene información concisa de las anomalías existentes en el flujo

transversal, pero se pierde precisión en información de las anomalías existentes en el

sentido longitudinal.

En la tabla 5.5 se presenta las especificaciones del equipo de inspección por medio de

ultrasonido con haz angular



GENERACIÓN”.


Tabla. 5.5 Ultrasonido con Haz Angular

Cobertura de la pared 100% (soldadura longitudinal y material base)

Alcance activo (varía con el tamaño de la herramienta) Hasta 155 millas (250 km.)

Longitud mínima del defecto 1.1 pulg. 30 mm a una velocidad de 0.2 m/s 2.2 pulg. 60 mm a una velocidad de 2 m/s

Profundidad mínima del defecto 1 mm

Precisión de localización.- Axial Circunferencial + / - 7 , 8 pulg. + / - 20 cm. Con respecto a la junta soldada de referencia + / - 5°


Los vehículos ultrasónicos de inspección interna en Ductos de acero al carbón para el

transporte de Hidrocarburos pueden ser utilizados bajo las condiciones siguientes:

• Diámetro de 6" hasta 60" de diámetro.

• Velocidad de 1 a 3 m/seg.

• Para tuberías con espesor de pared sobre los 7 mm.

• Para uso en ductos de servicio de transporte de hidrocarburos líquidos.

• En gasoductos, con la condicionante que la herramienta se utilice con un bache

de líquido como: El agua o hidrocarburo Líquido. El cual realizará la función de

un acoplante entre la pared interna del ducto y los trasductores del equipo.

5.6 Comparación de los Equipos de Segunda y Terc era Generación, Ventajas y

Desventajas.

En la tabla 5.6 se presenta la comparación sobre la capacidad de detección y límites de

inspección de defectos entre las dos tecnologías de inspección interna de ductos, Fuga

de Flujo Magnético y Ultrasonido.



GENERACIÓN”.


Tabla 5. 6 Comparación Herramientas de Flujo Mag nético y de Inspección Ultrasónica

Flujo Magnético, MFL Ultrasónico

Medición Indirecta. Permite cuantificación limitada, dado que las señales del defecto son comparadas con las de los defectos de referencia.

Medición Directa. Permite dimensionamiento confiable y buena repetibilidad.

Limite Máximo de Espesor. Algunos ductos de pared gruesa no se pueden magnetizar de manera adecuada.

Límite Máximo de Espesor. No tiene límite de espesores establecidos

Límite Mínimo de Espesor. Espesor mínimo de pared no establecido

Límite Mínimo de Espesor. Espesor de pared remanente de 0.16 pulgadas o menores no pueden ser medidos debido a la duración finita de la interfaz del eco.

Señal Aprox. Proporcional al Tamaño del Defecto. Los defectos más grandes producen señales mayores y son más fáciles de detectar.

Cuando hay Mayor Presencia de Corrosión se Tiene Mayor Pérdida de Señal. La amplitud de las reflexiones ultrasónicas puede caer por debajo del límite o del nivel de detección.

Rango Óptimo de Velocidad. Generalmente de 3-5 mph.

Rango Óptimo de Velocidad. Menos de 2 mph. D

etec

ción

y

D

imen

cion

amie

nto

Preferido para Revisión de Integridad

Preferido para Monitoreo de Corrosión

Líneas de Gas Líquido. La medición no se ve afectada por el fluido que esté presente en la línea, limpieza moderada es requerida.

Para uso en ductos con fluidos de fase líquida. Se requiere un líquido de acoplamiento entre el transductor y la pared del ducto. Los gasoductos requieren del uso de un lote de líquidos. La presencia de cera o líquidos de dos fases no hace práctico el uso de estas herramientas.

Apl

icac

ión

Herramientas Disponibles en Tamaños de 4’’ a 48’’

Se Requiere Limpieza Total

En la tabla 5.7 se resume las capacidades de detección de las técnicas más comúnmente usadas con tecnología de fuga de flujo magnético (Estándar, Alta Resolución) y Ultrasonido.



GENERACIÓN”.


Tabla 5.7 Capacidades Actuales

Principio de Operación Status

Detecta Pérdidas

De Metal

Detecta Pérdidas de Metal gradual

Severidad de la

pérdida de

metal

Difer. Entre corrosión interna y externa

Grie

tas

Abo

lladu

ras

Pan

deos

Mue

scas

Pun

tos

Dur

os

Lam

inac

ione

s

FLUJO MAGNÉTICO

CONVENCIONAL Operacional. X

X-c

X X

ALTA RESOLUCIÓN

( HR) Operacional. X

X

X X X X

ULTRASONIDO Wall Thickness

( Espesor de Pared ) Operacional. X X X X X X X X

X

Tabla. 5.8 Información Básica sobre Herramientas de Inspección Disponibles

Proveedor Tecnología Utilizada Tamaños Ofrecidos

Radio Min. De Curvatura *

Cia. British Gas MFL ( HR) 6” – 48” 1.5 D

Cia. Nowsco MFL ( HR) 8” – 42” ** 3D

Cia. NKK UT 6” – 60” 1.5 D

Cia. Pipetronix UT, MFL ( HR), MFL 6” – 48” 1.5 D

Cia. Tuboscope MFL ( HR) 4” – 48” 1.5 D

Cia. Western Atlas MFL 2” – 24” 5D – 26D

HR = Height Resolution (Alta Resolución)

UT = Ultrasonido

* Este valor puede variar en función del espesor de la pared

** 24” Ø – 42” Ø incorporado tecnología de By-Pass de Gas & Control de Velocidad



GENERACIÓN”.


Información de Equipos de Inspección Interna de ductos se expone en la tabla 5.8 por

compañías extranjeras que prestan el servicio de inspección, mostrando la tecnología

con la que cuentan, los diámetros de los equipos y los radios mínimos de cobertura.

En la tabla 5.9, se muestra la precisión de detección de defectos por parte de las

compañías Pipetronix, Western Atlas, Tuboscope, British Gas, Nowsco y NKK. Se

observa que cada una de ellas presenta debilidades y limitantes en la exactitud de

detección, aun usando los diferentes métodos o tecnologías disponibles para la

inspección.

Tabla 5.9 Precisión de Detección

Picaduras Aisladas Picaduras Generalizadas

Profundidad Límite

Precisión de

Profundidad

Profundidad Límite

Precisión de

Profundidad

Precisión del Posicionamiento

o Axial (longitudinal)

Precisión del Posicionamiento Circunferencial

Predicción de la Anchura Circunferencial

Presición de la Anchura

Longitudinal

Herramientas Convencionales de Flujo Magnético

Pipetronix .3t .1t a .3t .3t .1t a .3t ± .3’ ± 45º N/D N/D

Western Atlas .2t ± .1t .2t ± .2t ± .3’ ± 20º ± .25º ± .125º Tuboscope .3t .1t a .3t .3t .1t a .3t ± .1’ N/D N/D N/D

Herramientas de Alta Resolución de Flujo Magnético

British Gas ± .1t ± .1t .1t ± .1t ± .8’’ ± 7.5º ± . 8’’ ± .8’’ Pipetronix .1t ± .1t .1t ± .1t ± 3’ ± 5º ± 1 pulgad a ± 1 pulgada Nowsco .4t ± .1t .2t ± .1t ± .3’ ± 2º ± .4’’ ± .4’’

Tuboscope .3t ± .15t .2t ± .15t ± 1 ± .15º N/D N/D

Herramientas Ultrasónicas

NKK .05t ± .016’’ .05t ± .016’’ ± 3.9’’ ± 10º ± .24 ’’ a .48’’ ± .2’’ Pipetronix .12t ± .012’’ .12t ± .012’’ ± .5’ ± 10º ± 1’’ ± 1’’

“t” Representa el espesor de pared

Profundidad Límite Profundidad a la cual un sensor detectará una anomalía

± Estas profundidades límite son aquellas en las que el defecto se reportará en detalle por parte de los proveedores previamente es de aproximadamente .1t N/D Información No disponible



GENERACIÓN”.


En la tabla 5.10 se tiene un listado de características de los equipos convencionales de

flujo magnético, donde se muestra la capacidad de cada uno de los proveedores del

servicio de Inspección interna de ductos. Ningún proveedor cumple con la mayoría de

ellas, traduciéndose esto en que no existe herramienta de inspección para la detección

de todo tipo de defecto.

Tabla 5.10 Características Herramientas Convenci onales de Flujo Magnético

Características Pipetronix Tuboscope Western Atlas

Magnetización Permanente Si Si Si

Velocidad del Diablo Requerida (m/sec) >0.49 >0.45 0.61

Velocidad Óptima (m/sec) 1.98 1.8 0.52

Confirmación Necesaria Si Si Si

Interpretación de Datos Computadora Manual Computadora

Detección Sensible al Fluido No Si No

Sistema de Graduación Adaptable al Cliente

Si Si Si

Recuperación /Almacenaje Digital de Datos

Si Si Si

Ubicación Apoyo Técnico USA USA CANADÁ

Diferencia de Corrosión Interna/Externa No No Si

Profundidad de la Anomalía (solo rango) Si* Si* Si

Muestra el Contorno de la Anomalía No Si* Si*

Largo/Ancho de la Anomalía Si* Si* Si*

Capacidad del Espesor de Pared Si* Si* No

* Limitado debido a la Resolución



GENERACIÓN”.


En la tabla 5.11 se presenta la capacidad por proveedor en la detección de anomalías

con equipo inteligente de ultrasonido, cabe mencionar que no todos los proveedores de

inspección interna cuentan con el servicio de inspección con herramienta de

ultrasonido.

Tabla 5.11 Herramientas de Inspección Ultrasónic as Capacidad del Proveedor

Características NKK Pipetronix

Velocidad del Diablo Requerida (m/sec) 0.055 – 1.10 >0.3047

Velocidad Óptima (m/sec) 1.5 1

Confirmación Necesaria No No

Interpretación de Datos Computadora Computadora

Detección Sensible al Fluido Si Si

Sistema de Calificación de Defectos Adaptable al Cliente

Si Si

Recuperación /Almacenaje Digital de Datos Si Si

Ubicación Apoyo Técnico MÉXICO USA

Transductores Enfocados Si Si

Diferencia de Corrosión Interna/Externa Si Si

Profundidad de la Anomalía (solo rango) Si Si

Muestra el Contorno de la Anomalía Si Si

Tamaño/Ancho de la Anomalía Si Si



GENERACIÓN”.


A continuación se indica el listado de defectos típicos a los cuales los proveedores de

servicio de inspección interna de ductos, muestran la capacidad de detección.

Tabla 5.12 Capacidades de detección de defecto

Defectos Pipetronix British Gas NKK Nowsco Tuboscope Western Atlas

Arrugas D&D D D D N D

Abolladuras D&D D D&D D D D

Ralladuras D&D D&D D&D D&D D D&D

Fracturas/Corrosión Ext. Por esfuerzo

N N N N N N

Grietas Circunferenciales

N D (1) N D D D

Grietas en Soldaduras D&D D&D D&D D D D&D

Corrosión de Soldadura en Costura del Tubo

D&D D&D D&D D&D D&D D&D

Picadura Interna/Externa D&D N D&D D N D

Laminaciones D&D D (1) D&D N N N

Adelgazamiento Gradual de la Pared

D&D N D&D N N N

Grietas Inducidas por Hidrógeno

D D (2) D D N N

Imperfección de Soldadura 3D

D D (2) D D N N

N No detectada

D Solo Detectada

D&D Detectada y Descrita

(1) “Ofrecida”: Se refiere a dudas sobre la capacidad de la tecnología utilizada y/o a la falta

de datos para soportar lo que ofrece el proveedor

(2) Soldadura Circunferencial – Si; Costura del Ducto - No



GENERACIÓN”.


En la tabla 5.13 se indica la relación de tamaño de diablos por proveedor, de acuerdo al

diámetro nominal del ducto a inspeccionar y la disponibilidad de la herramienta de

inspección.

Tabla 5.13 Longitud de Diablos Instrumentados

OD del Ducto British Gas Nowsco Tuboscope Pipetronix NKK Western

Atlas

4’’ N/A N/A N/A N/A N/A N/A

6’’ 2.6 –3.6 m N/A 3.35 m 3.81m N/A 2.065 m

8’’ 2.373 m 3.1 m 3.35 m 4.1 m 2.7 m 2.225 m

10’’ 2.565 m 3.3 m 3.60 m 3.6 m 2.7 m 3.377 m

12’’ 4.185 m 2.9 m 3.77 m 3.6 m 3.3 m 3.377 m

14’’ 4.275 m 2.4 m 3.77 m 3.6 m 3.3 m 3.377 m

16’’ 4.356 m 2.4 m 3.77 m 4.0 m 4.2 m 3.377 m

18’’ 4.392 m 3.4 m 3.77 m 4.0 m 4.2 m 3.377 m

20’’ 4.05 m 3.4 m 3.77 m 4.7 m 3.2 m 3.377 m

24’’ 3.745 m 3.8 m 3.77 m 5.5 m 3.6 m 3.377 m


30’’ 3.794 m 4.3 m 5.8 m 5.8 m 3.6 m N/A

36’’ 4.34 m 4.7 m 5.8 m 5.8 m 3.4 m N/A

48’’ 4.185 m N/A 5.2 m 5.2 m 3.6 m N/A



GENERACIÓN”.


La relación de capacidades máximas de detección por proveedor de servicio de

inspección interna de ductos en función del espesor de pared de la línea se muestran

en la tabla 5.14.

Tabla 5.14 Capacidades de Detección de Espesor de Pared (pulgadas)

OD del Ducto

British Gás Nowsco Tuboscope Pipetronix NKK Western

Atlas


6’’ 0.331 N/A 0.500 0.375 N/A 0.432

8’’ 0.394 0.625 0.500 0.500 0.500 0.432

10’’ 0.512 0.625 0.500 0.650 1.50 0.625

12’’ 0.787 0.625 0.500 0.500 2.00 0.750

14’’ 0.787 0.625 0.500 0.500 2.00 0.688

16’’ 0.787 0.625 0.500 0.750 2.00 0.898

18’’ 0.787 0.625 0.500 0.750 2.00 0.898

20’’ 0.669 0.625 0.500 0.750 2.00 0.625

24’’ 1.22 0.625 0.500 0.750 2.00 0.625


30’’ 1.30 0.625 0.500 0.750 2.00 N/A

36’’ 1.18 0.625 0.500 0.985 2.00 N/A

48’’ 1.50 N/A 0.500 0.985 2.00 N/A



GENERACIÓN”.


5.7 Criterios de Selección Los métodos que se usarán para la evaluación de la integridad se seleccionarán en el

orden de preferencia que se indica a continuación.

1. Inspección Interna

2. Prueba de presión

3. Evaluación Directa

4. Técnicas alternativas probadas, que usen métodos de inspección o monitoreo

equivalentes ó superiores a los métodos de evaluación anteriores.

Los métodos alternos para evaluación de integridad serán aquellos que sean

reconocidos por la industria, y aprobados y publicados por una organización normativa

reconocida internacionalmente.

Dependiendo de los defectos asociados con las amenazas de preocupación, uno ó más

métodos y herramientas de evaluación podrán ser utilizados para determinar la

integridad. Al mismo tiempo, se reconoce que para ciertos casos no puede ser

apropiado utilizar ninguno de los métodos indicados anteriormente, y en su lugar,

acciones preventivas de mitigación serían esquemas más recomendables.

En la tabla 5.15 se proporciona un resumen general de las técnicas de evaluación que

se adoptarán para verificar la integridad de los ductos, específicamente para la

evaluación inicial. Los métodos de evaluación indicados se utilizarán en el orden de

preferencia establecido anteriormente.

Las metodologías de Evaluación Directa (DA) se utilizarán en ductos para defectos

estables e independientes del tiempo, cuando las limitantes operacionales y de diseño

restringen el uso de inspección interna y prueba de presión.



GENERACIÓN”.


El uso de tecnologías alternativas para la evaluación de integridad, serán estudiadas

para su utilización en aquellos ductos donde limitantes operativas, de diseño,

ambientales, y de tiempo restringen el uso de inspección interna, prueba de presión y

evaluación directa.

Tabla 5.15 Comparación de Medios de Detección de Amenazas a la Integridad de un Ducto.

Amenaza Medios Primarios de Detección (Método de Evaluación de Integridad)

Medios Alternos de Detección (Método de Evaluación de Integridad)

Dependientes del Tiempo

Corrosión Externa ILI (MFL, TMFL y UT)

ECDA, Prueba de Presión

Corrosión Interna

ILI (MFL, TMFL y UT) ICDA, Prueba de Presión,

Agrietamiento por Corrosión bajo Esfuerzo

ILI para detección de fisuras por UT SSCDA, Prueba de Presión

Estables

Relacionadas con la Manufactura; • tubo defectuoso, y • costura defectuosa de tubo

Detección de grietas por UT ILI Prueba de presión

Relativas a Soldadura • Soldadura circunferencial

defectuosa • Soldadura de fabricación

defectuosa • Curvaturas con

arrugamientos • Cuerdas rayadas / tubo roto

/ falla de coples

Se requiere una combinación, MFL ILI Prueba de presión

Equipo • Falla de empaques O-ring • Mal funcionamiento de

Equipo de Control/Alivio • Falla de sellos/empaques

de bombas • Miscelaneos

Mantenimiento preventivo N/A

Independientes del Tiempo Daños por terceras partes / ILI Geometra Prueba de presión



GENERACIÓN”.


Amenaza Medios Primarios de Detección (Método de Evaluación de Integridad)

Medios Alternos de Detección (Método de Evaluación de Integridad)

Daños mecánicos • Daños ocasionados por

primeras, segundas ó terceras partes (fallas Inmediatas) • Tubo previamente dañado

(modo retardado de falla) • Vandalismo Operaciones Incorrectas • Procedimiento operacional

incorrecto

Capacitación de Operadores y personal trabajando en el ducto

N / A

Relativas al clima y fuerzas externas; • Tormenta (rayos), • Lluvias intensas, • Inundaciones y, • Terremotos

Las Inspecciones y ILI no son efectivas. La medida preventiva más importante es monitorear las zonas donde exista la posibilidad de derrumbes, y monitorear las condiciones del clima

N / A

ECDA = Evaluación Directa de Corrosión Externa

ICDA = Evaluación Directa de Corrosión Interna

SSSCDA = Evaluación Directa de Agrietamiento por Corrosión Bajo Esfuerzo

5.8 Resumen de capítulo.

Anteriormente se explico las actividades petroleras en el área Poza Rica, el

mantenimiento predictivo aplicado a ductos, simultáneamente el método de análisis de

integridad y la formación de los equipos de inspección de segunda y tercera generación.

Por lo que en este capítulo, se presenta el análisis de desempeño de los equipos de

segunda y tercera generación empleados en la inspección interna de ductos terrestres

que transportan hidrocarburos, presentando la configuración de cada una de las partes

principales que integran a cada una de estas tecnologías. Posteriormente se habla de la

capacidad de cada una de las herramientas de inspección haciendo una comparación



GENERACIÓN”.


de los equipos mencionados, determinando las ventajas y desventajas de cada uno de

ellos en la inspección, los criterios de selección de los equipos, las capacidades de

detección de defectos detectados y los no posibles de detectar de acuerdo a su

complejidad y tecnología utilizada. Para que finalmente, de este análisis de desempeño

de cada una de las tecnologías presentadas, se determine cual es la más factible en la

detección de defectos, que es el objetivo de esta tesis.

5.9 Referencias

[5.1] A. Lobato Uzcanga, “Compañía Rossen Tecnología de Inspección”, Reporte Final

de la Inspección del Gasoducto de 12” Ø., Poza Rica V – Poza Rica III,

Septiembre 2006

[5.2] NRF-060-PEMEX-2006, “Inspección de Ductos de Transporte Mediante Equipos

Instrumentados”, Grupo de Normatividad, Rev.0, 14 septiembre 2006

[5.3] A. Lobato Uzcanga, “Compañía Rossen Tecnología de Inspección”, www.Rossen

inspection.net, Septiembre 2005.

.



GENERACIÓN”.


En este último capítulo se analizarán los resultados obtenidos por ambas tecnologías y la eficiencia de cada una de ellas en la detección de los defectos existentes en Ductos, en base a los parámetros de Confiabilidad, Costo y Seguridad.

“COMPARACIÓN DE RESULTADOS DE INSPECCIONES

MEDIANTE LA APLICACIÓN DE TECNOLOGÍAS DE

SEGUNDA Y TERCERA GENERACIÓN”



GENERACIÓN”.


6.1 Alcances

El alcance del presente análisis es:

1. Determinar las ventajas y desventajas de ambas tecnologías en la detección de

anomalías, mostrando las debilidades de cada una de las herramientas para la

detección de fallas en el ducto.

2. Realizar el análisis económico de ambos estudios para determinar el más factible

en base a su costo – beneficio.

Para la Inspección con Equipo Instrumentado de tercera generación, no fue necesario

incluir la información referente a detección, inspección y valorización en campo con

Ensayos no Destructivos (END), ni los cálculos de las PMPO y TVR, ya que se sigue la

misma metodología que los criterios que se aplican para los defectos encontrados por

un Equipo de Segunda Generación de Tipo de Fuga de Flujo Magnético, por otra parte

el objetivo de este capítulo es la comparación de la detección de defectos y no el

desarrollo de los cálculos. Esto se detalla en trabajos como Lara [6.1].

6.2. Metodología.

La metodología empleada para el caso de análisis comparativo de evaluación de

defectos en ductos entre estudios realizados con equipo instrumentados inteligentes de

segunda y tercera generación fue la siguiente:

0

1. Se recopila información técnica e historial de servicio de los ductos a inspeccionar

con equipo instrumentado de segunda y/o tercera generación, así como el producto

transportado.

2. Se selecciono para el análisis comparativo los siguientes ductos:

• Gasoducto de 12”Ø, “Poza Rica V – Poza Rica III” por 2.100 Km. de longitud



GENERACIÓN”.


• Oleoducto de 10” Ø, “El Golpe – Terminal Marítima Dos Boca” por 27.934 Km

de longitud.

Por razones de costo y procedimientos no establecidos dentro de la empresa Petróleos

Mexicanos, no se efectúa en un mismo ducto la inspección interna mediante la

utilización de Equipos Inteligentes de Segunda y Tercera Generación, por lo que el

análisis comparativo de este proyecto se efectúa en ductos seleccionados donde

recientemente se hayan efectuado corridas de equipos instrumentados. Así mismo cabe

aclarar que por razones de privacidad de la información algunos datos complementarios

de la corrida del Equipo Instrumentado de Tercera Generación no fueron

proporcionados en su totalidad por el área de la Terminal Marítima Dos Bocas, Región

Sur; sin embargo esto no desmereció en la calidad del análisis, evaluación y

comparación de los hallazgos detectados por ambos equipos objeto de este proyecto.

3. Se realizó la inspección interna en cada uno de los ductos seleccionados

mencionados anteriormente mediante el Equipo Instrumentado de Segunda

Generación (MFL) y Tercera Generación (Ultrasonido).

4. Una vez realizada la corrida del equipo instrumentado de Segunda o Tercera

Generación, se envía la información contenida en la memoria del equipo a un

software para su interpretación y clasificación de anomalías, generando el reporte

ejecutivo de inspección en donde se plasma la estadística general de los defectos

detectados, de tal forma que todos hallazgos identificados como anomalías fueron

clasificados y cuantificados de acuerdo a su tipo, severidad y ubicación; así mismo

el reporte presenta en los tramos con indicaciones de perdida de metal, se

determino la presión máxima de operación (PMPO) utilizando el criterio ANSI

B31G MODIFICADO [6.2] como una primera aproximación.



GENERACIÓN”.


5. Con base en los resultados preliminares obtenidos en la corrida de los equipos

instrumentados e interpretación de los datos, se analiza las características de los

defectos encontrados por ambos equipos de Segunda y Tercera Generación.

6. Posteriormente se realiza la inspección complementaria, la cual consiste en la

aplicación de Ensayos No Destructivos (Visual y Ultrasonido) en los tramos del

ducto que presenten una muestra estadísticamente significativa de las formas de

daño reportadas por el equipo de inspección.

7. Se realiza la comparación de los defectos detectados, identificando particularmente

la criticidad de cada uno de los que representan mas riesgo, determinando de

acuerdo al universo de defectos existentes en los ductos los mas típicos

presentados en los ductos inspeccionados y que equipo o tecnología logra

identificar los que representan mayor riesgo para ambos casos.

8. Posteriormente se lleva a efecto la evaluación técnica de los equipos

Instrumentados de Segunda y Tercera Generación en lo correspondiente a la

detección de defectos encontrados en cada una de las inspecciones, observando

los rubros de capacidad de detección, alcances, ventajas y confiabilidad de los

equipos.

9. Se realiza el análisis de costos de cada una de las actividades que intervienen

antes y durante una corrida con Equipo Instrumentado de Segunda y/o Tercera

Generación, determinando la alternativa de Inspección más solvente en términos

económicos.

10. Se recomienda la tecnología a emplear en base a detección, confiabilidad de la

información, costos y disponibilidad de los equipos.



GENERACIÓN”.


6.3. Inspección con Equipo Instrumentado de Segunda Generación en el Gasoducto de 12”Ø Poza Rica V – Poza Rica III.

6.3.1 Antecedentes.

El Gasoducto de Campo Poza Rica V – Campo Poza Rica III de 12“ de diámetro

nominal, fue construido en 1967 y puesto en operación el mismo año; está destinado al

transporte de 28.69 MMPC de gas natural proveniente de las Baterías de Separación

Poza Rica II, Poza Rica III, Poza Rica V, Poza Rica IX, Poza Rica XI, Poza Rica XIII,

Poza Rica XVI, Poza Rica XX, Papantla I, Santa Águeda I, Santa Águeda II y Ezequiel

Ordóñez. Esto es para procesarlo en el Complejo Procesador de Gas Poza Rica, donde

se endulza y se retorna a los campos de producción a través del circuito de bombeo

neumático Poza Rica, perteneciente al Activo Integral Poza Rica – Altamira.

Su longitud es de 2.800 Km., y está referenciada con el KM. 0+000 en la Trampa de

Envío Campo Poza Rica V y en el KM. 2+800 en la Trampa de Recibo del Campo Poza

Rica III. Así mismo, se ubica en el municipio de Poza Rica de Hidalgo, en el Estado de

Veracruz.



GENERACIÓN”.


Fig. 6.1 Trazo del Gasoducto de 12”Ø Poza Rica V – Poza Rica III

En la fig. 6.1 se muestra una Ortofoto Digital 1:5000, la cual es una imagen fotografica

de rigurosa calidad métrica y alta resolución espacial geometricamente modificada para

liberarle errores y deformaciones ópticas. Union de imagenes que forman mosaicos de

amplias zonas para mapear con excelente precisión en la posición geografica, que

permiten obtener distancias y áereas de forma directa.

A continuación se presentan en la tabla 6.1 las principales características técnicas del

Gasoducto de 12” Ø nominal, Campo Poza Rica V – Campo Poza Rica III.



GENERACIÓN”.


Tabla 6.1 Características Técnicas del Gasoducto Poza Rica V – Poza Rica III.

Nota * Tanto el espesor calculado por el equipo instrumentado como las mediciones de espesor realizadas en campo, corresponden a un espesor equivalente a 0.500*. Por lo tanto, para los cálculos realizados en esta corrida, se ha utilizado este valor.

6.3.2 Programa de Inspección Complementaria.

La exactitud del Análisis de Integridad depende de la veracidad de los resultados de la

corrida del Equipo de Inspección, por lo que dentro de su metodología se establece un

Programa de Inspección Complementaria con el objetivo de corroborar la inspección del

Equipo de segunda generación y en su caso se realizará un ajuste de dichos datos para

obtener un Análisis con mayor exactitud. Además, se empleará para obtener la

información de comparación.

Diámetro Nominal [Pulgadas] 12”

Especificación del Tubo API- 5L-B, Sin costura

Producto Transportado Gas Dulce

Tipo de Recubrimiento Vidriomax

Espesor de Pared Nominal [pulgadas] 0.500” *

MAOP [Kg/cm2] 3.50 (equivalentes a 0.34 MPa)

Presión de Diseño [Kg/cm2] 90 (equivalentes a 8.83 MPa)

Radio Mínimo de Curva 3D

Temperatura de Operación. 28°C – 34°C

Longitud [km] 2.1

Año de Construcción 1967

Antigüedad 40 Años

Producto (durante la inspección) Agua



GENERACIÓN”.


Con base al criterio antes mencionado se dictaminaron un total de 2 tramos para su

Inspección Complementaria y así verificar el tipo y dimensiones presentes en ellos.

Para las inspecciones complementarias de los tramos seleccionados se utilizó un

equipo detector de fallas y medición de espesores Ultrasónico Marca: Kraufkramer Mod.

USN 50L, con transductor de cristal de ½“Ø, Marca: KB – AEROTECH., e Inspección

Visual.

6.3.3 Mantenimiento Típico Predictivo.

Al Gasoducto de 12”Ø, Campo Poza Rica V – Campo Poza Rica III, se le

proporcionaba el Mantenimiento Típico Predictivo en base a programas conservadores

que generaban información referente al estado físico de los tramos inspeccionados, las

anomalías detectadas eran evaluadas bajo Normas de Diseño como ASME B31.4 [6.3].

y ASME B31.8 [6.4] o según el caso, y de acuerdo a los resultados se programaba el

Mantenimiento Correctivo.

6.3.4 Procedimiento Administrativo de Ejecución de Actividades

Contempladas en una Inspección con Equipo de Segund a Generación

(Programa de Libranza).

A continuación se presenta el orden de actividades previas y durante la ejecución de la

Libranza del Gasoducto de 12” Ø, Poza Rica V – Poza Rica III, para la ejecución de la

inspección interna del ducto, mediante un Equipo de Inspección de Segunda

Generación, así también se indica las áreas operativas involucradas en el proceso de

Inspección [6.5].

1. El personal de la Coordinación de Mantenimiento a Equipo Dinámico y Sistemas

Auxiliares de Producción, desfogará el ducto y utilizará la línea alterna para

continuar con el transporte de gas de la instalación Poza Rica V a Poza Rica III.



GENERACIÓN”.


2. Instalación de juntas ciegas de 12”Ø 300 lbs. en válvulas de flujo y barrilete de la

trampa de envío y recibo del gasoducto Poza Rica V – Poza Rica III.

3. Empacar con agua el gasoducto Poza Rica V – Poza Rica III, para proporcionar

diferencial en la corrida del equipo geometra.

4. Posteriormente, el personal de la Coordinación de Mantenimiento a Equipo

Dinámico y Sistemas Auxiliares y el Departamento de Mantenimiento de Ductos y

Vías de Acceso realizarán las actividades de lanzamiento del equipo de Segunda

Generación, presionando para su recorrido por medio de agua confinada en 2

tanques de 560 bls. en la trampa envío ubicada en Poza Rica V, auxiliándose

con un equipo de alta presión.

5. Realizadas las actividades de lanzamiento del equipo de Segunda Generación se

efectuarán las operaciones por el personal de la Coordinación de Mantenimiento

a Equipo Dinámico y Sistemas Auxiliares en la trampa de recibo del gasoducto

de 12”Ø Poza Rica V - Poza Rica III, para recibir el equipo geometra.

Almacenando el agua en 3 presas metálicas de 40 m3 ubicadas en el área de

trampas de la instalación Poza Rica III.

6. Simultáneamente a la actividad anterior al recibir el agua en las presas metálicas,

esta misma se estará transportando por medio de autotanques a la presa API

ubicada en la Batería Poza Rica X y a la Batería Poza Rica XI, para su vaciado.

7. Al verificar que el equipo geometra llegó a la trampa de recibo del gasoducto

Poza Rica V - Poza Rica III, se procederá a realizar movimientos operativos para

el retiro del equipo geometra.



GENERACIÓN”.


8. Se realizarán las actividades de lanzamiento del equipo instrumentado de

Segunda Generación presionándolo para su recorrido por medio de agua

confinada en 2 tanques de 560 bls. en la trampa de envío, ubicada en la

instalación Poza Rica V, utilizando un equipo de alta presión.

9. Realizadas las actividades de lanzamiento del equipo instrumentado de

Segunda Generación, se efectuarán las operaciones por el personal de las áreas

de Mantenimiento a Equipo Dinámico y Sistemas Auxiliares en la trampa de

recibo ubicada en la instalación Poza Rica III, para recibir el equipo

instrumentado almacenando el agua en 3 presas metálicas de 40 m3 ubicadas en

el área de trampas Poza Rica III.

10. Simultáneamente a la actividad anterior, al recibir el agua en las presas

metálicas se estará transportando por medio de autotanques a la presa API

ubicada en la Batería Poza Rica X y a la Batería Poza Rica XI, para su vaciado.

11. Al verificar que el equipo instrumentado de Segunda Generación llegó a la

trampa de recibo del gasoducto de 12”Ø Poza Rica V - Poza Rica III, se

procederá a realizar movimientos operativos para el retiro del equipo

instrumentado.

12. Retiro de juntas ciegas de 12”Ø 300 lbs. en válvulas de flujo y pateo de la

trampa de envío de flujo y by pass de la trampa de recibo del gasoducto Poza

Rica V – Poza Rica III.

13. Lanzamiento de émbolo mecánico de copas para desfogue de agua y puesta en

operación del gasoducto de 12" Ø, Poza Rica V- Poza Rica III.



GENERACIÓN”.


Tabla 6.2 Cronograma de las Actividades de Insp ección con Equipo de Segunda Generación.

PROGRAMA DE LIBRANZA

05:30 07:00 08:00 09:00 11:00 12:00 14:00 17:00 18:00 No. ACTIVIDADES

07:00 08:00 09:00 11:00 12:00 14:00 17:00 18:00 20:00

P 1.-

DESFOGUE DE GASODUCTO DE 12"Ø POZA RICA V- POZA RICA III. R

P 2.-

INSTALACIÓN DE JUNTAS CIEGAS DE 12"Ø 300 LBS. EN VÁLVULAS DE FLUJO Y BARRILETE DE LA TRAMPA DE ENVÍO Y RECIBO P.R. V-P.R.III R

P 3.-

EMPACADO CON AGUA DEL GASODUCTO DE 12"Ø POZA RICA V - POZA RICA III R

P 4.-

ACTIVIDADES DE LANZAMIENTO Y RECORRIDO DE EQUIPO GEOMETRA EN GASODUCTO DE 12"Ø POZA RICA V- POZA RICA III. R

P

5.-

RECUPERACIÓN EN PIPA DEL AGUA CONFINADA EN PRESAS METÁLICAS UBICADAS EN LA TRAMPA DE RECIBO DEL GASODUCTO DE 12"Ø POZA RICA V- POZA RICA III Y TRANSPORTE AL ÁREA DE TRAMPAS P.R. V PARA SER REUTILIZADA.

R

P 6.-

VERIFICACIÓN DE LLEGADA DE EQUIPO GEOMETRA, RETIRO E INTERPRETACIÓN DE LECTURA DEL EQUIPO EN LA TRAMPA DE RECIBO DEL GASODUCTO. DE 12"Ø POZA RICA V- POZA RICA III.

R

P 7.-

ACTIVIDADES DE LANZAMIENTO Y RECORRIDO DE EQUIPO INSTRUMENTADO EN GASODUCTO DE 12"Ø POZA RICA V- POZA RICA III. R

P 8.-

ACTIVIDADES DE ALINEADO PARA RECIBIR EQUIPO INSTRUMENTADO EN GASODUCTO DE 12"Ø POZA RICA V- POZA RICA III. R

P

9.-

RECUPERACIÓN EN PIPA DEL AGUA CONFINADA EN PRESAS METÁLICAS UBICADAS EN LA TRAMPA DE RECIBO DEL GASODUCTO DE 12"Ø POZA RICA V- POZA RICA III Y TRANSPORTE AL ÁREA DE TRAMPAS P.R. V PARA SER REUTILIZADA.

R

P 10.-

VERIFICACIÓN DE LLEGADA DE EQUIPO INSTRUMENTADO Y RETIRO DEL MISMO EN LA TRAMPA DE RECIBO DEL GASODUCTO DE 12"Ø POZA RICA V- POZA RICA III.

R

P 11.-

RETIRO DE JUNTAS CIEGAS DE 12"Ø 300 BLS. EN VÁLVULAS DE FLUJO Y BARRILETE DE LA TRAMPA DE ENVÍO P.R. V-P.R.III R

P 12.-

LANZAMIENTO DE EMBOLO MECÁNICO DE COPAS PARA DESFOGUE DE AGUA, BARRIDO DE OXIGENO Y PUESTA EN OPERACIÓN DEL GASODUCTO DE 12"Ø P.R. V- P.R. III.

R

En la tabla 6.2 se presenta la cronología de cada una de las actividades relacionadas

en una corrida de equipo de inspección interna de ductos, con un tiempo total de 14.5

hrs. Intervalo en que se encuentra fuera de operación el Gasoducto de 12” Ø, Poza

Rica V – Poza Rica III, cabe hacer mención que el tiempo para la ejecución de una

corrida de un Equipo de Segunda generación de Fuga de Flujo Magnético es el mismo

tiempo que representa la corrida con un Equipo de Tercera Generación, Ultrasónico.

El impacto al medio ambiente por la quema de gas es nulo, aproximadamente de 0.066

mmpc., ya que se considera únicamente lo del empaque del ducto.



GENERACIÓN”.


6.3.5 Reporte de Inspección con Equipo Instrumenta do de Segunda

Generación (Tecnología de Fuga de Flujo Magnético)

Para el caso del Gasoducto Campo Poza Rica V – Campo Poza Rica III, este fué

inspeccionado internamente el día 03 de agosto del 2006, con un Equipo Instrumentado

de Inspección Interna de tipo de Fuga de Flujo Magnético. Como resultado se obtuvo

un reporte grabado en archivo electrónico, consistente en un listado de las indicaciones

o anomalías identificadas conforme al número de soldadura y el kilometraje. La lista de

las indicaciones detectadas en la corrida incluye las fallas más severas hasta un

máximo de 25, tal como se muestran en la tabla 6.5.

De esta lista incluye la siguiente información de cada falla:

• Distancia de registro en m.

• Evento.

• Comentario.

• Posición horaria.

• Longitud de la falla en mm.

• Ancho de la falla en mm.

• Profundidad máxima en porcentaje del espesor de la pared (Pérdida de metal)

• ERF (Factor Estimado de Reparación)

• En el interior de la pared (si/no/no aplica)

• Clasificación según localización del punto más profundo de la falla:

• En la soldadura = + 0.01m del centro de la soldadura.

• Cercano a la soldadura = + 0.01-0.30 m del centro de la soldadura.

• Carrete = en el carrete.



GENERACIÓN”.


6.3.6 Características del Equipo Instrumentado de Segunda Generación

(MFL)

Para la obtención de los resultados de la inspección del Gasoducto de Campo Poza

Rica V – Campo Poza Rica III de 12“Ø, las características y especificaciones técnicas

del Equipo Instrumentado de Segunda Generación CDP12” Dn, Marca H. ROSEN son

las que se muestran en la tabla 6.3:

Tabla 6.3 Características del Diablo Instrumenta do CDP12” Dn. Mc. H. Rosen

Método de Inspección Fuga Flujo Magnético Rango de Inspección Máxima 445.00 Km. Tiempo de Inspección Máxima 72.3 H. Rango de velocidad 0.50 - 5.00 m/s Presión de Operación Máxima 15.00 Mpa Presión de Operación Mínima (Gas) 3.50 Mpa Rango de Temperatura 0 - 65°C Diámetro 12”

El CDP de 12” utilizado en la corrida del campo Poza Rica V – campo Poza Rica III, es

una de las herramientas mas sofisticadas con la que cuenta la compañía Rosen. Ya que

esta equipado con el mayor numero de sensores.

6.3.7 Resultados de la Inspección del Gasoducto de Campo Poza Rica V –

Campo Poza Rica III

Los resultados más relevantes con respecto a la pérdida de metal que se obtuvieron de

la Inspección interna del Gasoducto del Campo Poza Rica V – Poza Rica III, mediante

el equipo Instrumentado de Segunda Generación de tipo de Fuga de Flujo Magnético

son los que se muestran en la tabla 6.4:



GENERACIÓN”.


Tabla 6.4 Resultados de la Inspección.

Profundidad Total de Indicaciones Corrosión Interna Indicaciones no

asociadas a corrosión

SÍ No n/a n/a ≥60% 2 0 2 0 0

40 – 59% 3 0 2 0 1

20 – 39% 32 9 20 0 3

10 – 19% 219 159 37 0 23

Total 256 168 61 0 27 Número de indicaciones con ERF ≥ 1: 0 Número de indicaciones con pérdida de metal ≥ 80%: 0 Otras indicaciones sin cálculo de profundidad (sin pérdida de metal) Anomalía de manufactura: 19 Metal extra: 10 Total 29 Anomalía de DI Anomalía de DI - < 2%*: 4 Total 4 Instalaciones Válvulas: 2 Te/conexión `tap´: 9 Otros (bridas, encamisados, etc.): 16 Total 27

Del universo de 1,512 indicaciones detectadas por el equipo de inspección, se

considera de valor solo 256, a las que se fija la atención, dando la prioridad de atención

las que representan mayor porcentaje de pérdida de espesor.



GENERACIÓN”.


Gráfica 6.1 Distribución de profundidad de indic aciones con pérdida de metal.

En la gráfica 6.1 se observa la magnitud y distribución de las anomalías detectadas por

el equipo de inspección, donde se distribuye en el eje de las ordenadas el número de

las indicaciones y en el eje de las abcisas la referencia de la distancia del registro,

utilizando la regla de ajuste del Análisis de Confiabilidad, consistente en un incremento

en la profundidad de los daños del 60% - 79%.

Como se observa en la grafica 6.1, la mayor cantidad de defectos se encuentran al

principio y final de la grafica, esto es debido a la topografía existente del terreno, faldas

de cerros, partes bajas, ondonadas en donde existe el reposo del fluido, presentándose

el medio propicio para la presencia de la corrosión.

0

10

20

30

40

50

60

70

80

90

Num

ero

de I

ndic

acio

nes

200 400 600 800 1000 1200 1400 1600 1800 2000 2200 2400 2600 2800

Distr. de Reg. (m)

>=80

60-79

40-59

20-39

10-19

Distr. del Esp



GENERACIÓN”.


En la tabla 6.5, se muestran las 25 indicaciones más severas inspeccionadas por el

equipo instrumentado de segunda generación, siendo únicamente 2 anomalías de

mayor riesgo de falla, una con un 60% de pérdida de espesor localizada en el km.

1+486.22 y otra con un 78% de pérdida de metal en el km. 0+290.23, realizándose el

análisis de integridad de la segunda anomalía para caso de estudio. Por otra parte, en

dicha tabla incluye las coordenadas del Sistema de Información Geográfico (SIG) para

localizar las fallas a lo largo de la línea, las cuales fueron obtenidas por el equipo

instrumentado.

Sistema de Información Geográfico (SIG)

Es un sistema de hardware, software y procedimientos diseñados para soportar la

captura, administración, manipulación, análisis, modelamiento y graficación de datos u

objetos referenciados espacialmente, para resolver problemas complejos de planeación

y administración. Es un sistema de computador capaz de mantener y usar datos con

localizaciones exactas en una superficie terrestre, Un sistema de información

geográfica, es una herramienta de análisis de información. La información debe tener

una referencia espacial y debe conservar una inteligencia propia sobre la topología y

representación.

Un (SIG) particulariza un conjunto de procedimientos sobre una base de datos no

gráfica o descriptiva de objetos del mundo real que tienen una representación gráfica y

que son susceptibles de algún tipo de medición respecto a su tamaño y dimensión

relativa a la superficie de la tierra. A parte de la especificación no gráfica el SIG cuenta

también con una base de datos gráfica con información georeferenciada o de tipo

espacial y de alguna forma ligada a la base de datos descriptiva. La información es

considerada geográfica si es mesurable y tiene localización.



GENERACIÓN”.


En un SIG se usan herramientas de gran capacidad de procesamiento gráfico y

alfanumérico, estas herramientas van dotadas de procedimientos y aplicaciones para

captura, almacenamiento, análisis y visualización de la información georefenciada.

La mayor utilidad de un sistema de información geográfico esta íntimamente

relacionada con la capacidad que posee éste de construir modelos o representaciones

del mundo real a partir de las bases de datos digitales, esto se logra aplicando una serie

de procedimientos específicos que generan aún más información para el análisis.

El Mapa del Futuro es una Imagen Inteligente, a partir de 1998 se empezaron a colocar

en distintas órbitas una serie de familias de satélites que trajeron a los computadores

personales, fotografías digitales de la superficie de la tierra con resoluciones que

oscilarán entre 10 metros y 50 centímetros.

Empresas como SPOT, OrbImage, EarthWatch, Space Imaging y SPIN-2 han iniciado la

creación de uno de los mecanismos que será responsable de la habilitación espacial de

la tecnología informática. Curiosamente éste “Boom” de los satélites de

comunicaciones, está empujando la capacidad de ancho de banda para enviar y recibir

datos, hasta el punto de que en este momento, la capacidad solo concebida para fibra

óptica de T1 y T3, se está alcanzando de manera inalámbrica. Por otro lado la

frecuencia de visita de estos satélites permiten ver cualquier parte del mundo casi cada

hora. Las imágenes multiespectrales, radar, infrarrojas, térmicas, crearán un mundo

virtual digital a nuestro alcance. Este nuevo mundo cambia radicalmente la percepción

que tenemos sobre nuestro planeta.



GENERACIÓN”.


Tabla 6.5 Lista de las 25 Indicaciones más Severas Arrojadas por la Corrida con Equipo Instrumentado de Segunda Generación Tipo Fuga de Fl ujo Magnético.

dist.del reg. [m] evento comentario pos.

horaria

Long.

[mm]

ancho [mm]

Pérd. de

esp. [%]

pared interna ERF

Dist. de soldadura

[m]

a sold.aguas arriba [m]

GPS X [m] GPS Y [m] GPS Z

[m]

0.91 AGRUPAMIENTO 05:03 87 182 49 NO 0.04 -0.27 -1.18 662067.23 2269512.23 57.9025

1.06 AGRUPAMIENTO 04:33 253 247 38 NO 0.04 -0.27 -1.33 662067.31 2269512.2 57.8175

54.26 pérdida de metal-

anomalía de manufactura

afectando el DI 11:30 63 81 43 n/a 46.53 -7.72 662108.76 2269515.59 56.383



01:44 55 105 29 n/a 237.84 -7.98 662263.68 2269534.44 64.1423

289.15 AGRUPAMIENTO 11:15 74 124 30 NO 0.04 287.6 -1.56 662298.72 2269538.7 65.8975

289.31 AGRUPAMIENTO 10:14 653 298 39 NO 0.06 287.6 -1.72 662298.85 2269538.72 65.904

290.23 AGRUPAMIENTO 09:11 836 499 78 NO 0.16 287.6 -2.63 662299.59 2269538.81 65.941

291.25 pérdida de metal-corrosión 11:38 107 14 31 NO 0.04 287.6 -3.65 662300.42 2269538.91 65.9824

291.27 AGRUPAMIENTO 09:43 62 95 33 NO 0.04 287.6 -3.67 662300.43 2269538.91 65.9832


291.58 AGRUPAMIENTO 11:47 139 88 32 NO 0.04 287.6 -3.99 662300.69 2269538.94 65.996



297.23 AGRUPAMIENTO 02:58 201 155 29 NO 0.04 294.63 -2.6 662305.25 2269539.5 66.2245

297.47 AGRUPAMIENTO 06:41 136 128 39 NO 0.04 294.63 -2.84 662305.44 2269539.52 66.2343

297.77 AGRUPAMIENTO 05:45 1079 221 51 NO 0.07 294.63 -3.14 662305.69 2269539.55 66.2466

298.99 AGRUPAMIENTO 06:24 132 71 27 NO 0.04 294.63 -4.37 662306.68 2269539.67 66.296

325.03 AGRUPAMIENTO 11:57 88 97 25 NO 0.04 320.61 -4.42 662327.74 2269542.23 67.3507

1486.22 AGRUPAMIENTO 05:21 266 256 60 NO 0.05 1475.25 -10.97 663402.5 2269432.15 86.1109

1486.83 AGRUPAMIENTO 05:15 162 63 36 NO 0.04 1475.25 -11.58 663403.11 2269432.14 86.143

1492.78 AGRUPAMIENTO 10:38 424 463 26 NO 0.05 1489.53 -3.25 663409 2269432.2 86.636



11:38 90 53 27 n/a 1948.63 -7.43 663862.97 2269391.82 102.04

2439.61 AGRUPAMIENTO 03:26 5387 446 24 SI 0.05 2436.73 -2.88 664187.81 2269677.63 106.2641

2459.97 AGRUPAMIENTO 04:10 1667 358 31 SI 0.05 2454.73 -5.24 664198.75 2269694.25 107.7187

2509.8 pérdida de metal-corrosión 06:11 24 14 29 SI 0.04 2508.62 -1.18 664225.52 2269734.94 111.2785

6.3.8 Análisis de Integridad de Tramo (Km 0+290. 25) del Gasoducto de 12"

D.N. Batería Poza Rica V – Batería Po za Rica III.

6.3.8.1 Estadística General de Anomalías Reportadas por Inspección en Campo.

Con el objeto de corroborar la información reportada por el equipo instrumentado se

complementa dichos hallazgos con la inspección en campo mediante ensayos no

destructivos con equipo de ultrasonido e inspección física [6.6].



GENERACIÓN”.


La longitud de la inspección con equipo de ensayos no destructivos (Ultrasonido) fue de

0.45 m. que representa el tamaño del defecto. Así mismo, se considera un factor de

seguridad muy conservador de 0.40, por encontrarse el hallazgo en una clase de

localización 4, por ser una zona densamente poblada [6.7].

TIPO DE ANOMALÍA DIST. SOLD. REF. [m]

HORARIO [hr:min]

LONGITUD AXIAL [mm]

ANCHO [mm]

PÉRDIDA DE METAL [%]

PM/EXT 2.06 10:00-02:00 400 35 74

NOMENCLATURA: PM/INT.- Pérdida de metal interna

PM/EXT.- Pérdida de metal externa

DIST. SOLD. REF..- Distancia a soldadura de referencia

Resultados del cálculo preliminar de la Presión Má xima Permisible de Operación,

Tiempo de Vida Remanente y recomendación de reparac ión.

Datos:

Diámetro nominal: 12 pulg

Espesor mínimo encontrado: 0.416 pulg

Espesor promedio: 0.421 pulg

Presión de Diseño* : 69.08 kg/cm 2

Presión de operación: 3.5 kg/cm2

Tiempo de Servicio : 39 años

Especificación de la Tubería : API-5L-GRADO B

* LA PRESIÓN DE DISEÑO ES CALCULADA CON EL ESPESOR PROMEDIO ENCONTRADO

DATOS : Diámetro nominal: 12 pulg Espesor mínimo encontrado: 0.416 pulg


Presión de operación: 3.5 kg/cm 2

Temperatura de operación : 27 °c

Longitud inspeccionada : 0.45 m

FACTOR DE SEGURIDAD UTILIZADO: CLASE VALOR 4 0.40



GENERACIÓN”.


DISTANCIA A SOLD. DE REF.

[m] ANOMALÍA d/t [%]

LONGITUD AXIAL [mm]

ORIENTACIÓN [hr-min]

PMPO [Kg/cm 2]

TVR (Años)

RECOMENDACIÓN

2.60 PM/EXT 74 400 10:00-02:00 37.86 3 NOTA 1

NOMENCLATURA: PM/EXT = Pérdida de metal externa

PMPO = Presión Máxima Permisible de Operación.

TVR = Tiempo de vida remanente

SOLD. DE REF.- Soldadura de referencia

d/t.- Pérdida de metal

PM/INT = Pérdida de metal interna

Notas importantes:

1: Sí la PMPO calculada es mayor que la Presión de Diseño, entonces, la PMPO será

igual a la Presión de diseño.

2: La recomendación de reparación aplica sí la PMPO es menor a la presión de

operación.

6.3.8.2 Reporte de Inspección Complementaria con En sayos No

Destructivos (Ultrasonido)

Datos de Inspección

Línea: Gasoducto 12" D.N. Batería Poza Rica V - Batería Poza Rica III

Especificación del material: API 5L GRADO B"

Diámetro Nominal: 12"

Ubicación: Poza Rica, Veracruz

Kilómetro de Referencia: 0+290.25



GENERACIÓN”.


Datos del Equipo

Marca: Kraufkramer

Modelo: USN 50L

Transductor de cristal de ½“Ø, Marca: KB – AEROTECH.

Frecuencia: 2.25 Hz.

Fig. 6.2 Soldadura de Referencia de la Inspecció n.

En casos prácticos se demuestra que existe un margen de error en la información que

presenta la lectura del Equipo Instrumentado Inteligente de Segunda Generación, por lo

que es necesario cotejar la información con la utilización de un Equipo de Ultrasonido

Portátil, existiendo en la mayoría de las veces errores de distancia en la detección del

defecto, longitud del hallazgo, etc; siendo de suma importancia la utilización y

confiabilidad de estos equipos.

En la figura 6.2 se muestra la ubicación de una anomalía, tomando como punto de

referencia la localización de los marcadores magnéticos (Imanes) y la soldadura

circunferencial próxima al defecto detectado por el equipo instrumentado, el cual

proporciona la distancia del registro, posición horaria, tipo de evento, pared interna,

pérdida de espesor, longitud y ancho de la anomalía. Todos estos datos contribuyen a

la correcta localización y toma de decisiones en la reparación del defecto.



GENERACIÓN”.


Tabla 6.6 Indicaciones Principales del Punto Anali zado

No. ID HRS. SOL.

REF.

DIST. SOL. REF. (cm)

LONG. AXIAL. (mm)

LONG. CIRC. (mm)

PROF. (pulg)

ESP. REM. (pulg.) TIPO DE ANOMALÍA

1 10 - 2 330 260 A.B 400 350 0.312 0.109 PM / EXT

* El espesor remanente es calculado con el espesor promedio del carrete donde se ubica la anomalía.

NOMENCLATURA:

DIST. SOL. REF. = Distancia a la soldadura de referencia ID = Indicación

HRS. = Horas LONG. CIRC. = Longitud circunferencial

PROF. = Profundidad SOL. = Soldadura

ESP. REM. Espesor remanente

SOLD. REF. = Soldadura de referencia PM/EXT = Pérdida de metal externa

AA = Aguas arriba AB = Aguas abajo

En la tabla 6.7 se presenta el mapeo de medición de espesores del ducto en el km.

0+290.25, realizado con ultrasonido, el espesor mínimo detectado es de 0.416”, el

máximo de 0.427” y el espesor promedio es de 0.421”.

Tabla 6.7 Mapeo de Medición de Espesores (Pulg.)

HORARIO CARRETE No. DE

NIVEL 12:00 03:00 06:00 09:00

DISTANCIA RELATIVA*

1 0.422 0.418 0.421 0.420 - m AB

2 0.420 0.416 0.427 0.423 - m AB

3 0.419 0.420 0.420 0.426 - m AB 1

4 0.424 0.420 0.421 0.425 - m AB

t min.= 0.416 t máx.= 0.427 t promedio = 0.421

* La distancia relativa es tomada a partir de la soldadura de referencia



GENERACIÓN”.


La detección de defectos entre un Equipo Portátil de Ultrasonido y un Equipo Inteligente

Instrumentado de Segunda Generación, se diferencia notablemente por la tecnología

empleada y la técnica de inspección, ya que el equipo de ultrasonido portátil, detecta

fallas de manera puntual o áreas con corrosión generalizada externas, por lo que es

empleado como corroboración de la información del equipo instrumentado.

En la figura 6.2 se muestra la ubicación de una anomalía, tomando como punto de

referencia la localización de los marcadores magnéticos (Imanes) y la soldadura

circunferencial próxima al defecto detectado por el equipo instrumentado, el cual

proporciona la distancia del registro, posición horaria, tipo de evento, pared interna,

pérdida de espesor, longitud y ancho de la anomalía. Todos estos datos contribuyen a

la correcta localización y toma de decisiones en la reparación del defecto.

Fig. 6.3 Localización de Soldadura

Información de Anomalía

dist.del reg. : 290.23 m pos.horaria : 09:11 evento : AGRUPAMIENTO pared interna : NO pérd. de esp. : 78 % long. : 836 mm ancho : 499 mm

Localización de Soldadura330 Soldadura Circunferencial

287.60 mDist. de marcador

Marcador Magnético Envío 12:003.80 m

283.80 m

Marcador Magnético #1 12:00665.98 m

378.38 mDist. de referencia

Válvula 0.00 m

287.60 m

Válvula 2632.99 m

2345.39 mDist. de instalación

Metal Agregado 12:0039.58 m

248.02 m

Metal Agregado 06:0037.66 m

1.92 m

Metal Agregado 10.30 m

27.36 m

Soporte 661.13 m

373.53 m

Comienzo de Parche 12:00710.99 m

49.86 m

Fin de Parche 12:00711.49 m

0.50 mDist. de soldadura

7.03 m

320 Soldadura Circunferencial

12.49 m


6.82 m


7.45 m

340 Soldadura Circunferencial 350 Soldadura Circunferencial

7.99 m


8.87 m 1.08 m

Localización de Anomalía

09:11

287.60 m290.23 m

294.63 m2.63 m 4.40 m

499 mm

836 mm

FLUJO

¡No

aju

sta

r a

esc

ala

!

12

9

6

3mirar

aguas abajo

239 mm 260 mm

OD = 324 mm



GENERACIÓN”.


En la fig. 6.3 se muestra la pérdida de metal por corrosión externa localizada en el

km. 0 + 290, siendo una anomalía detectada mediante la inspección con equipo

instrumentado, donde se observa una socavación de 5/16” en el punto más crítico, el

tamaño de esta falla es de una longitud axial de 0.40 m y una longitud circunferencial de

0.35 m.

Fig. 6.4 Vista General del Tramo Inspeccionado k m. 0 + 290

6.3.8.3 Cálculo de PMPO Y TVR para Indicación Repor tada por Equipo

Instrumentado de Inspección Intern a (EIII).

Cálculo de PMPO

fs

Mtdtd

DSt

PMPO *)/*85.0(

1

)/*85.0(12

−

−=



GENERACIÓN”.


VARIABLES PARA CÁLCULO: S = Ys + 10 Ksi Ys = Esfuerzo a la cedencia del material t = Espesor promedio D = Diámetro de la línea M = Factor de Folias d/t = % pérdida de metal l = Longitud axial de la anomalía en pulgadas

Para obtener el Factor de Folias se tienen que cumplir las condiciones siguientes con

base en el código ASME B31G MODIFICADO [6.2].

1.- Si 502

<Dt

l se emplea la formula:

1.-

−

+=

22

42

003375.0675.01tD

l

Dt

lM

2.- Si 502

>Dt


2.- 3.3)(*032.02

+=Dt

lM

Para este tramo, la condición da como resultado mayor a 50, por lo tanto se utilizará la

formula N° 2.

3.3421.0*12

)74.15(*032.0

2

+

=M = 4.87

40.0*

87.4

)74.0*85.0(1

)74.*85.0(1

12

421.0*45000*2

−

−=PMPO

PMPO = 538.08 psi

PMPO = 37.86 Kg/cm 2



GENERACIÓN”.


Cálculo de TVR

−=max/

)/8.0(*

td

tdTsTVR

DONDE;

Ts es el tiempo de servicio

d/t es el % pérdida de metal

−=74.0

)74.08.0(*39TVR

TVR = 3.1 AÑOS

La PMPO es de 37.86 kg/cm2 y la TVR es de 3.1 años para el tramo del km. 0+290. Es

así, que se concluye que el tramo inspeccionado es necesario hacer la sustitución del

mismo, ya que este se encuentra en una zona de alto riesgo. Así también, continuar con

la excavación, retirar recubrimiento e inspeccionar para localizar zona sana y definir

zona de corte para sustitución de tramo.

6.4 Inspección con Equipo Instrumentado de Tercera Generación (Ultrasónico) en el Oleoducto de 10”Ø, El Golpe – Terminal Marít ima Dos Bocas x 27. 934 km. de longitud.

6.4.1 Antecedentes

El Oleoducto de transporte estación “El Golpe – Terminal Marítima dos Bocas” de 10”

Ø, está ubicado en el Municipio de Agua Dulce de el Estado de Veracruz, el cual fue

construido en el año de 1984 y puesto en operación en el año de 1985, su longitud es

de 27.934 km., y está referenciada con el KM. 0+000 en la Trampa de Envío Campo El

Golpe y en el KM. 27+934 en la Trampa del Campo Terminal Marítima dos Bocas.



GENERACIÓN”.


6.4.2 Resultados de la Inspección con Equipo Instrumentad o de Tercera

Generación .

En la tabla 6.8 se presentan las características de diseño y de servicio del Oleoducto de

transporte El Golpe – Terminal Marítima dos Bocas de 10” de diámetro.

Tabla 6.8 Características de Diseño y de Servici o del Oleoducto

En la tabla 6.9 se reporta la relación de los defectos inspeccionados por un Equipo de

Tercera Generación del tipo Ultrasónico, mismos que corresponden a los más severos

encontrados por pérdida de metal por corrosión entre el 42% y 66% de profundidad

mismos que reflejan una pérdida de espesor de 0.161” a 0.248” respectivamente, sin

embargo, en el apartado de conclusiones se determinará.

Diámetro Nominal [pulgadas] 10

Tipo de Tubo Sin costura

Producto Transportado Hidrocarburo (Aceite)

Especificación de la tubería API-5L-X46

Espesor de Pared Nominal [pulgadas] 0.500”

MAOP [kg/cm2] 34.00

Presión de Diseño [kg/cm2] 70

Temperatura de Operación. 35.00 °C

Longitud [km] 27 + 934

Año de construcción 1984

Antigüedad 23 Años

Producto (durante la inspección) Hidrocarburo (Aceite)



GENERACIÓN”.


Tabla 6.9 Lista de Indicaciones más Severas por el Equipo de Instrumentado de Tercera

Generación.

Soldadura Circ.

Distancia Relativa

[m]

Distancia Absoluta

[m] Comentario Esp.Local

[plg] Prof. [plg]

Prof. [%]

Long. [mm]

Ancho [mm]

Dist.Relativa Máx.Prof.

[m]

Máxima Profundid

ad [mm]

Tipo TIPO DE ANOMALÍA

1 270 1.41 0+150.31 Pérdida metálica 0.390 0.169 43 346 197 1.551 127 E PM/EXT

2 270 9.20 0+158.11 Área de pérdida metálica 0.398 0.185 46 770 223 9.711 65 E PM/EXT



5 270 11.97 0+160.87 Área de pérdida metálica ady. a sold. Circ. 0.413 0.272 65 612 465 12.301 119 E PM/EXT

6 270 12.25 0+161.15 Perdida metálica ady. a sold. Circ. 0.390 0.201 51 327 259 12.424 265 E PM/EXT











17 330 12.23 0+233.54 Pérdida metálica ady. Sold. Circ. 0.374 0.177 47 386 492 12.364 312 E PM/EXT

18 360 4.03 0+263.32 Pérdida metálica Pérdida metálica ady. Sold. Circ. 0.398 0.217 54 377 232 4.236 206 E PM/EXT









27 530 2.87 0+463.34 Área de pérdida metálica con pérd. de señal 0.365 0.156 42 1867 484 3.042 82 E PM/EXT

28 540 0.00 0+473.15 Perdida metálica ady. a sold. Circ. 0.373 0.202 54 75 232 0.031 8 E PM/EXT










38 560 7.81 0+502.89 Área de pérdidas metálicas 0.366 0.161 44 571 665 8.102 108 E PM/EXT






GENERACIÓN”.


Soldadura

Circ.

Distancia Relativa

[m]

Distancia Absoluta

[m] Comentario Esp.Local

[plg] Prof. [plg]

Prof.

[%]

Long. [mm]

Ancho [mm]

Dist.Relativa Máx.Prof.

[m]

Máxima Profundid

ad [mm]

Tipo TIPO DE ANOMALÍA

























66 3500 8.96 4+000.51 Pérdida metálica ady. Sold. Circ. 0.390 0.193 49 28 89 8.969 344 I POS/PM/INT

67 4090 14.66 4+723.97 Área de pérdida metálica a través de sold. Circ. 0.374 0.161 43 502 518 14.882 54 E PM/EXT



70 25060 1.863 27+934.006 Pérdida metálica 0.382 0.161 42 47 98 1.881 293 I PM/INT

Como se muestra en la tabla 6.9, los conceptos que integran el reporte de inspección

de la corrida del Equipo de Inspección de Tercera Generación, no contempla el equipo

de geoposicionamiento satelital, ya que este no se integro en el Equipo, y que es

utilizado para la ubicación (GPS) en las distancias de referencia de los hallazgos; así

como el trazo y/o trayectoria del ducto (Perfil y Planta), proporciona coordenadas GPS a

cada soldadura de la línea y de sus instalaciones superficiales.



GENERACIÓN”.


Tabla 6.10 Resumen de Inspección del Equipo Instrum entado de Tercera Generación Ultrasonido.

Tipo de defecto Total de Indicaciones Profundidad (%)

40-50 51-60 61-70 Pérdida Metálica 41 31 8 2 Perdida metálica adyacente a soldadura circular 26 16 8 2 Perdida metálica con perdida de señal 3 3 0

Total 70 50 16 4

En la tabla Se presentan las indicaciones detectadas por el Equipo Instrumentado

Inteligente de Tercera Generación, considerándose las que requieres más atención y

representan el mayor porcentaje por pérdida de espesor.

Grafica 6.2 Distribución de profundidad de indicac iones con pérdida de metal

Equipo Instrumentado de Tercera Generación Ultrasónico.

0

2

4

6

8

10

NU

ME

RO

DE

IND

ICA

CIO

NE

S

200

250

300

350

400

450

500

550

600

650

700

750

0+79

6.66

3+85

6.28

4+00

0.51

4+72

3.97

0+58

6.42

8

13+1

26.4

92

27+9

34.0

06

Distr. del Reg (m)

10-19

20-39

40-59

50-59

60-69

>70

perd.de esp. (%)



GENERACIÓN”.


En la grafica 6.2. Se muestra la magnitud y distribución de las anomalías detectadas por

el equipo de inspección. Donde se distribuye en el eje de las ordenadas el número de

las indicaciones y en el eje de la abcisas la referencia de la distancia del registro,

utilizando la regla de ajuste del análisis de confiabilidad, consistente en un incremento

en la profundidad de los daños del 60% - 69%.

Como se aprecia en la grafica 6.2 la topografía del terreno presenta un perfil

medianamente accidentado con ondonadas pronunciadas, por lo que es de observar

que la mayor cantidad de defectos se encuentran al principio y la mitad de la longitud

del ducto, ya que un perfil con ondonadas es el medio propicio para la corrosión, por el

acumulamiento de líquidos.

En la tabla 6.11 se muestran los datos del equipo utilizado en la inspección del

Oleoducto de 10”Ø del tramo el Golpe – Terminal Marítima Dos Bocas, la selección del

equipo fue con base en los tipos y fallas del historial del Ducto (formas geométricas de

defecto y fallas en soldaduras). Los criterios de contratación fueron apegados a la

normatividad de la Ley de Obras Públicas y Servicios [6.8] relacionados con la misma

mediante licitación pública.

Tabla 6.11 Datos del Equipo de Inspección de Te rcera Generación.

Especificaciones del Equipo Ultraescan Tecnología Ultrasónico Proveedor Pipetronix Marca Pipetronix Fecha de corrida 2003 Radio mínimo de curvatura 1.5D Velocidad requerida >0.49 m/s Velocidad óptima 1.19 m/s Interpretación de datos Computadora



GENERACIÓN”.


La Cia. Pipetronix, presenta este equipo con la más reciente tecnología, transductores

con memoria más rápida, excelente detección, comunicación USB al PC base,

asegurando un almacenamiento confiable de datos y acceso rápido a los resultados

obtenidos.

Cabe hacer la aclaración, que por razones de privacidad de la información presentada

en esta sección con respecto a la corrida del equipo de Tercera Generación

(Ultrasonido), esta fue limitada por el área de la Terminal Marítima Dos Bocas de la

Región Sur. Por lo que se presenta únicamente lo más significativo de las

características de Diseño y de Servicio del Oleoducto, los defectos más severos

detectados por el equipo empleado y datos técnicos de este, siendo esto relevante para

llevar el análisis comparativo.

6.4.3 Cálculo de PMPO Y TVR para Indicación Reporta da por Equipo

Instrumentado de Tercera Generación (Ultrasónico).

Cálculo de PMPO

fs

M

tdtd

D

StPMPO *

)/*85.0(1

)/*85.0(12

−

−=

VARIABLES PARA CÁLCULO: S = Ys + 10 Ksi Ys = Esfuerzo a la cedencia del material t = Espesor promedio D = Diámetro de la línea M = Factor de Folias d/t = % pérdida de metal l = Longitud axial de la anomalía en pulgadas



GENERACIÓN”.


Para obtener el Factor de Folias se tienen que cumplir las condiciones siguientes con

base en el código ASME B31G Modificado [6.2].

1.- Si 502

<Dt


1.-

−

+=

22

42

003375.0675.01tD

l

Dt

lM

2.- Si 502

>Dt


2.- 3.3)(*032.02

+=Dt

lM

Resultados del cálculo preliminar de la Presión Má xima Permisible de Operación,

Tiempo de Vida Remanente y recomendación de reparac ión.

Datos:

Diámetro nominal: 10 pulg

Espesor mínimo encontrado: 0.414 pulg


Presión de Diseño* : 70 kg/cm 2

Tiempo de Servicio : 40 años

Especificación de la Tubería : API-5L-GRADO B

* LA PRESIÓN DE DISEÑO ES CALCULADA CON EL ESPESOR PROMEDIO ENCONTRADO

DISTANCIA A SOLD. DE REF.

[m] ANOMALÍA d/t [%]

LONGITUD AXIAL [mm]

2.30 PM/EXT 66 350

NOMENCLATURA: PM/EXT = Pérdida de metal externa

PMPO = Presión Máxima Permisible de Operación.

TVR = Tiempo de vida remanente

SOLD. DE REF.- Soldadura de referencia

d/t.- Pérdida de metal

PM/INT = Pérdida de metal interna



GENERACIÓN”.


Para este tramo, la condición da como resultado mayor a 50, por lo tanto se utilizará la

formula N° 2.

3.3420.0*10

)78.13(*032.0

2

+

=M = 4.75

40.0*

75.4

)66.0*85.0(1

)66.0*85.0(1

10

420.0*45000*2

−

−=PMPO

PMPO = 752.66 psi

PMPO = 52.91 Kg/cm 2

Cálculo de TVR

−=max/

)/8.0(*

td

tdTsTVR

DONDE;

Ts es el tiempo de servicio

d/t es el % pérdida de metal

−=66.0

)66.08.0(*35TVR

TVR = 7.4 AÑOS

La PMPO es de 52.91 kg/cm2 y la TVR es de 7.4 años para el tramo del km. 0+378.16

Es así, que se concluye que el tramo inspeccionado es necesario hacer la

programación para la reparación y/o sustitución del mismo, este se encuentra en una



GENERACIÓN”.


zona de riesgo mediano. Zona rural, se recomienda las siguientes actividades: retirar

recubrimiento e inspeccionar zona sana, para realizar corte y sustitución de tramo.

6.5 Estudio Económico

Los cálculos que se presentan a continuación se realizaron con base a los análisis de

precios unitarios considerados en las propuestas económicas para concurso de

Licitaciones Públicas efectuadas en la Región Norte en estricto apego a la Ley de Obras

Públicas y de Servicios Relacionados con la misma. Los precios que se detallan en esta

sección son costos promedio por inspección / servicio en ductos de transporte de

hidrocarburos con un diámetro de 10”-12” y una longitud de 3 km. como máximo.

6.5.1 Análisis de Costo de una Inspección con Equip o Instrumentado de Segunda Generación.

En las tablas 6.12, 6.13, 6.14, 6.15 y 6.16 se presentan los costos de cada una de las

actividades, que se incluyen en una realización de Inspección con Equipo

Instrumentado de Segunda Generación.



GENERACIÓN”.


Tabla 6.12 Análisis de Costos de Levantamiento Topográfico y Colocación de Imanes para tubería de 10” - 12” Ø.

CONCEPTO CANT. P.U. M.N.

Mano de Obra Ing. Civil 1 1218.56 $1,218.56Esp en Autocad 1 879.58 $879.58Operario de Equipo Nav GPS 1 832.76 $832.76Ayudante General 3 108.51 $325.53

SUBTOTAL $3,256.43

EquipoEquipo GPS 1 467.25 $467.25Equipo de Topografia 1 362.87 $362.87Graficador de Impresión 1 224.26 $224.26Ordenadores 1 155.54 $155.54Impresora HP Laser Jet 8150 N 1 122.32 $122.32

SUBTOTAL $1,332.24

MaterialesImán para localización de Tuberia 4 219.66 $878.64Ortofotomapa Base Satelital 1 136.73 $136.73Planos Topográficos 1 121.39 $121.39

SUBTOTAL $1,136.76

TOTAL $5,725.43 * El precio Unitario, se establece como una longitud de 3 kms. Por servicio.

La tabla 6.12 muestra el análisis de costos de los conceptos de mano de obra, equipo y

materiales para realizar las siguientes actividades: Levantamiento topográfico,

impresión de plano correspondiente, así como la colocación de imanes de referencia,

mismos que son necesarios en una corrida de diablo instrumentado de Segunda y

Tercera Generación.



GENERACIÓN”.


Tabla 6.13 Análisis de Costos del Equipo de Lim pieza para tubería de 10” - 12” Ø.

CONCEPTO CANT. P.U. M.N. P.U. U.S.D

Mano de Obra Ing. Mecánico- Eléctrico 1 1218.56 $1,218.56Ayudante General 4 108.51 $434.04

$1,652.60

EquipoEquipo Limpieza de Cepillos 1 487.96 $487.96Equipo de Limpieza de Imanes 1 263.88 $263.88 $46.97 $46.97

SUBTOTAL $751.84 $46.97

MaterialesDisco Guía de 12" Ø 1 $1,500.00 $1,500.00Disco Sello de 12" Ø 1 $900.00 $900.00Disco espaciador de 12" Ø 1 $600.00 $600.00

$0.00 $3,000.00

TOTAL $2,404.44 $3,046.97

SUBTOTAL

SUBTOTAL

La tabla 6.13 muestra el análisis de costos en moneda nacional y extranjera de los

conceptos de mano de obra, equipo y materiales necesarios para realizar la actividad

preliminar a una corrida de inspección con Equipo Instrumentado de Segunda y/o

Tercera Generación, dicha actividad consiste en la corrida de un Equipo de Limpieza

con émbolos de cepillos e imanes en conjunto con discos, sellos y espaciadores. El

precio unitarios por este concepto se desglosa en las siguientes cantidades: $36,037.50

M.N., lo cual resulta de la conversión de $ 3,046.97 DLS a razón del tipo de cambio

de: $11.0382 Pesos, y la sumatoria de los costos en moneda nacional de $2,404.44.



GENERACIÓN”.


Tabla 6.14 Análisis de Costos del Equipo de Pla cas Calibradoras para tubería de 10” - 12” Ø.


Mano de Obra Ing. Mecánico-Eléctrico 1 1218.56 $1,218.56Especialista en Corrida de Diablos 1 1050.2 $1,050.20Ayudante General 4 108.51 $434.04

SUBTOTAL $2,702.80

EquipoEquipo de Rastreo y Localización de Diablos 1 132.46 $132.46 $14.22 $14.22Equipo de Diablo Placas Calibradoras 1 120.57 $120.57 $8.77 $8.77

SUBTOTAL $253.03 $22.99

MaterialesPlacas Calibradoras Diam. 10" - 12" para deteccion de fallas

1 $1,635.00 $1,635.00

SUBTOTAL $0.00 $1,635.00

TOTAL $2,955.83 $1,657.99

En la tabla 6.14 se presenta el análisis de costos del servicio del Equipo de Placas

Calibradoras, en moneda nacional para el concepto de mano de obra y en los rubros

de equipo y materiales se cotiza en moneda nacional y extranjera, actividad preliminar a

una corrida de inspección con Equipo Instrumentado de Segunda y/o Tercera

Generación, la cual consiste en detectar defectos y/o fallas (Golpes) en el ducto por

terceros o durante la construcción del mismo, se considera el costo del equipo de

rastreo y localización de diablos en el supuesto caso de que el Diablo de Placas

Calibradoras se atorara. El precio unitarios por este concepto se desglosa en los

siguientes importes: $21,257.05 M.N, lo cual resulta de la conversión de $ 1,657.99 DLS

a razón del tipo de cambio de: $11.0382 M.N., y la sumatoria de los costos en moneda

nacional que arroja un importe de $2,955.83.



GENERACIÓN”.


Tabla 6.15 Análisis de Costos del Equipo Geomet ra para tubería de 10”- 12” Ø.



$2,702.80

EquipoEquipo Geometra de 10"-12"Ø 1 502.43 $502.43 $3,331.00 $3,331.00Equipo de Cómputo 1 55.48 $55.48Camión Grúa - 6 Ton 1 190 $190.00

$747.91 $3,331.00

MaterialesDisco Sello de 10"-12" Ø 1 $4,899.00 $4,899.00Disco Espaciador de 10"-12" Ø 1

$0.00 $4,899.00

TOTAL $3,450.71 $8,230.00

SUBTOTAL

SUBTOTAL

SUBTOTAL

En la tabla 6.15 se presenta el análisis de costos de los rubros de mano de obra,

equipo y materiales para realizar la actividad preliminar a una corrida de inspección con

Equipo Instrumentado de Segunda y/o Tercera Generación, la cual consiste en

establecer cualquier deformación (abolladuras, ovalamientos, etc.), determinando la

geometría interior del ducto, donde la tubería está sometida a niveles altos de tensión,

debido a esfuerzos por cargas externas, como ejemplo: deslaves de cerros;

ablandamientos de la superficie e inundaciones. Los costos para mano de obra se

cobran en moneda nacional, para el caso del equipo y material el cobro es en moneda

nacional y extranjera (DLS) debido a que la mayoría de los casos cargan un porcentaje

de indirectos en los equipos de origen extranjero, el importe total - parcial de la

actividad es de: $94,295.09 M.N, lo cual resulta de la conversión de $ 8,230.00 DLS a

razón del tipo de cambio de: $11.0382 Pesos, y la sumatoria de los costos $3,450.71

M.N.



GENERACIÓN”.


Tabla 6.16 Análisis de Costos del Equipo Instru mentado de Segunda Generación (MFL) para

tubería de 12” Ø.



$2,702.80

Equipo

Equipo Diablo Instrumentado de 12" Ø 1 502.43 $502.43 $7,898.78 $7,898.78

Equipo de cómputo 1 55.48 $55.48Software interpretaciòn de datos" fallas" 1 $925.00 $925.00Equipo DUMMY de 12"Ø 1 $2,558.00 $2,558.00Camión Grúa - 6 Ton. 1 190 $190.00

$747.91 $11,381.78

MaterialesVarios 1 $330.00 $330.00

$330.00

TOTAL $3,450.71 $11,711.78

SUBTOTAL

SUBTOTAL

SUBTOTAL

En la tabla 6.16 se muestra la estructura del análisis de costos correspondientes a las

actividades de mano de obra, equipo y materiales, necesarios para realizar una corrida

de inspección interna con Equipo Instrumentado de Segunda Generación, la cual

consiste en la utilización de las corridas preliminares de: Limpieza, placas calibradoras,

geometra y de un simulador llamado “Dummy” que es un equipo con las mismas

características que las de un equipo instrumentado, pero sin memoria ni sistemas

electrónicos y de energía. Los costos por servicio de inspección se dividen en moneda

nacional y extranjera (USD); el importe total - parcial del servicio de inspección es de:

$ 132,727.68 M.N, lo cual resulta de la conversión de $ 11,711.78 DLS a razón del tipo

de cambio de: $11.0382 Pesos, y la sumatoria del importe de $ 3,450.71 M.N.

Dando como resultado un importe total global del servicio de inspección interna con

Equipo Instrumentado Inteligente de Segunda Generación, de $290,042.77



GENERACIÓN”.


(Doscientos Noventa Mil, Cuarenta y Dos pesos 77/100 M.N), dicha cantidad contempla

todas las actividades preliminares a la Inspección del Equipo, las cuales se encuentran

detalladas anteriormente.

6.5.2 Análisis de Costo de una Inspección con Equip o Instrumentado de

Tercera Generación.

La realización de la Inspección interna de Ductos con Equipo Instrumentado de Tercera

Generación se realiza con las mismas actividades que se utilizan en una corrida de un

Equipo Instrumentado de Segunda Generación como son: El Levantamiento

Topográfico, la colocación de Imanes, los Equipos de Limpieza, el de Placas

Calibradoras y el Geómetra (Ver tablas de 6.12 a 6.15). Para la cuantificación de los

costos del servicio de inspección con Equipo de Tercera Generación se desglosa el

análisis de costo de cada una de los conceptos necesarios, incluyendo también el

simulador “Dummy”.



GENERACIÓN”.


Tabla 6.17 Análisis de Costos del Equipo Instru mentado de Tercera Generación (Ultrasónico)

para tubería de 10” Ø.



$2,702.80

Equipo

Equipo Diablo Ultrasónico de 10" Ø 1 502.43 $502.43 $16,577.05 $16,577.05

Equipo de cómputo 1 55.48 $55.48Programa interpretaciòn de datos" fallas" 1 $4,625.00 $4,625.00Equipo DUMMY de 10"Ø 1 $2,848.00 $2,848.00Camión Grúa - 6 Ton. 1 190 $190.00

$747.91 $24,050.05

MaterialesVarios 1 $1,077.00 $1,077.00

$1,077.00

TOTAL $3,450.71 $25,127.05

SUBTOTAL

SUBTOTAL

SUBTOTAL

En la tabla 6.17 se muestra la estructura del análisis de costos necesarios para

realizar una corrida de inspección interna con Equipo Instrumentado de Tercera

Generación, como en el caso del servicio de inspección de segunda generación. Los

costos también se dividen en moneda nacional y extranjera (USD); el importe total -

parcial del servicio de inspección es de: $ 280,808.11 M.N, lo cual resulta de la

conversión de $ 25,127.05 DLS a razón del tipo de cambio de: $11.0382 Pesos, y la

sumatoria de $ 3,450.71 M.N.

En la tabla 6.19 se representa el importe total global de los servicios de inspección tanto

para un Equipo Instrumentado de Segunda y/o Tercera Generación.



GENERACIÓN”.


6.5.3 Comparación de Costos de Servicio de Inspec ción.

Tabla 6.18 Comparación del Análisis de Costo entre un Equipo Instrumentado Inteligente de Segunda Generación y uno de Tercera Generación.

Levantamiento Topografico y Colocación de Imanes

M.N.Levantamiento Topografico

y Colocación de Imanes M.N.

Mano de Obra 3,256.42 Mano de Obra 3,256.42

Equipo 1,332.24 Equipo 1,332.24 Materiales 1,136.76 Materiales 1,136.76

SubTotal 5,725.42 SubTotal 5,725.42

Equipo Limpieza M.N. DLS Equipo Limpieza M.N. DLS


Equipo 751.84 46.97 Equipo 751.84 46.97 Material 3,000.00 Material 3,000.00

SubTotal 2,404.44 3,046.97 SubTotal 2,404.44 3,046.97

Equipo de Placas Calibradoras

M.N. DLSEquipo de Placas

CalibradorasM.N. DLS


Equipo 253.03 22.99 Equipo 253.03 22.99 Material 1,635.00 Material 1,635.00


Equipo Geómetra M.N. DLS Equipo Geómetra M.N. DLS


Equipo 747.91 3,331.00 Equipo 747.91 3,331.00 Material 4,899.00 Material 4,899.00


Equipo Instrumentado de Segunda Generación (MFL)

M.N. DLSEquipo Ultrasonico de

Tercera Generación (Ultrasonico)

M.N. DLS


Equipo 747.91 11,381.78 Equipo 747.91 24,050.05 Material 330.00 Material 1,077.00


TOTAL 17,987.11 24,646.74 TOTAL 17,987.11 38,062.01

Equipo Instrumentado de Tercera Generacion (Ultrasonido)

Equipo Instrumentado de Segunda Generacion (MFL)

En la tabla 6.18 se presenta el comparativo del importe total - global entre las corridas

de inspección con Equipo Instrumentado de Segunda y Tercera Generación, incluyendo

todas las actividades y conceptos correspondientes a mano de obra, equipo y

materiales, donde la diferencia de costo se encuentra en la utilización del Equipo



GENERACIÓN”.


Instrumentado de Tercera Generación (Ultrasónico), ya que este equipo presenta

dentro de su configuración estructural sistemas de mayor complejidad y sofisticación

para la detección de defectos.

Tabla 6.19 Comparativa del Análisis de Costo Equip o Instrumentado Inteligente de Segunda y Tercera Generación.

M.N. U.S.D M.N. U.S.DMano de Obra 13,017.43$ 13,017.43$ Equipo 3,832.93$ 14,782.74 3,832.93$ 27,451.01 Materiales 1,136.76$ 9,864.00 1,136.76$ 10,611.00 Subtotal 17,987.12$ 24,646.74 17,987.12$ 38,062.01 Costo Dls * 11.04 * 11.04 Resultado de Dolares a pesos 272,055.65 420,136.08 Total 290,042.77$ 438,123.20$

CONCEPTO

Eq. Instrumentado de Segunda Generación (MFL)

Eq. Instrumentado de Tercera Generación (Ultrasónico)

IMPORTE IMPORTE

* El tipo de cambio en el Banco de México es de $11.0382, los precios aproximados son del día jueves 01 de febrero 2007 y se tomaron de una propuesta para concurso.

En la tabla 6.19 se puede observar que el costo de una inspección interna de un ducto

con Equipo de Tercera Generación (Ultrasónico) se eleva en un 66.20%, con respecto a

los costos de operación de una inspección con Equipo instrumentado de Segunda

Generación. Por lo tanto, realizando la comparativa en base a aspectos económicos de

ambas tecnologías, se deduce que la tecnología más factible en base a costo –

beneficio, es la tecnología de tipo de Fuga de Flujo Magnético.

6.6 Evaluación Técnica

Actualmente, existe una gran variedad de Equipos Instrumentados Inteligentes y

Compañías de servicio para la Inspección Interna de Ductos que transportan

Hidrocarburos.



GENERACIÓN”.


El empleo de Equipos Inteligentes de Inspección interna en Ductos que transportan

hidrocarburos líquidos y gaseosos, es una herramienta muy importante en la mitigación

de Riesgos, y por ende en la prevención de incidentes, esto coadyuva a incrementar la

seguridad en as instalaciones reduciendo así en un 90% los eventos no deseados,

permitiendo acercarse a la meta de cero accidentes en el sistema de ductos de Pemex

Exploración y Producción.

Un aspecto relevante y que resulta puntualizar es la antigüedad de servicio de cada

ducto, para el caso del Oleoducto de 10”Ø tramo el Golpe – Terminal Marítima Dos

Bocas x 27. 934 km. de longitud, presenta un historial de operación de 23 años, y el

Gasoducto de 12” Ø, Poza Rica V – Poza Rica III x 2.8 km. de longitud, cuenta con un

periodo de servicio de 40 años, por lo que la razón de esta comparativa no es en base

a la edad de los ductos si no a los defectos existentes en ellos, por razón el ducto de

mayor antigüedad debiera encontrar mayores defectos por efecto del tiempo, pero esto

se ve mitigado y controlado por un estricto programa de mantenimiento aplicado ya que

el objetivo del mismo es la evaluación y control para minimizar los daños originados por

corrosión en el interior de los ductos.

Cuando se presenta el caso de un ducto de transporte con una antigüedad de servicio

considerable, las compañías o prestadores de servicio de inspección interna, solicitan a

las áreas técnicas y operativas, condiciones actuales de operación (Presión y/o Gasto),

información referente al historial de: reparaciones existentes en la longitud del ducto,

tales como reparaciones provisionales (Grapas), permanentes (Camisas), derivaciones

existentes, sustitución de tramos (diferencia de espesores), etc; así como el o los

kilometrajes donde se encuentran todas estas indicaciones, lo anterior obedece a una

mejor interpretación de la información proporcionada por la lectura del equipo

instrumentado, y por lo que resulta en una mejor confiabilidad del reporte de Inspección

en ductos longevos.



GENERACIÓN”.


Por otra parte y algo importante que considerar es la calidad del fluido que se va a

transportar (agresividad del fluido), ¿que tan corrosivo es el producto que se maneja?

Por lo que se debe investigar la presencia de impurezas tales como: Dióxido de

Carbono, Cloruros, Acido Sulfhídrico y derivados del azufre, las cuales agentes activos

que propician un ambiente favorable para la corrosión.

Tabla 6.20 Limites Máximos Permisibles de Compuestos Corrosivo s.

PRODUCTO SAL SULFURO DE HIDRÓGENO

AGUA SEDIMENTOS

CRUDO 500 G/M3 ------ 2 % V 2% V

GAS* ----- 20 MG/M3 (1) 128 G/M3 ------

Fuente: Norma CID- NOR-N-SI-001 [6.9].

% V por cieno en Volumen. % M por ciento en Mol. (1) Condiciones Normales (16.6°C y 1 ATM) * Libre de polvo, gomas o aceite que procedan de contaminación y de hidrocarburos Licuables a temperaturas que excedan de 10°C a una Presión de 56 Kg/Cm2.

En la tabla 6.20 se establece los valores máximos permitidos de compuestos corrosivos

para Crudo y Gas, para el caso del hidrocarburos líquido, la Norma permite 500G/M3 de

Salinidad, 2% de agua en volumen, y 2% de sedimentos, no permitiendo la presencia

de Sulfuro de Hidrogeno, en el Gas hasta 20 MG/ M3 de Sulfuro de Hidrogeno y 128

G/M3 de agua sin sedimentos.

Los Equipos Instrumentados Inteligentes de Segunda Generación y de Tercera

Generación presentan una alta confiabilidad de detección sin embargo los equipos de

Segunda Generación requieren la corroboración de los hallazgos detectados por un

Equipo de Ensayos No Destructivos Portátil (Ultrasonido), y esto es debido a la

tecnología empleada y a la confiabilidad de profundidad de inspección, sin embargo por

razones de seguridad y confiabilidad de la información proporcionada por los Equipos



GENERACIÓN”.


Instrumentados de Tercera Generación que tienen mayor profundidad de inspección, se

ratifica de igual forma que los de segunda generación, y esto es debido a que la en la

ejecución de la corrida de inspección mediante los Equipos de Segunda y Tercera

generación, existen variables incontrolables como: la variación de la Presión y Volumen

por el perfil topográfico del tubo (Pendientes Pronunciadas, Cerros, etc.) lo que afecta

de manera significativa en la velocidad del equipo instrumentado, la cual es sumamente

importante para la correcta lectura de los defectos, ya que a un rango de velocidad

superior al requerido por los equipos de inspección, la información será errónea e

incongruente, es por una de estas razones que es necesario ratificar o rectificar la

información en sitio con el empleo de Equipos de Ensayos No Destructivos.

Los equipos instrumentados cuentan con la más reciente tecnología en almacenamiento

de datos, después de completar la inspección y de confirmar un juego completo de

datos, se inicia el proceso de análisis de datos. los datos se procesan inicialmente en

forma evaluable. Durante el proceso de datos, el Departamento de Evaluación observa:

• La calidad de los datos.

• La distancia medida.

• La velocidad de la herramienta.

Si es necesario, se efectúan correcciones por distancia utilizando el registro de

soldaduras (si esta disponible) o referencias conocidas (por ejemplo: Instalaciones) en

la línea. Posteriormente se inicia con la “Evaluación Computarizada de Datos” o “

Software para búsqueda de Anomalías”. Esta herramienta de software analiza los datos

e indica aquellas anomalías que exhiben características de perdida de metal.

Con los resultados del “Software para búsqueda de Anomalías” se grafican

ampliaciones en escala de 1:5 (ejem. Para cada anomalía se grafican las señales

primarias horizontales y verticales, así como las señales secundarias) de aquellas

anomalías que serán reportadas.



GENERACIÓN”.


Estas anomalías son analizadas en detalle para determinar profundidad, longitud y

anchura. Durante este proceso tiene lugar la correlación del sensor señal-velocidad,

después se efectúa una correlación de señal, ya sea con los datos de calibración del

Equipo Instrumentado o con los “Resultados de las Excavaciones de Verificación con la

utilización de equipos portátiles de E.N.D (Ultrasonido), con el propósito de verificar y

ratificar, mejorando los resultados.

En este rubro se presenta los aspectos técnicos resultantes del análisis de la evaluación

comparativa de las Corridas de Inspección Interna con Equipos Instrumentados

Inteligentes de Segunda y Tercera Generación en la detección de defectos. De la

Inspección Interna realizada con Equipo Instrumentado Inteligente de Segunda

Generación en el Gasoducto de 12” Ø, Poza Rica V – Poza Rica III x 2.8 km., Se

detectaron un total de 256 indicaciones relevantes, de las cuales 159 de ellas se

representan por corrosión interna con una profundidad de 10% a 19%, 9 indicaciones

con una profundidad de 20% a 39% mismas que se constituye por pérdida de metal:

grupos de corrosión uniforme, puntos de corrosión activa, etc; Por corrosión externa se

detectó 37 indicaciones con una pérdida de espesor de 10% a 19%, 20 indicaciones

con una pérdida de metal de 20% a 39%, 2 indicaciones de perdida de espesor entre el

49% - 59% y 2 indicaciones de consideración mayor o igual a 60% de pérdida de metal,

dichas indicaciones son representadas por corrosión uniforme, picaduras,etc. El resto

de las 27 indicaciones detectadas se consideran como no asociadas a corrosión, como

es la detección de válvulas, tees, encamisados, metal agregado, etc.

Los resultados obtenidos por la inspección interna ejecutada con Equipo Instrumentado

de Tercera Generación (Ultrasónico) en el Oleoducto de 10” Ø, El Golpe – Terminal

Marítima Dos Bocas, se determinó por la consideración de un universo de 70

indicaciones de alta relevancia, mismas que presentan pérdida de metal igual o mayor

a un 40%. Dichas indicaciones están constituidas principalmente por pérdida de metal



GENERACIÓN”.


exterior, grupos de corrosión uniforme exterior y pérdida de metal exterior adyacente a

la soldadura circunferencial.

Tabla 6.21 Comparación de Alcances de detección entre un Equipo Instrumentado Inteligente de Segunda Generaci ón y Tercera Generación.

Equipo Instrumentado

de Segunda Generación

(MFL)

Nivel de

Confianza

del Equipo

Equipo Instrumentado de Tercera

Generación (Ultrasonido)

Nivel de

Confianza

del Equipo

Líneas de Gas Líquido. La medición no se ve afectada por el fluido que esté presente en la línea.

95%

Para uso en ductos con fluidos de fase líquida. Se requiere un líquido de acoplamiento entre el transductor y la pared del ducto. Los gasoductos requieren del uso de un lote de líquidos. La presencia de cera o líquidos de dos fases no hace práctico el uso de estas herramientas.

84%

Señal Aprox. Proporcional al Tamaño del Defecto. Los defectos más grandes producen señales mayores y son más fáciles de detectar.

94%

Cuando hay Mayor Presencia de Corrosión se Tiene Mayor Pérdida de Señal. La amplitud de las reflexiones ultrasónicas puede caer por debajo del límite o del nivel de detección.

88%

Límite Mínimo de Espesor. Espesor mínimo de pared no establecido 95%

Límite Mínimo de Espesor. Espesor de pared remanente de 0.16 pulgadas o menores no pueden ser medidos debido a la duración finita de la interfaz del eco.

89%

Muestra resultados relevantes por pérdida de Metal con porcentaje mayor a 60 % de profundidad

92 % Defectos más severos con pérdida de metal por corrosión entre 42 % y 66 % de profundidad.

95 %

Detecta anomalía de manufactura sin perdida de metal.

90 % Determina tipo de pérdida metálica por forma geométrica y fallas en soldadura.

95%

Se tiene punto de referencia de la ubicación de la anomalía.

95 %

Proporciona ubicación de la anomalía, distancia del registro, pared interna, pérdida de espesor longitud y ancho de anomalía.

95 %



GENERACIÓN”.


Por lo anterior y determinando el análisis cuantitativo y cualitativo del universo de

defectos encontrados en ambas corridas, se concluye técnicamente que ambas

tecnologías cumplen y proporcionan la información necesaria con un aceptable margen

de confiabilidad dentro de sus alcances de detección de defectos típicos existentes en

ductos de transporte de hidrocarburos. Sin embargo, la tecnología más factible que se

propone para planes y programas de mantenimiento típico predictivo en los rubros de

inspección interna, es la tecnología de tipo de Fuga de Flujo Magnético. Ya que esta

proporciona una mejor gama de detección de defectos típicos historialmente

encontrados en los ductos, además de considerar los aspectos de: Costos,

Confiabilidad y Disponibilidad.

La vida útil de un ducto se logra determinar con mayor exactitud con la utilización de un

Equipo Instrumentado de Tercera Generación, debido a que por la tecnología que utiliza

(Ultrasonido) tiene mayor ventaja en la detección de geometrías de defectos, así como

en la medición de espesores que los equipos de segunda generación.

Cuando se requiera comprobar las condiciones del ducto en toda la longitud, se debe

efectuar una inspección de la tubería con un equipo instrumentado (diablo), y de

acuerdo con los resultados de la inspección deben programarse los trabajos de

reparación correspondientes. Así mismo, se deben inspeccionar mediante diablo instrumentado los ductos que a

juicio del usuario lo requieran y reúnan las condiciones para inspección como son las

dimensiones de las trampas y las condiciones de operación para obtener las

velocidades de desplazamiento requeridas por el "diablo". Así también, la frecuencia de

inspección con equipo instrumentado será según el programa establecido por el área

usuaria o cuando se quiere conocer la condición en que se encuentra el ducto en

cuanto al espesor remanente que tiene la tubería y de esta manera determinar si se

puede o no seguir operando bajos las condiciones actuales.



GENERACIÓN”.


Tabla 6.22.- Nivel 3, Inspección en Ductos Terres tres.

Tipo

Inspección Localización Actividad Equipo Personal

Frecuencia de

Inspección

Nivel 3 Línea Regular

Inspeccionar

espesor y geometría

interna del Ducto.

Cualquiera de los

siguientes diablos

instrumentados:

a) Flujo magnético

b) Ultrasonido.

De acuerdo al

Subinciso. 8.3.3.

De acuerdo con

el programa

establecido por

en base al

estudio de

integridad

mecánica.

Fuente: Norma NRF-030-PEMEX-2003 [6.7].

6.7 Resumen de Capítulo. En este y último capítulo se expone el comparativo de los resultados de las

inspecciones obtenidas en la aplicación de la tecnología de Segunda Generación de

tipo de Fuga de Flujo Magnético en el Gasoducto de 12” Ø, Poza Rica V – Poza Rica III

x 3.7 km. de longitud y la tecnología de Tercera Generación (Ultrasónico) en el

Oleoducto de 10”Ø, El Golpe – Terminal Marítima Dos Bocas x 27.934 km. de longitud,

presentando los escenarios de inspección y detección de defectos por corrosión por

cada uno de los equipos, mostrando los resúmenes y estadísticas de porcentajes de

perdida de metal, realizando cálculos de PMPO y TVR en tramos con defectos

relevantes, así mismo, en este capitulo se efectúa un análisis financiero de los costos

de operación de las corridas preliminares a la de Inspección de los equipos

instrumentados de segunda generación y tercera generación, dando como resultado la

selección de la tecnología mas factible a emplear en los programas de mantenimiento

predictivo, en base a confiabilidad de resultados, disponibilidad del proveedor y costos

de operación, los cuales se traducen en beneficio para PEMEX Exploración y

Producción.



GENERACIÓN”.


6.8 Referencias

[6.1] J. Lara Segura (2007). Revisión y Estudios de Integridad Mecánica al Gasoducto

de 24”Ø (610 mm) x 39.040 Km., San Andrés – Poza Rica. Tesis de Maestría.

SEPI-ESIME-IPN.

[6.2] ASME B31.G Modificado, “Manual para Determinar la Resistencia Remanente en

Ductos con Corrosión”, suplemento del código ASME B-31 para tuberías a

presión, 1991. Revisión Of. ANSI/ASME B31G-1984.

[6.3] ASME B31.4, 2002, “Sistema de Ductos para Transporte y Distribución de

Aceite,” E.N.D, 1998. Sección II

[6.4] ASME B31.8, 2003, “Sistema de Ductos para Transporte y Distribución de Gas,”

Revisión 1999, Sección II, E.N.D, 1999.

[6.5] Coordinación de Mantenimiento de Ductos y Vías de Acceso, Marco Normativo,

“Procedimiento para efectuar una libranza en Ductos Terrestres”, Nº 246-28900-

MA-317-0109, Versión primera, agosto 2003.

[6.6] Grupo de Análisis de Integridad Mecánica del Instituto Politécnico Nacional,

“Reporte de Análisis de Integridad al tramo del Gasoducto de 12”Ø Poza Rica V

– Poza Rica III, Km. 0+290.25”, Poza Rica Veracruz, Octubre 2006.


Ductos Terrestres para Transporte y Recolección de Hidrocarburos”, Subcomité

Técnico de Normalización, Rev.0, Junio 2003.

[6.8] Ley de Obras Publicas y Servicios Relacionados con la Misma y su Reglamento,

(D.O.F) Diario Oficial de la Federación el 11 de Abril de 2001.



GENERACIÓN”.



Construcción, Operación, Mantenimiento e Inspección de Ductos de Transporte y

Recolección de Hidrocarburos”, Comité Interorganismos de Ductos, Grupo de

Normatividad, Rev.0, Agosto 1998.



GENERACIÓN”.


Conclusiones

En la inspección de ductos terrestres se ha utilizado por varios años normatividad Extranjera y algunas especificaciones nacionales. Dicha normatividad cumple con los requerimientos del país de origen, por lo que Pemex vio la necesidad de elaborar las normas NRF que toman en cuenta las características y condiciones propias de nuestro país, sin dejar a un lado los criterios y necesidades de la entidad, buscando siempre mejorar las condiciones de operación y seguridad de estas instalaciones. Asimismo se incorporan experiencias de operación que se han obtenido a lo largo de muchos años de trabajos realizados. Actualmente, existen diferentes métodos para inspeccionar las condiciones de un ducto utilizado para la recolección y el transporte de hidrocarburos sujeto a presión interna. Se puede evalúar directamente la condición mecánica de la tubería, por medio de pruebas no destructivas, equipos inteligentes ó diablos instrumentados, pruebas hidrostáticas (no para el caso de ductos con antigüedad considerable), etc. o indirectamente, por medio de la inspección de los sistemas anticorrosivos (Recubrimiento, Protección Catódica e Inhibidores),el método de evaluación se selecciona de acuerdo a las condiciones de cada ducto o a los resultados de un Análisis de Riesgo. A partir de los resultados obtenidos, en base a las corridas de inspección realizadas y a la información técnica presentada en este proyecto de análisis comparativo de evaluación de defectos en ductos, y algo muy importante, el historial de defectos típicos encontrados en los ductos de esta región, se determina que los equipos de inspección inteligentes ó “Diablos Instrumentados de Segunda Generación” por su capacidad de detección, confiabilidad, disponibilidad y ventajas económicas, tienen un mejor desempeño de aplicación con respecto a los equipos de tercera generación, por tal razón se considera emplear cada vez con mayor frecuencia para cumplir con fines de mantenimiento predictivo en los ductos terrestres de transporte de hidrocarburos durante su operación. Esto permite cumplir con los requerimientos de Disponibilidad, Confiabilidad, y Seguridad de las redes de tuberías que desplazan productos líquidos o gaseosos de valor energético estratégico. Un análisis comparativo de evaluación de defectos en ductos se basa en la inspección con equipo instrumentado, complementándose con: prueba de presión, evaluación directa (serie de metodologías que involucra excavaciones e inspecciones directas en puntos del ducto) u otras metodologías, aplicación de Equipos de Ensayos No Destructivos. El desarrollo de nuevas generaciones de herramientas de inspección, permite la máxima precisión y repitivilidad en la medición directa de los espesores remanentes, y defectos dimensionados, lo cual otorga la confiabilidad a los cálculos de resistencia mecánica remanente del ducto, respecto a detección y localización de anomalías



GENERACIÓN”.


asociadas con amenazas de falla. Aunque, ocasionalmente, los objetivos de la inspección con vehículo inteligente pueden variar, en general, la pérdida de metal es lo que más le preocupa a los operadores de sistemas de tuberías. Conclusión Nº 1 En relación con la capacidad de las herramientas de Inspección Interna, como se indicó anteriormente, existen varias técnicas disponibles para inspeccionar el interior de los ductos; sin embargo cada técnica o herramienta tiene limitaciones en su capacidad de inspección que deben ser observadas. Consecuentemente el tipo de vehículo inteligente elegido dependerá del propósito de la inspección, así como de los datos esperados de la misma. Es importante mencionar que en el desarrollo de este trabajo se observó, que si es conocido el historial de los tipos de defectos y/o hallazgos detectados en la red de ductos inspeccionados con equipo inteligente, se sabrá que tipo de tecnología emplear más acertadamente, contribuyendo así a la reducción de los costos operativos y, la confiabilidad de las inspecciones. Para el caso de la red de ductos del área Poza Rica, los defectos típicos encontrados son por lo general: Corrosión localizada, Corrosión generalizada, Picaduras, Abolladuras, etc.; por lo que las inspecciones de pérdida de metal son realizadas aproximadamente en un 85%, con equipo de fuga de flujo magnético, por ser esta tecnología la más solvente para la detección de pérdida de metal en tuberías. La inspección con equipo ultrasónico no es aplicable, debido a la detección de defectos con geometrías más complejas, ya que para el caso típico de la inspección del tramo del Oleoducto de 10”Ø, estación El Golpe – Dos Bocas, las indicaciones se orientan más a defectos con forma geométrica como: Laminaciones, grietas, defectos de geometría compleja, pérdidas de metal también se revelan , así como fallas adjuntas a soldaduras circunferenciales, por ser estas una de las anomalías típicas en defectos cercanos a las soldaduras, ya que el equipo de Inspección de Fuga de Flujo Magnético ( MFL) resulta pobre en su detección. Conclusión Nº 2 Las principales causas de resultados no satisfactorios en una inspección interna de una línea mediante equipo Instrumentado dependerá de:

• Falta de información técnica requerida de la instalación a inspeccionar,

para calibrar correctamente el vehículo inteligente.

• Selección incorrecta de la técnica de inspección y/o Proveedor y

• Falta de pericia para interpretar y analizar resultados.



GENERACIÓN”.


Respecto a la frecuencia de inspección con vehículo inteligente, esta depende de la filosofía de inspección, de las condiciones de operación y de la geometría del hallazgo. Conclusión Nº 3 La diferencia de la aplicación del por que ocupar una y no otra tecnología, estriba en la comparación de sus limitaciones importantes que presentan cada una de ellas en la detección de defectos. Los Equipos Instrumentados de Segunda Generación, Inspección (MFL); Esta técnica se fundamenta en magnetizar la pared de la tubería y detectar la fuga de flujo magnético. Estos vehículos inteligentes están equipados con grandes yugos para magnetizar la pared de la tubería en su longitud axial; no obstante muchos errores de medida pueden ocurrir cuando el nivel de magnetismo en la tubería se desvía de lo esperado. El defecto más pequeño que puede ser detectado y medido tiene un ancho igual al espacio del sensor y una longitud igual a tres veces la distancia axial del sensor. En la industria de los vehículos de inspección interna estos pueden clasificarse como de baja y alta resolución con relación a la calidad de la medición y/o inspección. Los niveles de detección de los defectos son altamente dependientes del nivel de magnetismo de la pared del tubo. El ruido de la MFL es generado por el tubo y la geometría del defecto por pérdida de metal. El material del ducto hace niveles de ruido de influencia magnética. En particular las tuberías sin costura crean un alto nivel de ruidos magnéticos, mientras que, por otra parte, el proceso de fabricación de ERW da bajos niveles de ruido por fuga de flujo magnético. Por otra parte los diablos ultrasónicos utilizan transductores que tienen una distancia fija a la pared del tubo. Es requerido necesariamente un acoplamiento del flujo entre el transductor y la pared del tubo. Los transductores emiten pulsos de sonido los cuales son reflejados en las superficies internas y externas de la pared del tubo. El tiempo que pasa entre la emisión del impulso y el primer eco es usado para determinar la distancia del transductor a la pared interna del tubo, cualquier aumento en distancia del aislamiento conjuntamente con una disminución del espesor de pared indica pérdida interna del metal. Si se detecta una disminución en el espesor de pared pero la distancia del aislamiento se conserva constante, entonces se puede asumir que se trata de una pérdida de metal exterior, laminaciones o inclusiones. Estos instrumentos de inspección utilizan transductores ultrasónicos piezoeléctricos que emiten pulsos de sonido de 5 MHz y son



GENERACIÓN”.


colocados a una distancia constante a la pared del tubo; normalmente el transductor y el aislamiento de tal manera que el rayo ultrasónico tiene una extensión por debajo de los 10 mm. Consecuentemente, los poros más pequeños que pueden detectarse con esta técnica son de aproximadamente 10 mm. Conclusión Nº 4 Para llevar a cabo el análisis financiero de tal forma que se observe la integración de los costos de operación, fue necesario una clasificación de las actividades utilizadas en una inspección con equipo instrumentado, con base en la posibilidad de traducirlos en términos de dinero. Los resultados del análisis de costos de la aplicación de ambas tecnologías, muestran que la inspección con tecnología de Tercera Generación muestra un incremento considerable de un 66.20%, lo que en términos monetarios representa la cantidad de $ 148,080.43. (Ciento Cuarenta y Ocho Mil, Ochenta Pesos 43/100 M.N.) por 3 kilómetros de inspección, con respecto a los costos de inspección con Tecnología de Segunda Generación, por lo que considerando los costos, las limitaciones de detección en base a los tipos de defectos típicos existentes en la red de ductos del Activo Integral Poza Rica – Altamira. Conclusión Nº 5 Se propone en base a las características y limitaciones que presenta cada una de las tecnologías, anexar un módulo al equipo de Inspección de segunda generación de los ya existentes, esto es, que los defectos axiales y transversales en un ducto puedan ser detectados por un solo equipo de inspección, a través de la adición o combinación de módulos de detección axial y transversal, de tal modo que se amplíen los horizontes de inspecciones futuras.



GENERACIÓN”.


Recomendaciones para Trabajos Futuros. Los trabajos futuros con base en este análisis comparativo pueden realizar las siguientes aportaciones al mismo:

• Aumentar el número de módulos de inspección en un mismo equipo de segunda generación, para detectar defectos axiales y transversales existentes en un ducto.

• Considerar la posibilidad del desarrollo de una tecnología propia que realice la

misma función que los sistemas comerciales de reconocimiento, con esto se lograría la reducción de costos de operación en la inspección de ductos, se aumentará la frecuencia en las corridas por cada ducto, además del ahorro de tiempo y recursos humanos.

• Considerar el efecto de los diferentes medios que transportarán al equipo instrumentado, así como cuando no se cumpla operativamente con las condiciones de gasto y presión para alcanzar la velocidad del equipo que son variables requeridas para una correcta interpretación y confiabilidad de los defectos.

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AnÃ¡lisis comparativo de evaluaciÃ³n de defectos en ductos entre estudios realizados con equipos instrumentados