ÁREA O EQUIPO QUE AFECTARÍA
III.3.2. Pruebas de Verificación.
Inspección radiográfica de soldadura.
Se llevará a cabo con la selección de uno o varios especimenes dentro de un lote de uniones soldadas de acuerdo a criterios establecidos y se procede a realizar la inspección, calificando el procedimiento de soldadura y al soldador inicialmente.
Protección mecánica anticorrosiva.
La protección anticorrosiva de los extremos de la tubería (aproximadamente 30 cm. a cada lado del tubo) se debe efectuar limpiando el área en forma manual usando cepillos de alambre y solventes químicos hasta eliminar totalmente la herrumbre, costras, grasas y aceites.
Tanto los tramos enterrados como los aéreos deben llevar recubrimiento anticorrosivo y deben cumplir con lo establecido en la norma NFR-033-PEMEX- 2002. Se hará limpieza con chorro de arena a metal blanco, aplicación de una mano de RPO-6 Epóxico Catalizado 0.002” de espesor y dos manos de RA-26 Epóxico Altos Sólidos 0.005” de espesor cada uno aplicando por espersión lo dispuesto en la normatividad ANSI/ASME B.31.8.
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Se utilizará la cinta Polyken 980-15, que es un polietileno rígido, para dar mayor resistencia mecánica en las condiciones de operación de la tubería, para su aplicación se deberá limpiar primero la superficie del tubo y aplicar una película de 3 milésimas de pulgada de recubrimiento primario, posteriormente se realiza un sobre traslape del 50% (enrollado) resultando un espesor final del Polyken, de 30 milésimas de pulgada, la vuelta o punto final de la cinta debe aplicarse a mano sin tensión. El espesor final del sistema Polyken exterior deberá ser de 63 milésimas de pulgada (3 milésimas de primario, 30 milésimas de cinta anticorrosiva la cual tiene un espesor original de 15 milésimas de pulgada y con un traslape del 50% de de un terminado de 30 milésimas). Pruebas hidrostáticas
Las pruebas hidrostáticas se realizan con la finalidad de probar la presión de diseño del gasoducto antes de iniciar la operación de esta, con el objetivo de identificar posibles fallas de materiales o de uniones soldadas y detectar cualquier posible fuga.
Presión de prueba. El valor de presión de prueba del sistema de ductos corresponde al valor de la presión máxima permisible de operación multiplicado por el factor correspondiente a su clase de localización, (Norma NRF-030- PEMEX-2003), indicado en la Tabla V.3.2.1:
Tabla V.3.2.1 Factor de presión de prueba
Clase de localización Factor Clase 1 Div. 1 1.25 Clase 1 Div 2 1.10 Clase 2 1.25 Clase 3 1.40 Clase 4 1.40
Cuando por alguna razón se utilice tubería de características superiores a las de diseño, el valor de la presión para la prueba hidrostática debe ser de 1.25 la presión de diseño.
Prueba hidrostática a la tubería.
Las pruebas hidrostáticas realizadas al gasoducto, se realizan de acuerdo al procedimiento de PEMEX 249-28900-MA-117-0013 y la Norma NRF-030- PEMEX-2003. Consiste básicamente en lo siguiente:
Todos los ductos nuevos deben someterse a una prueba hidrostática para comprobar su hermeticidad. La prueba se debe hacer después de la corrida con el equipo medidor de la geometría y con el equipo de limpieza interior. El equipo mínimo necesario para la realización de la prueba hidrostática debe incluir: bomba de gran volumen, filtro para asegurar una prueba limpia, bomba de inyección de inhibidores de corrosión, instrumentos de medición, válvula de alivio y bomba para presurizar el ducto a niveles mayores a los indicados en el
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procedimiento de prueba. El agua que se utilice debe ser neutra y libre de partículas en suspensión, que no pasen en una malla de 100 hilos por pulgada. La duración de la prueba será de 8 horas mínimo y 4 horas en tubería (tramo corto) o secciones prefabricadas que sean parte y se integren al sistema del ducto sin prueba posterior. El valor de la presión para la prueba hidrostática debe ser de 1.25 la presión de diseño.
Deben recabarse dos ejemplares de la constancia de las pruebas certificadas por los representantes de la residencia de construcción y de la rama operativa, y el permiso de uso expedidos por la Secretaría de Energía, la cual supervisará la ejecución de las mismas a través de un inspector autorizado, conjuntamente con las dependencias de inspección y seguridad industrial de las ramas operativas y de construcción.
Cuando alguno de los elementos del sistema sea de menor resistencia, éste debe ser aislado para no ser probado con el resto. Después de hacer la prueba hidrostática, los ductos, válvulas y accesorios serán drenados completamente para evitar daños por congelamiento o por corrosión.
El equipo de un sistema de tubería que no se sujete a la prueba debe desconectarse. La prueba hidrostática de preferencia se debe efectuar al sistema completo, en caso de que por las características del sistema no fuera posible, se puede efectuar por secciones previo conocimiento y análisis del sistema de prueba respectivo.
Las pruebas de presión hidrostática deben realizarse tanto en el sistema completo de ductos como en tramos y componentes terminados del sistema. Las trampas de “diablo", múltiples y accesorios, deben ser someterse a la prueba hidrostática hasta los límites similares que se requieren en el sistema. Todos los dispositivos de seguridad como limitador de presión, válvulas de relevo, reguladores de presión y equipo de control, deben ser calibrados para corroborar que están en buenas condiciones mecánicas, capacidad adecuada, efectividad, confiabilidad de operación para el servicio a que se destinan, funcionamiento a la presión correcta.
En caso de que algún dispositivo no cumpla, se debe reemplazar por otro que satisfaga todos estos requerimientos.
Al comprobar satisfactoriamente las pruebas de las tuberías, se deben hacer todas las conexiones necesarias para eliminar el agua por medio de diablos o esferas corridas con aire.
La fuente de abastecimiento de agua y las áreas para desalojarla después de la prueba, deben cumplir con los requisitos de la Comisión Nacional del Agua (C.N.A.) y también de las normas oficiales correspondientes; asimismo ordenará los análisis de laboratorio necesarios para verificar la calidad especificada. Durante la vida útil del sistema o parte del sistema de tubería, se deben conservar registros de las pruebas realizadas. La dependencia operativa debe recibir de la dependencia responsable de las pruebas, copia de esta información, que por lo menos será la siguiente:
• Dependencia responsable de las pruebas y técnicos que las realizaron y aceptaron.
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• Tipo, medio y temperatura de la prueba • Presiones de diseño, operación y prueba. • Duración de la prueba, gráficas y otros registros.
• Fugas y otras fallas con sus características y localización. • Variaciones en cada prueba y sus causas.
• Reparaciones realizadas como resultado de la prueba efectuada.
Como alternativa se puede realizar una prueba neumática, en cuyo caso el fluido de prueba será algún gas inerte. La presión de prueba debe ser 125% de la presión máxima de operación y el tiempo mínimo de prueba de 8 horas. Dicha prueba implica riesgo de que se libere la energía almacenada en el gas comprimido, por lo que se deben tomar medidas precautorias para minimizar el riesgo del personal por la posibilidad de una falla frágil, la temperatura de la prueba debe considerarse en función de los resultados de las pruebas de tenacidad del material del ducto.
Se debe presentar un procedimiento de prueba neumática, el cual será autorizado por el representante de PEMEX. Asimismo debe contar con el permiso de trabajos con riesgo de Seguridad Industrial y Protección Ambiental del Organismo Subsidiario correspondiente.
El equipo mínimo requerido para la realización de la prueba neumática incluye: dispositivo de alivio de presión, termómetro de registro gráfico y radios de intercomunicación.
Protección Catódica
El gasoducto es protegido catódicamente como complemento al recubrimiento anticorrosivo por medio de un sistema de ánodos galvánicos o por un sistema de corriente impresa, debiendo verificar que el sistema instalado proporcione la protección total de la instalación. El diseño del sistema de protección catódica se realiza de acuerdo a la Norma NRF-047-PEMEX-2002.
La protección catódica es un método que implementa el principio electroquímico, en donde el ducto es utilizado como cátodo por medio del paso de corriente de electrones provenientes de un ánodo galvánico (ánodo de sacrificio), el cual utiliza metales fuertes como lo son Zn, Al y Mg anódicos conectados a la tubería, dando origen al sacrificio de dichos metales por corrosión, descargando suficiente corriente para la protección de la tubería, ya sea que se encuentre enterrada o sumergida. Los elementos que incluyen la instalación para la protección catódica son los siguientes:
• Cable No. 8 THW para puenteo eléctrico.
• Postes de concreto para amojonamiento tipo “R” con dispositivo de medición.
• Ánodos de magnesio de alto potencial con 3.00 m de alambre THW No. 12, alambre THW No. 12 conectores, conexión, parcheo y relleno químico. • Ánodos de magnesio de 48 lbs.
• Ánodos de magnesio de 32 lbs.
III.4. Interacciones de Riesgo.
De acuerdo con el análisis de riesgo, apoyado en los radios que definen la zona de alto riesgo obtenidos del software PHAST y conforme a las consideraciones más creíbles y probables a la naturaleza de las instalaciones, de ocurrir un evento de explosión o incendio los escenarios que podrían involucrar instalaciones cercanas, son los siguientes:
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Tabla III.4.1 Interacciones de Riesgo
RADIO DE LA ZONA DE ALTO RIESGO
ESCN.
Tipo Distancia (m)
ÁREA O EQUIPO QUE AFECTARÍA
1
Radiación térmica por
Jet Fire 12.88
A esta distancia, el nivel de radiación térmica emitido (5 KW/m2), causaría dolor al personal operativo del equipo de mantenimiento en exposiciones de 15-20 segundos. Después de 30 segundos de exposición, sufrirían quemaduras hasta de segundo grado sin equipo de protección personal adecuado. La intensidad de radiación térmica a la cual se presenta este evento (5 KW/m2) no es suficiente para causar daño a la infraestructura existente en la macropera.
2
Radiación térmica por
Jet Fire
24.37
A esta distancia, el nivel de radiación térmica emitido (5 KW/m2), causaría dolor al personal operativo del equipo de mantenimiento en exposiciones de 15-20 segundos. Después de 30 segundos de exposición, sufrirían quemaduras hasta de segundo grado sin equipo de protección personal adecuado. La intensidad de radiación térmica a la cual se presenta este evento (5 KW/m2) no es suficiente para causar daño a la ERG San Pablo Rincón Pacheco
3
Radiación térmica por
Jet Fire
37.47
A esta distancia, el nivel de radiación térmica emitido (5 KW/m2), causaría dolor al personal operativo del equipo de mantenimiento en exposiciones de 15-20 segundos. Después de 30 segundos de exposición, sufrirían quemaduras hasta de segundo grado sin equipo de protección personal adecuado
Radiación térmica por Bola de Fuego 636.80 Sobrepresión Por: Explosión Inmediata: 469.60 4 Sobrepresión Por Ignición Tardia: 410.0
La intensidad de radiación térmica y sobrepresión a la cual se presenta este evento (5 KW/m2 y 0.070 Kg/cm2 respectivamente) afectaría significativamente cualquier vehículo o persona que transite por el cruce con la terracería en el momento que ocurra dicho evento, considerando que el gasoducto es una tubería para transporte que opera sin la presencia de personal. Es importante puntualizar que el escenario mencionado solo se presentará cuando el Gasoducto esté expuesto, lo cual podría suceder durante alguna excavación o trabajos de pavimentación en la tubería. La aplicación de los lineamientos de PEMEX para tales actividades y los señalamientos de derecho de vía, hacen poco probable que este tipo de incidentes se presente.
Fuente: Software PHAST 5.2
Las medidas preventivas orientadas a la reducción del riesgo son: Procedimientos operativos y de mantenimiento de las instalaciones Programas de mantenimiento anticorrosivo.
Programas de mantenimiento predictivo y preventivo de válvulas y accesorios. Programa de protección Catódica.
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Llevar un registro, mediante bitácora de accidentes y/o fugas que se llegaran a presentar en el Gasoducto para aplicar posteriormente un programa específico que permita prevenirlas.
Sensibilizar a la gente que transita cerca de las instalaciones, sobre los peligros que implica la invasión a la instalación y la realización de trabajos en forma irresponsable. Es necesario informar a estas personas mediante pláticas, señalamientos y boletines, sobre qué hacer en caso de que se presente un accidente y cómo actuar con prontitud de acuerdo al Plan de Emergencia (Anexo
4).
III.5. Recomendaciones Técnico-Operativas.
A partir de la identificación de los riesgos más probables y de mayor alcance que puede presentar los procesos de transporte de gas, se han definido recomendaciones destinadas a fortalecer los dispositivos de seguridad con los que cuenta el Activo Integral Veracruz.
Tabla III.5.1 Recomendaciones Técnico – Operativas
NODO 1 : GASODUCTO DE 8”Ø DESDE LA VÁLVULA DE SECCIONAMIENTO DE 8”Ø UBICADA EN LA TRAMPA DE ENVÍO DE DIABLOS HASTA LA VÁLVULA DE COMPUERTA UBICADA CERCA DEL CADENAMIENTO KM 9+600, INSTALADA CERCA DEL POZO ESPEJO.
Identificación del Riesgo
Desv
iac
ión
Posibles Causas Posibles Consecuencias Salvaguardas
Recomendaciones Al ta Pr esi ón 1. Bloqueo de la válvula de seccionamiento de 8”Ø en a la Trampa de Envío de Diablos. 1. Sobrepresión de la línea y del patín de recolección de gas. 2. Posible fuga en conexiones o uniones bridadas. 3. Posible incendio o explosión si la masa de gas descargada encuentra alguna fuente de ignición.
1. Válvula de seguridad ubicada antes de la interconexión con la trampa de envío de diablos. (aunado a esto se contará de Válvulas manumátic y de compuerta en cada uno de los árboles de válvulas de los pozos Fourier). 2. Procedimientos operativos.
3. Programas de capacitación al personal en materia de operación y mantenimiento de instalaciones.
4. Programas de mantenimiento anticorrosivo en la parte aérea.
5. Programas de mantenimiento predictivo y preventivo de válvulas y accesorios. 6. Programa de protección Catódica. 7. Calibración de espesores.
Aplicar y en su caso verificar que cada uno de los programas y procedimientos se realicen:
1. Aplicar los programa de mantenimiento donde se revise el funcionamiento correcto de válvulas de compuerta.
2. Continuar con los recorridos del personal operativo.
3. Aplicar el programa de protección anticorrosiva.
4. Aplicar los programas de capacitación de personal. Baj a Pr esi ón 1. Posible fuga de gas por corrosión interna y/o externa. 2. Posible fuga de
gas por golpe con maquinaria pesada.
2. Incendio o explosión en caso de encontrar alguna fuente de ignición.
2. Válvula de seguridad ubicada antes de la interconexión con la trampa de envío de diablos. (aunado a esto se contará de Válvulas manumátic y de compuerta en cada uno de los árboles de válvulas de los pozos Fourier). 3. Procedimientos operativos.
4. Programas de capacitación al personal en materia de operación y mantenimiento de instalaciones.
5. Programas de mantenimiento anticorrosivo en la parte aérea.
6. Programas de mantenimiento predictivo y preventivo de válvulas y accesorios. 7. Programa de protección Catódica 8. Calibración de espesores.
Aplicar y en su caso verificar que cada uno de los programas y procedimientos se realicen:
1. Aplicar los programa de mantenimiento donde se revise el funcionamiento correcto de válvulas de compuerta.
2. Continuar con los recorridos del personal operativo
3. Aplicar el programa de protección anticorrosiva
4. Aplicar los programas de capacitación de personal
NODO 2 : GASODUCTO DE 8”Ø DESDE LA VÁLVULA DE COMPUERTA UBICADA CERCA DEL CADENAMIENTO KM 9+600, HASTA LA VÁLVULA CHECK DE 8”Ø, INSTALADA CERCA DEL POZO ESPEJO.
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NODO 1 : GASODUCTO DE 8”Ø DESDE LA VÁLVULA DE SECCIONAMIENTO DE 8”Ø UBICADA EN LA TRAMPA DE ENVÍO DE DIABLOS HASTA LA VÁLVULA DE COMPUERTA UBICADA CERCA DEL CADENAMIENTO KM 9+600, INSTALADA CERCA DEL POZO ESPEJO.
Identificación del Riesgo
Desv
iac
ión
Posibles Causas Posibles Consecuencias Salvaguardas
Recomendaciones
Desv
iac
ión
Posibles Causas Posibles Consecuencias Salvaguardas
Al ta Pr esi ón 1. Bloqueo de la válvula de compuerta de 8”Ø 2. Bloqueo de la válvula check de 8”Ø 1. Sobrepresión del gasoducto. 2. Posible fuga en conexiones o uniones bridadas. 3. Posible incendio o explosión si la masa de gas descargada encuentra alguna fuente de ignición.
1. Programas de capacitación al personal en materia de operación y mantenimiento de instalaciones.
2. Programas de mantenimiento anticorrosivo en la parte aérea.
3. Programas de mantenimiento predictivo y preventivo de válvulas y accesorios. 4. Programa de protección Catódica. 5. Señalamientos.
6. Calibración de espesores.
Aplicar y en su caso verificar que cada uno de los programas y procedimientos se realicen:
1. Aplicar los programa de mantenimiento donde se revise el funcionamiento correcto de válvulas de compuerta y válvula check 2. Continuar con los recorridos del
personal operativo.
3. Aplicar el programa de protección anticorrosiva.
4. Aplicar los programas de capacitación de personal. Baj a Pr esi ó n 1. Posible fuga de gas por corrosión interna y/o externa. 2. Posible fuga de
gas por golpe con maquinaria pesada.
1. Incendio o explosión en caso de encontrar alguna fuente de ignición.
1. Programas de capacitación al personal en materia de operación y mantenimiento de instalaciones.
2. Programas de inspección y celaje del derecho de vía.
3. Programas de mantenimiento anticorrosivo en la parte aérea.
4. Programas de mantenimiento predictivo y preventivo de válvulas y accesorios. 5. Programa de protección Catódica 6. Calibración de espesores.
Aplicar y en su caso verificar que cada uno de los programas y procedimientos se realicen:
1. Aplicar los programa de mantenimiento donde se revise el funcionamiento correcto de válvulas de compuerta.
2. Continuar con los recorridos del personal operativo
3. Aplicar el programa de protección anticorrosiva
4. Aplicar los programas de capacitación de personal NODO 2 : GASODUCTO DE 8”Ø DESDE LA VÁLVULA DE COMPUERTA UBICADA CERCA DEL CADENAMIENTO KM 9+600, HASTA LA VÁLVULA CHECK DE 8”Ø, INSTALADA CERCA DEL POZO ESPEJO.
Identificación del Riesgo
Desv
iac
i
ón Posibles Causas Posibles Consecuencias
Salvaguardas Recomendaciones Al ta Pr esi ón 1. Bloqueo de la válvula de seccionamiento de 8”Ø a la llegada a la Trampa de Recibo de Diablos. 1. Sobrepresión del gasoducto. 2. Posible fuga en conexiones o uniones bridadas. 3. Posible incendio o explosión si la masa de gas descargada encuentra alguna fuente de ignición.
1. Válvula de seguridad ubicada en la interconexión con la trampa de recibo de diablos.
2. Desfogue al quemador elevado. 3. Procedimientos operativos.
4. Programas de capacitación al personal en materia de operación y mantenimiento de instalaciones.
5. Programas de mantenimiento anticorrosivo en la parte aérea.
6. Programas de mantenimiento predictivo y preventivo de válvulas y accesorios. 7. Programa de protección Catódica. 8. Señalamientos.
9. Calibración de espesores.
Aplicar y en su caso verificar que cada uno de los programas y procedimientos se realicen:
1. Aplicar los programa de mantenimiento donde se revise el funcionamiento correcto de válvulas de compuerta.
2. Continuar con los recorridos del personal operativo.
3. Aplicar el programa de protección anticorrosiva.
4. Aplicar los programas de capacitación de personal.
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REV. 2 Industrial & Emerging Business Services Rev. 1
NODO 1 : GASODUCTO DE 8”Ø DESDE LA VÁLVULA DE SECCIONAMIENTO DE 8”Ø UBICADA EN LA TRAMPA DE ENVÍO DE DIABLOS HASTA LA VÁLVULA DE COMPUERTA UBICADA CERCA DEL CADENAMIENTO KM 9+600, INSTALADA CERCA DEL POZO ESPEJO.
Identificación del Riesgo
Desv
iac
ión
Posibles Causas Posibles Consecuencias Salvaguardas
Recomendaciones Baj a Pr esi ón 2. Posible fuga de gas por corrosión interna y/o externa. 3. Posible fuga de
gas por golpe con maquinaria pesada. 1. Incendio o explosión en caso de encontrar alguna fuente de ignición.
1. Válvula de seguridad ubicada en la interconexión con la trampa de envío de diablos.
2. Válvula de seccionamiento tipo compuerta ubicada en la trampa de recibo de diablos. 3. Desfogue al quemador elevado. 4. Procedimientos operativos.
5. Programas de capacitación al personal en materia de operación y mantenimiento de