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UNIVERSIDAD “GRAN MARISCAL DE AYACUCHO”
FACULTAD DE INGENIERÍA
ESCUELA DE MANTENIMIENTO INDUSTRIAL
NÚCLEO EL TIGRE
ESTADO ANZOÁTEGUI
ANTEPROYECTO
PRESENCIA DE CORROSIÓN EN LAS TUBERÍAS DE 16” DE LA TRONCAL 1 A LA TRONCAL 4 EN LA ESTACIÓN PRINCIPAL DE PDVSA PETROCEDEÑO.
Tutor Académico: AUTOR
Tsu. Zaimar González
Prof. José Marcano 17.871.299
EL TIGRE, Junio 2013
UNIVERSIDAD NORORIENTAL PRIVADA GRAN MARISCAL DE AYACUCHOFacultad de Ingeniería
Escuela de Ingeniería de MantenimientoNúcleo El Tigre
Estado Anzoátegui
COMISIÓN DE TRABAJO DE GRADO_________________
PLAN DE TRABAJO ESPECIAL DE GRADO / ANTEPROYECTO.
TITULO TENTATIVO PRESENCIA DE CORROSIÓN EN LAS TUBERÍAS DE 16” DE LA TRONCAL 1 A LA TRONCAL 4 EN LA ESTACIÓN PRINCIPAL DE PDVSA PETROCEDEÑO.
RESUMEN:
P.D.V.S.A. fue creada como empresa el 1 de Enero de 1976. Y está
dedicada a la explotación, producción refinación, mejoramiento, transporte y
mercadeo del petróleo venezolano. Petróleos de Venezuela se encuentran
integradas por diversas empresas y unidades de negocio ubicados tanto en
Venezuela como en el exterior. La totalidad de acciones le pertenece al estado y
se encuentra adscrita al ministerio de energía y petróleo.
En el caso particular del departamento de Mantenimiento Operacional de la
empresa mixta PDVSA Petrocedeño en la Estación Principal de San Diego de
Cabrutica, tiene como principal función la extracción del crudo, por el cual para
realizar este proceso de manera efectiva cuentan con la existencia de equipos
fundamentales en el proceso productivo, como es el transporte del crudo que va
desde una producción inicial hasta el almacenamiento temporal y/o final, las fallas
ocurrentes en las operaciones de producción son causadas por la corrosión en las
tuberías que presentan fugas, generando impactos ambientales, por acumulación
de sedimentos (arena y agua), bacterias sulfatos reductoras y protección catódica,
lo que hace que estas requieran un plan de inspección basado en riesgo (IBR);
con frecuencia establecida, por lo cual se requiere contar con procedimientos y
programación que faciliten la ejecución de este tipo de plan de inspección, ya que
proporcionara información (paso a paso) de cada una de las actividades y los
métodos de forma clara, progresiva y ordenada que garanticen que se eleve el
nivel de la calidad de proceso ejecutado. Por lo que el presente trabajo de grado
contempla las pautas de un plan de inspección a seguir para llevar a cabo la
correcta operación de las tuberías que forman la parte fundamental del proceso
de transportación del crudo y que contribuyen a optimizar la capacidad productiva.
TUTOR ACADÉMICO PROPUESTO: TESISTA
Prof. José Marcano. TSU. Zaimar González C.I: 17871299.
1. PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA
1.1 Formulación del problema:
Petróleos de Venezuela C.A. (PDVSA); es una empresa que se dedica a la
exploración, refinación, transporte y mercadeo del petróleo venezolano. El
buen manejo y aplicación de estos procesos han logrado ubicar a esta
organización empresarial en una posición competitiva dentro de las industrias
relacionadas con las actividades petroleras de nivel mundial colocando a
Venezuela como uno de los principales países exportadores de petróleos.
Petróleo de Venezuela S.A tiene su sede principal en la ciudad de Caracas y
sus áreas operacionales en el Occidente y Oriente del país.
Petrocedeño es una empresa mixta conformada por PDVSA con un (60%
de participación), TOTAL de Francia con (30,3%) y la STATOILHYDRO de
Noruega con (9,7). Ubicada en la Faja Petrolífera del Orinoco al sur del estado
Anzoátegui, a 8 km de la población de San Diego de Cabrutica, municipio José
Gregorio Monagas.
Sus operaciones constan básicamente de la extracción, producción y
acondicionamiento de crudo extra pesado garantizando el suministro al
Mejorador José de Puerto la Cruz, Anzoátegui para su inmediata refinación y
comercialización.
La empresa Mixta Petrocedeño tiene como fin garantizar el transporte por
tuberías de los productos petrolíferos líquidos, que se extienden desde el área de
producción inicial, hasta el almacenamiento continuo y/o final.
Las tuberías de transporte pueden ser clasificadas debido a su importancia
y al tipo de producto que transportan para cumplir sus objetivos.
El transporte de hidrocarburos a través de tuberías se realiza de manera
continua, por tal razón implican fallas de posibles estudios, en este trabajo
específicamente nos centraremos en plantear un plan de inspección Basado en
riesgo (IBR), para así cuantificar las fallas potenciales, definiendo los efectos que
puedan acarrear mediante el análisis de los modos y efectos de fallas (AMEF),
que permitirá la formulación de actividades operacionales, las cuales estarán
direccionadas en las normas ASME B31.8 y B31.8S, a fin de planificar
positivamente inspecciones que ayuden a prevenir posibles riesgos y minimizar los
problemas manifestados, y así mejorar la seguridad poblacional, ambiental e
industrial, proporcionando a la empresa cumplir satisfactoriamente sus funciones
operacionales en condiciones seguras.
SITUACIÓN ACTUAL:
Actualmente las tuberías de 16” que recorre el bloque de la empresa mixta
Petrocedeño que va desde la troncal 1 hasta la troncal 4 presentan corrosión por
acumulación de sedimentos (agua y arena), bacterias sulfatos reductoras,
corrosión por fricción y protección catódica, pudiendo ocasionar impactos al
ambiente e instalaciones, falta de un plan de inspección basada en riesgos.
SITUACIÓN DESEADA:
Por lo antes expuesto el Departamento de Mantenimiento Operacional
Petrocedeño propuso determinar mediante la utilización de un plan de inspección
operacional basado en riesgos (IBR) para el sistema de transporte de crudo desde
el bloque de Petrocedeño, San Diego de Cabrutica, Petroanzoátegui hasta el
criogénico José Antonio Anzoátegui, tiene como finalidad mejorar la ejecución y
frecuencias de inspecciones operacionales formulando estrategias direccionales
en las normas ASME B31.8 y B31.8S, las cuales contribuirán a mantener y
mejorar la confiabilidad operacional del sistema y sus equipos.
1.2 JUSTIFICACIÓN:
Actualmente la unidad de producción de la Estación Principal de PDVSA
Petrocedeño en San Diego de Cabrutica – Faja Petrolífera del Orinoco, el proceso
comienza en las macollas (clúster), donde se extrae el crudo mediante una
agrupación de pozos horizontales y direccionales por macollas la cual es
bombeado hacía la Estación Principal a través de una red de tuberías para el
almacenamiento temporal. La aparición de cualquier falla o fuga al sistema de
tuberías tienen un impacto negativo sobre las apariciones y así como también la
elevación de los costos operativos de mantenimiento, administrativos y producción
diferida.
Dada a la gran cantidad de pozos y el alto porcentaje (%) de producción
asociada a estos se hace imprescindible mantener una alta disponibilidad, alta
confiabilidad, bajo índice de fallas y un óptimo proceso en el sistema de tuberías.
Por esta razón se requiere de un análisis exhaustivo de fallas y un plan de
inspección basada en riesgos, ya que es de gran importancia para el proceso de
transportación del crudo desde la producción inicial hasta el almacenamiento
temporal, si se originase alguna falla o fuga ponen en riesgos la calidad del
proceso que se realiza en la Estación Principal de PDVSA Petrocedeño.
Debido a la importancia que tienen el sistema de tuberías para transportar
el crudo y por la situación planteada anteriormente sobre el incremento en las
fallas de las tuberías y los costos de mantenimiento que esto puede producir, es
necesario determinar un plan de inspección basado en riesgo para garantizar la
confiabilidad, maximizar la vida del sistema de tuberías y aumentar la mayor
continuidad del proceso productivo de esta unidad de explotación.
1.3 ANTECEDENTES DE LA INVESTIGACIÓN
MAYATTIS José “Propuesta de un plan de inspección operacional
basado en riesgo (IBR), para sistemas de transporte de gas metano”
Universidad de Oriente. Puerto la Cruz Estado Anzoátegui. Junio de 2010. El
propósito principal de este trabajo fue la aplicación de un plan de inspección
basado en riesgo en el sistema de transporte de gas metano Anaco – Puerto la
Cruz, tramos Criogénico San Joaquín crucero de Maturin de PDVSA Gas región
Oriente.
BAIZ Milvia “Propuesta de un plan de mantenimiento para equipos
estáticos en sistemas críticos de la unidad de craqueo Catalítico Fluidizado
(FCC) en la refinería de Puerto la Cruz” Universidad de Oriente. Puerto la Cruz
Estado Anzoátegui. Junio 2008. El trabajo tiene como objetivo principal el
diagnóstico de la situación actual de los sistemas de la unidad y así poder
seleccionar lo más crítico mediante un análisis de jerarquización, luego se
identificaron los mecanismos de degradación presentes en los sistemas
seleccionados y así poder aplicar la metodología IBR a través de un Software que
permitió facilitar las estimaciones necesarias para la elaboración de dichos planes
ajustados al nivel de riego de cada equipo de los sistemas críticos de la unidad.
CALL Ricci “Rutinas de mantenimiento para equipos estáticos de la planta
compresora de gas residual Wilpro Energy Services El Furrial, Estado
Monagas, mediante Inspección Basada en Riesgo (IBR)”. ” Universidad de
Oriente. Puerto la Cruz Estado Anzoátegui Octubre de 2007. Para lograr este
objetivo, fue necesario describir la situación actual de la planta y clasificarla en
secciones y equipos en función de las etapas de compresión, seguidamente se
realizó un inventario para luego aplicar la metodología IBR, con la cual se
obtuvieron los niveles de riesgo y frecuencias de inspección a incorporar en el plan
propuesto. El estudio se limitó a tramos rectos de tuberías y recipientes a presión
los cuales resultaron niveles de riesgo medio y riesgo medio alto respectivamente
debido mayormente a la influencia de las consecuencias de falla.
2. OBJETIVOS
2.1Objetivo General:
Realización de un plan de inspección basado en riesgo que mejore la
confiabilidad operacional del sistema de tuberías del campo de PDVSA
Petrocedeño.
2.2Objetivos Específicos:
2.2.1 Diagnosticar la situación actual del sistema de tuberías del campo
PDVSA Petrocedeño.
2.2.2 Jerarquizar mediante un análisis de las normas ASME B31.8 y
B31.8S la clase de localidad y áreas de alta consecuencia en el
sistema de tuberías del campo PDVSA Petrocedeño.
2.2.3 Identificar daños y amenazas que afecta la integridad mecánica del
sistema de tuberías del campo PDVSA Petrocedeño.
2.2.4 Realizar un análisis de riesgo cualitativo que determine la
probabilidad de fallas por su consecuencia en el sistema de tuberías
del campo PDVSA Petrocedeño.
2.2.5 Proponer un plan de inspección para mitigar los riesgos asociados al
sistema de tuberías del campo PDVSA Petrocedeño.
3. METODOLOGIA
De acuerdo con los objetivos planteados en el Trabajo Especial de
Grado/Anteproyecto, la investigación científica se identifica como una
investigación documental y de campo.
3.1 Tipo de investigación:
3.1.1 Investigación de Campo: Investigación que permite cerciorarse de
las condiciones en que se han obtenido los datos, lo que facilita su revisión o
modificación en caso de surgir dudas.
De acuerdo a lo presentado la investigación se define bajo un diseño de
campo dado que permite cerciorarse de las condiciones en que fueron obtenidos
los datos y que facilita su revisión o modificación en caso de surgir dudas.
3.1.2 Investigación Documental: Depende fundamentalmente de la
información que se recoge o consulta en documentos, entendiéndose este término
como todo aquel material de índole permanente, es decir, al que se puede acudir
como fuente o referencia en cualquier momento o lugar sin que se altere su
naturaleza o sentido, para que aporte información o rinda cuentas de una realidad
o acontecimiento.
En este caso en el presente trabajo, se ubicara información en archivos,
bibliografías, manuales o cualquier documento que apoye el desarrollo del mismo.
3.2 Diseño de la investigación:
3.2.1 Diseño de Campo: contenido en este informe se encuentran
investigaciones de campo; según Sabino (1992) “… cuando los datos de interés se
recogen en forma directa de la realidad, mediante el trabajo concreto del
investigador…”, pues se deben recolectar datos reales, directamente en las áreas
operacionales donde se encuentran el sistema de tuberías del campo PDVSA
Petrocedeño
3.3 Área de estudio:
Aborda el problema relacionado con la corrosión en el sistema de tuberías
del campo PDVSA Petrocedeño.
En relación a lo expuesto este conjunto de elementos que pueden ser
personas, documentos, objetos, instituciones y otros, se seleccionan de acuerdo a
la naturaleza del problema.
3.4Desarrollo de la investigación:
Para el logro de los objetivos propuestos se presenta a continuación una
serie de pasos o actividades que describen la metodología a seguir:
- Armar un equipo multidisciplinario (ENT) para veracidad de información.
Un equipo natural de trabajo dentro del contexto de mantenimiento se
conforma como un grupo multidisciplinario de personas de diversas funciones
dentro de la organización que trabajan juntos por un periodo de tiempo
determinado, en un clima de potenciación de energía, para analizar los problemas
comunes de distintos departamentos, apuntando al logro del objetivo común se
recomienda que los miembros de un equipo natural de trabajo, no debe de ser
más de diez personas.
- Apoyo de normas nacionales e internacionales ASME B31.8 y B31.8S.
La norma ASME B31.8, es un documento preparado por la Sociedad Americana
de Ingenieros Mecánicos, la cual contempla requerimientos en el diseño y
construcción de sistemas de tuberías para transporte de petróleo. Esta norma
establece en su Capítulo V, procedimientos de operación y mantenimiento, ya que
una vez que se inicia el servicio con petróleo, la compañía operadora deberá
determinar la clase de localidad periódicamente, según lo dicte la experiencia del
operador y la exposición de la población a las instalaciones para así analizar y
jerarquizar el riesgo, al cual se expone la seguridad poblacional, ambiental e
industrial. Por otro lado, la norma ASME B31.8, tiene como suplemento la norma
B31.8S, donde se describe el proceso que un operador puede emplear para
desarrollar un programa de administración de integridad mecánica. La intención de
este estándar es proporcionar una aproximación integrada, comprensible y
sistemática hacia la administración de la seguridad y la integridad de los sistemas
de tuberías de petróleo, ya que este es el objetivo principal de cualquier operador.
Los operadores desean continuar entregando petróleo a sus clientes de una forma
segura y confiable sin efectos adversos sobre los empleados, el público, los
clientes o el ambiente. Esta norma clasifica en relación al tiempo, 3 tipos las
amenazas que afectan la integridad mecánica en los sistemas de tuberías, las
cuales son consideradas factores de tiempo que son:
a) Dependiente del Tiempo: Corresponde a los mecanismos de daños
representados por una constante velocidad de corrosión en el tiempo, la cual no
cambia drásticamente cuando ocurren pequeñas variaciones en las condiciones
de proceso. Las amenazas que se incluyen en este tipo son: la corrosión interna,
corrosión externa y corrosión por agrietamiento bajo tensión.
b) Estable: Incluye como amenazas defecto de fabricación, defecto de equipo y
defecto de soldadura y ensamble.
c) Independiente del Tiempo: Corresponde a los mecanismos de daños por
averías, los cuales no están definidos en el tiempo y está expuesto a las
amenazas como: daños mecánicos por terceros, operaciones incorrectas, y
fuerzas externas. La acción de una de estas amenazas atentan contra la
integridad mecánica de los equipos.
- Revisión de la norma API 571 para la identificación.
La norma API 571, es un documento preparado por un grupo de trabajo
conformado por el Instituto Americano del Petróleo (API), institutos de
investigación de recipientes a presión y personas asociadas con industrias
relacionadas. El objetivo general de esta norma es presentar información sobre los
mecanismos de daño, en un formato establecido para ayudar al lector en la
aplicación de la información en la inspección y evaluación de los equipos desde un
punto de vista de seguridad y confiabilidad. Este documento está direccionado en
las siguientes consideraciones: información práctica sobre los mecanismos de
daño que pueden afectar a los equipos de proceso, aplicación de conocimientos
para la selección de métodos eficaces de inspección para detectar el tamaño y la
caracterización de los daños.
- Aplicar le herramienta de confiabilidad de riesgo IBR.
La Inspección Basada en Riesgo (IBR), es una herramienta de confiabilidad
operacional apoyada totalmente en las normas API 580 y API 581, la cual
fundamenta su metodología en la estimación de probabilidades y consecuencias
de fallas que puede tener algún equipo estático que transporte y/o almacén de
fluidos, permitiendo evaluar la efectividad del plan de inspección (actual o
potencial) para reducir el riesgo de falla. Bajo el contexto IBR una falla se refiere a
una fuga. Una fuga, es el escape hacia la atmosfera del fluido o sustancias
contenidas en un equipo provocado por la ruptura de la pared contenedora de
éste. Además proporciona la base para manejar el riesgo tomando una decisión
en el mantenimiento e inspección, el nivel del detalle y los tipos de ensayos no
destructivos a aplicar. A partir de la identificación de los diferentes mecanismos de
daños potenciales, un plan de inspección basado en riesgo permite desplegar un
programa de inspección más agresivo enfocándose en las zonas de mayor riesgo
dentro de un equipo estático con lo que se puede tener un control más eficaz
sobre el mismo. Generalmente para desarrollar un plan de Inspección Basado en
Riesgo, se suelen emplear las directrices establecidas por el Instituto Americano
del petróleo en los documentos API 581, que definen el proceso para desarrollar
una evaluación de riesgo, cuyo fin primordial es obtener un plan de inspección. En
esta norma se detallan los pasos que se deben seguir para cuantificar el riesgo,
por medio de las consecuencias ambientales, de seguridad, y de interrupción de
negocios al relacionarse con la probabilidad de que las mismas puedan darse. La
metodología IBR, no pretende evaluar la integridad mecánica de los equipos
estáticos, solamente evalúa el riesgo asociado a la pérdida de la capacidad
contenedora de los mismos, con la excepción de carcasas de bombas y
compresores (contenedores de fluidos), es decir, el IBR no es aplicable a equipos
dinámicos, además tampoco es aplicable a sistemas de instrumentación, sistemas
de control, equipos eléctricos y equipos no presurizados, sólo puede aplicarse a
los siguientes equipos estáticos:
1. Recipientes a Presión.
2. Sistemas de Tuberías.
3. Tanques de Almacenamiento Presurizados.
4. Calderas y Calentadores.
5. Intercambiadores de Calor.
6. Equipos Dinámicos Presurizados como Bombas y Compresores.
Sí se reconoce el nivel de riesgo en el que se encuentra un equipo, es posible a
partir de esa información reorganizar un actual plan de inspección y de
mantenimiento con la finalidad de reducir los niveles de riesgo en los que se
encuentra el mismo.
- Plantear las alternativas de solución que mejoren el funcionamiento
del plan de inspección.
Se realizaran y presentaran las propuestas de mejora al plan de inspección
basado en riesgos, con procedimientos de trabajo e instrucciones técnicas para el
departamento de mantenimiento.
3.5 Desarrollo sistémico de la investigación y Cronograma de actividades:
3.6.1 Desarrollo sistémico de la investigación:
F4 - DIAGRAMA SISTEMICO DE LA INVESTIGACIONObjetivos específicos(1) Metodología(3) Actividades(2)
Diagnosticar la situación actual del sistema de tuberías del campo PDVSA Petrocedeño.
Se realizara la conformación del equipo natural de trabajo, luego, se realizara visitas al departamento, y conocer su situación, se elaborara un diagrama funcional, y consecuentemente se hará la evaluación del sistema de inspección y por último se realizara la ficha de dicha evaluación.
Conformación de un grupo natural de trabajo.Elaborar diagrama funcional del sistema de tuberías del campo PDVSA Petrocedeño.Elaborar un inventario técnico del sistema de tuberías.Conocer el contexto actual del sistema de tuberías del campo PDVSA Petrocedeño.Evaluar el sistema de inspección basada en riesgo según norma ASME B31.8 y B31.8S.Analizar resultados de la aplicación de la norma ASME B31.8 y B31.8S.
Jerarquizar mediante un análisis de las normas ASME B31.8 y B31.8S la clase de localidad y áreas de alta consecuencia en el sistema de tuberías del campo PDVSA Petrocedeño.
Revisar y analizar las
normas nacionales e
internacionales (API,
PDVSA, ASME B31.8 y
B31.8S)
Revisar todo aquel documento que contenga información de fallas de los equipos y/o componentes que conforman los diferentes sistemas.
Determinar las frecuencias de cada una de las fallas.
Revisar todo aquel documento que contenga información de fallas en los puntos más críticos del sistema de tuberías en el campo PDVSA Petrocedeño.
Determinar las frecuencias de cada una de las fallas.
Visitas a Campo.
F4 - DIAGRAMA SISTEMICO DE LA INVESTIGACIONObjetivos específicos(1) Metodología(3) Actividades(2)
Revisar todo aquel documento que contenga información de fallas de los equipos y/o componentes que conforman los diferentes sistemas.
Determinar las frecuencias de cada una de las fallas.
Identificar daños y amenazas que afecta la integridad mecánica del sistema de tuberías del campo PDVSA Petrocedeño.
Tomando los
resultados
obtenidos en el
objetivo anterior se
procederá a
seleccionar
(haciendo uso del
Análisis de
criticidad)
Se conformará un equipo natural de trabajo para realizar el análisis.
Se aplicara un Análisis Causa Raíz para analizar las fallas más representativas del sistema de tuberías.
Se tabularan los resultados obtenidos con su respectivo análisis.
Realizar un análisis de riesgo cualitativo que determine la probabilidad de fallas por su consecuencia en el sistema de tuberías del campo PDVSA Petrocedeño.
Aplicar herramientas de confiabilidad e inspección basada en riesgos (IBR)
Inspecciones a los sistemas de tuberías.
Realizar plan de inspección.
Entrevistas con el grupo multidisciplinarios (ENT).
Revisar normas.
Recopilar datos.
Objetivos específicos(1) Metodología(3) Actividades(2)
Revisar todo aquel documento que contenga información de fallas de los equipos y/o componentes que conforman los diferentes sistemas.
Determinar las frecuencias de cada una de las fallas.
Proponer un plan de Inspección para mitigar los riesgos asociados al sistema de tuberías del campo PDVSA Petrocedeño.
Se realizaran y presentaran las propuestas de mejora a los sistemas de tuberías, con procedimientos de trabajo e instrucciones técnicas para el departamento de mantenimiento.
Determinación de los costos de los materiales, herramientas, equipos, consumibles, mano de obra, y todo los recursos necesarios para la ejecución de la gestión.
Realizar procedimientos de trabajo para el Departamento de mantenimiento.
Realizar instrucciones técnicas para el mantenimiento. Elaborar planes de control.Elaborar planes de acción.
6.2 Cronograma de actividades:
Cronograma para proponer mejoras al sistema de tuberías del campo
PDVSA Petrocedeño.
Objetivos Específicos Actividades para lograr el objetivo específicoTiempo trabajos en
semanasObjetivos Actividades 1 2 3 4 5 6 7 8
2.2.1 Diagnosticar la situación actual del sistema de tuberías del campo PDVSA Petrocedeño.
Conformación de un grupo natural de trabajo. Elaborar diagrama funcional del sistema de tuberías del campo PDVSA Petrocedeño.
Elaborar un inventario técnico del sistema de tuberías.
Conocer el contexto actual del sistema de tuberías del campo PDVSA Petrocedeño.
Evaluar el sistema de inspección basada en riesgo según norma ASME B31.8 y B31.8S.
Analizar resultados de la aplicación de la norma ASME B31.8 y B31.8S.
2.2.2 Jerarquizar mediante un análisis de las normas ASME B31.8 y B31.8S la clase de localidad y áreas de alta consecuencia en el sistema de tuberías del campo PDVSA Petrocedeño.
Revisar todo aquel documento que contenga información de fallas en los puntos más críticos del sistema de tuberías en el campo PDVSA Petrocedeño.
Determinar las frecuencias de cada una de las fallas Visitas a Campo.
2.2.3 Identificar daños y amenazas que afecta la integridad mecánica del sistema de tuberías del campo PDVSA Petrocedeño.
Se conformará un equipo natural de trabajo para realizar el análisis.
Se aplicara un Análisis Causa Raíz para analizar las fallas más representativas del sistema de tuberías.
Se tabularan los resultados obtenidos con su respectivo análisis.
2.2.4 Realizar un análisis de riesgo cualitativo que determine la probabilidad de fallas por su consecuencia en el sistema de tuberías del campo PDVSA Petrocedeño.
Inspecciones a los sistemas de tuberías. Realizar plan de inspección. Entrevistas con el grupo multidisciplinarios (ENT). Revisar normas. Recopilar datos.
REFERENCIAS BIBLIOGRAFICAS
Arriojas G, José A. Guía para la elaboración del trabajo de grado. El Tigre Venezuela. (2002).
Ballestrini, Miriam. ¿Cómo se elabora el proyecto de investigación? 6ta Edicion. Editorial Servicio. Caracas, Venezuela. (2002).
Milano, Teddy. Planificación y gestión del mantenimiento industrial. 1era Edición. Editorial Panapo. Caracas, Venezuela. (2005).
Duffua, Salih. Sistemas de mantenimiento, planeación y control. Ediciones Limusa. México. (2005).
Tamayo y Tamayo, Mario. El proceso de la investigación científica. 3era Edición. Editorial Limusa. México. (1996).
American Society of Mechanical Engineers. Código ASME B31.8. Sistemas de Tuberías para Transporte y Distribución de Gas”. 1era Edición. (1999).
American Society of Mechanical Engineers. Código ASME B31.8S. “Managing System Integrity of Gas Pipelines”. Suplemento de ASME B31.8. 1era Edición. (2001).
