UNIVERSIDAD TECNOLÓGICA EQUINOCCIAL
FACULTAD DE CIENCIAS DE LA INGENIERÍA
CARRERA DE INGENIERÍA EN PETRÓLEOS
ANÁLISIS DE INTEGRIDAD FÍSICA DEL POLIDUCTO
LIBERTAD-MANTA DE PETROCOMERCIAL MEDIANTE EL
ENVÍO DE LA HERRAMIENTA CHANCHO INTELIGENTE
TRABAJO PREVIO LA OBTENCIÓN DEL TÍTULO DE INGENIERO EN PETRÓLEOS
GEOVANY JAVIER TIXI CANDO
DIRECTOR: ING. ROGER PEÑAHERRERA
DECLARACIÓN
Yo, GEOVANY JAVIER TIXI CANDO, declaro que el trabajo aquí descrito es de mi autoría; que no ha sido previamente presentado para ningún grado o calificación profesional; y, que he consultado las referencias bibliográficas que se incluyen en este documento.
La Universidad Tecnológica Equinoccial puede hacer uso de los derechos correspondientes a este trabajo, según lo establecido por la Ley de Propiedad Intelectual, por su Reglamento y por la normativa institucional vigente.
____________________________
CERTIFICACIÓN
Certifico que el presente trabajo que lleva por título “ANÁLISIS DE
INTEGRIDAD FÍSICA DEL POLIDUCTO LIBERTAD-MANTA DE
PETROCOMERCIAL MEDIANTE EL ENVÍO DE LA HERRAMIENTA CHANCHO INTELIGENTE”, que, para aspirar al título de Ingeniero en Petróleos fue desarrollado por Javier Tixi, bajo mi dirección y supervisión,
en la Facultad de Ciencias de la Ingeniería; y cumple con las condiciones requeridas por el reglamento de Trabajos de Titulación artículos 18 y 25.
____________________________
Ing. Roger Peñaherrera DIRECTOR DEL TRABAJO
DEDICATORIA
A Dios, por ser él mi guía y protector.
A mis padres, por su dedicación, amor, apoyo, esfuerzo y comprensión quienes me han inculcado valores, que me servirán para mi futuro y toda mi existencia.
A la Universidad Tecnológica Equinoccial en especial a la Facultad de Ingeniería por la oportunidad, de estudiar la carrera de ingeniero petrolero.
AGRADECIMIENTO
A la Universidad Tecnológica Equinoccial, quien me ha permitido un mayor desarrollo tanto personal como profesional.
Quiero agradecer la valiosa colaboración prestada por la empresa PETROCOMERCIAL, quienes me autorizaron plenamente para el desarrollo del presente trabajo en la estación Cabecera Libertad.
A mi director de tesis, el INGENIERO Roger Peñaherrera, quien mostró mucho interés, por su tiempo y dedicación en la asesoría del presente trabajo.
i
ÍNDICE DE CONTENIDOS
PÁGINA
RESUMEN ... xiv
ABSTRACT ... xv
INTRODUCCIÓN ... 1
1.1. OBJETIVOS ... 3
1.1.1. OBJETIVO GENERAL ... 3
1.1.2. OBJETIVOS ESPECÍFICOS ... 3
MARCO TEÓRICO ... 4
2.1. PETROCOMERCIAL ... 4
2.1.1. RESEÑA HISTÓRICA ... 4
2.1.2. OPERACIONES ... 5
2.2. ESTACIÓN CABECERA LA LIBERTAD ... 7
2.2.1. INSTALACIONES DE LA ESTACIÓN CABECERA LA LIBERTAD.. ... 8
2.2.2. OPERACIONES DE LA ESTACIÓN CABECERA LA LIBERTAD . 8 2.3. CONDICIONES ACTUALES DE BOMBEO ... 9
2.3.1. POLIDUCTO LIBERTAD - MANTA - PASCUALES ... 9
2.3.2. GRUPOS DE BOMBEO ... 11
2.3.2.1. LIBERTAD-PASCUALES ... 12
2.3.2.2. LIBERTAD-MANTA ... 12
2.4. LIMITANTES POR CORROSIÓN INTERNA ... 13
2.4.1. DESCRIPCIÓN DE LA ESTACIÓN REDUCTORA PASCUALES ... ..14
2.4.2. MANTENIMIENTO DE LÍNEA DEL POLIDUCTO ... 15
2.4.3. MANTENIMIENTO ELECTROMECÁNICO ... 15
2.5. RELACIÓN CON LA CAPACIDAD DE DISEÑO ... 15
ii
2.6.1. MERCADO NACIONAL ... 16
2.6.2. PRECIOS Y SUBSIDIOS ... 19
2.7. MANTENIMIENTO PREDICTIVO, PREVENTIVO Y CORRECTIVO REALIZADO ... 21
2.7.1. MANTENIMIENTO PREDICTIVO ... 21
2.7.2. MANTENIMIENTO PREVENTIVO Y CORRECTIVO ... 22
2.7.3. INSPECCIONES REALIZADAS, TRAMO LIBERTAD-MANTA-PASCUALES ... 24
2.7.4. DESCRIPCIÓN DE LAS INDICACIONES DE PÉRDIDA DE METAL ... 25
2.8. PROGRAMA DE INTEGRIDAD DE TUBERÍAS ... 26
2.8.1. MARCO PARA UN PROGRAMA DE ADMINISTRACIÓN DE INTEGRIDAD (API-1160) ... 28
2.8.2. REQUISITOS PARA EL PLAN DE LA ADMINISTRACIÓN DE LA INTEGRIDAD ... 29
2.8.3. MÉTODOS PARA MEDIR LA EFECTIVIDAD DEL PROGRAMA ... ..29
2.8.4. EVALUACIÓN DE REFERENCIA PRELIMINAR ... 29
2.8.4.1. LA PRIMERA EVALUACIÓN DE INTEGRIDAD DE UNA TUBERÍA ... 30
2.8.5. ESTÁNDARES PARA LA ADMINISTRACIÓN DE LA INTEGRIDAD MECÁNICA DE DUCTOS ... 31
2.8.6. LOS PROGRAMAS PARA LA ADMINISTRACIÓN DE LA INTEGRIDAD DE ACUERDO A LA NORMA API 1160 ... 31
2.9. INSPECCIÓN DIRECTA INTERIOR ... 32
2.9.1. HERRAMIENTAS INTELIGENTES ... 33
2.9.2. HERRAMIENTAS DE FLUJO MAGNÉTICO ... 33
2.9.3. HERRAMIENTAS ULTRASÓNICAS ... 34
2.9.4. INSPECCIÓN NO PIG ... 34
2.9.5. INSPECCIÓN ROBÓTICA ... 35
iii
METODOLOGÍA ... 36
3.1. TÉCNICAS DE INSPECCIÓN CON HERRAMIENTAS INTELIGENTES ... 36
3.1.1. TÉCNICA DE FUGAS DE FLUJO MAGNÉTICO ... 36
3.1.2. TÉCNICA ULTRASONIDO ... 37
3.1.3. TÉCNICA DE LA ONDA ULTRASÓNICA GUIADA ... 38
3.2. NORMAS TÉCNICAS REFERENCIALES PARA TUBERÍA ... 42
3.2.1. NORMAS API PARA TUBERÍA ... 43
3.2.1.1. API STANDARD 5L: ESPECIFICACIONES PARA LÍNEAS DE TUBERÍA ... 43
3.2.1.2. API STANDARD 1104: SOLDADURAS DE TUBERÍA Y SERVICIOS RELACIONADOS. ... 43
3.2.2. NORMA ASME PARA TUBERÍA ... 45
3.2.2.1. ASME B31.1: TUBERÍA DE PRESIÓN ... 45
3.2.2.2. ASME B31.3: TUBERÍA PARA PROCESOS ... 45
3.2.2.3. ASME B31.4: LÍNEAS DE TUBERÍA PARA TRANSPORTACIÓN DE LÍQUIDOS HIDROCARBUROS Y OTROS LÍQUIDOS. ... 46
3.2.2.4 ASME B31.8: SISTEMA DE TUBERÍAS PARA TRANSMISIÓN Y DISTRIBUCIÓN DE GAS. ... 47
3.2.2.5. ASME B31.8S: SISTEMA DE GESTIÓN PARA LA INTEGRIDAD DE GASODUCTO. ... 48
3.2.2.6. ASME B36.10M: SOLDADURA SIN FISURAS DE TUBOS DE ACERO FORJADO. ... 48
3.2.2.7. ASME B36.19M: TUBERÍA DE ACERO INOXIDABLE. ... 49
3.2.2.8 ASME B31.G: MANUAL PARA LA DETERMINACIÓN DE LA RESISTENCIA DE TUBERÍA AFECTADA POR CORROSIÓN. ... 49
3.3. TECNOLOGÍAS DE INSPECCIÓN EN LÍNEA MFL/TFI ... 50
3.3.1. ESPECIFICACIONES TÉCNICAS DE LA HERRAMIENTA MFL ID/OD ... 53
iv
3.3.2. FUGA DE FLUJO MAGNÉTICO ... 57
3.3.3. FUGA DE FLUJO MAGNÉTICO - INSPECCIONAR LAS TUBERÍAS METÁLICAS ... 58
3.3.3.1. INSPECCIÓN A TRAVÉS DE TUBERÍAS REVESTIDAS .... 60
3.3.3.2. ALTA RESOLUCIÓN ADICIONAL (XHR) ... 60
3.3.3.3. BENEFICIOS ... 61
3.3.3.4. HERRAMIENTAS DISPONIBLES ... 61
3.3.4. INSPECCIÓN EXTERNA ... 62
3.3.4.1. CÓMO FUNCIONA ... 62
3.3.4.2. PIPESCANNER VENTAJAS ... 63
3.3.4.3. PIPESCANNER APLICACIONES ... 64
3.4. PROCEDIMIENTO PARA INTRODUCCIÓN, LANZAMIENTO, SEGUIMIENTO, MONITOREO, RECEPCIÓN Y RETIRO DE EQUIPOS (MFL) DE INSPECCIÓN. ... 64
3.4.1. INTRODUCCIÓN Y LANZAMIENTO DE EQUIPOS DE INSPECCIÓN ... 64
3.4.2. PROCEDIMIENTO PARA SEGUIMIENTO Y MONITOREO DE EQUIPOS DE INSPECCIÓN (MFL) EN LOS DERECHOS DE VÍA TRAMO LIBERTAD-MANTA. ... 69
3.4.3. PROCEDIMIENTO PARA RECEPCIÓN Y RETIRO DE EQUIPOS DE INSPECCIÓN ... 70
3.5. CÁLCULO PARA INDICACIÓN REPORTADA POR EQUIPOS DE INSPECCIÓN INTERNA. ... 75
3.5.1. CÁLCULO DE PMPO ... 75
3.5.2. CALCULO DE TVR... 77
3.6. CALCULO DE ESPESOR PARA TUBERÍAS ... 77
3.6.1. CÁLCULO DEL MÍNIMO ESPESOR PARA TUBERÍAS SEGÚN LA NORMA ASME/ANSI B31.4 ... 77
3.6.2. CÁLCULO DEL MÍNIMO ESPESOR PARA TUBERÍAS SEGÚN LA NORMA ASME/ANSI B31.8.S ... 79
v 3.6.4. CÁLCULO DE VIDA ÚTIL ESTIMADA PARA LÍNEAS DE FLUJO
... 81
RESULTADOS ... 82
4.1. DESCRIPCIÓN DE LAS INDICACIONES DE PÉRDIDA DE METAL ... .82
4.1.1. PÉRDIDA DE METAL EXTERNAS... 82
4.1.2. PÉRDIDAS DE METAL INTERNAS ... 88
4.1.3. DESCRIPCIÓN DE LAS ABOLLADURAS ... 90
4.1.4. DESCRIPCIÓN DE LOS DEFECTOS DE FABRICACIÓN. ... 91
4.1.5. DESCRIPCIÓN DE LOS OBJETOS METÁLICOS CERCANOS A LA TUBERÍA ... 92
4.1.6. DESCRIPCIÓN DE LAS ANOMALÍAS DE SOLDADURA CIRCUNFERENCIAL ... 92
4.1.7. DESCRIPCIÓN DE LAS AÉREAS DE OVALIDAD Y ARRUGAS.. ... 92
4.1.8. DESCRIPCIÓN DE LAS REPARACIONES ANTERIORES ... 93
4.2. IMPORTANCIA DE LAS INDICACIONES DE PÉRDIDA DE METAL REPORTADAS ... 93
4.2.1. MÉTODOS DE EVALUACIÓN UTILIZADOS ... 93
4.2.2. DEFINICIÓN DE LOS CRITERIOS DE INVESTIGACIÓN PARA PÉRDIDA DE METAL. ... 94
4.2.3. EVALUACIÓN DE LA PÉRDIDA DE METAL EN FUNCIÓN DE SUS DIMENSIONES AXIALES ... 95
4.2.4. EVALUACIÓN DE LAS PÉRDIDAS DE METAL EN FUNCIÓN DE SUS DIMENSIONES CIRCUNFERENCIALES ... 96
4.3. IMPORTANCIA DE LAS OTRAS INDICACIONES REPORTADAS . 98 4.3.1. ABOLLADURA ... 98
4.3.2. OBJETOS METÁLICOS CERCANOS A LA TUBERÍA ... 101
4.3.3. REPARACIONES ... 102
vi
4.5. ANÁLISIS DE RIESGOS ... 103
4.6. INTEGRIDAD FUTURA EN RELACIÓN AL CRECIMIENTO DE CORROSIÓN ... 106
4.6.1. ESTIMACIÓN DE LAS TASAS DE CRECIMIENTO DE CORROSIÓN ... 106
4.6.1.1. CORROSIÓN EXTERNA ... 106
4.6.1.2. CORROSIÓN INTERNA ... 109
4.6.2. PROGRAMA DE INVERSIÓN FUTURA ... 110
4.6.3. INCERTIDUMBRE EN LA MEDICIÓN ... 110
4.6.4. INTERVALO DE RE INSPECCIÓN ... 112
4.6.5. LISTADO DE INDICACIONES A INVESTIGAR EN LOS PRÓXIMOS 5 AÑOS ... 112
4.7. PLAN DE REHABILITACIÓN A 5 AÑOS QUE PERMITA OPERAR CON SEGURIDAD ... 114
4.8. ACCIONES DE REHABILITACIÓN ADICIONALES ... 114
4.9. ANÁLISIS DE COSTO – BENEFICIO ... 116
4.9.1. COSTO DEL ESTUDIO TRAMO LIBERTAD - MANTA ... 116
CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES... 121
5.1. CONCLUSIONES ... 121
vii
ÍNDICE DE TABLAS
PÁGINA
Tabla 1.1. Características principales de la tubería tramo Libertad-Manta .... 2
Tabla 2.1. Características generales de los poliductos de Petrocomercial .... 7
Tabla 2.2. Entrega (refinería) - recepción (cabecera) de productos destilado ... .8
Tabla 2.3. Características generales del poliducto ... 10
Tabla 2.4. Productos transportados ... 11
Tabla 2.5. Tramo de bombeo de productos transportados ... 13
Tabla 2.6. Precios de los combustibles en terminales ... 20
Tabla 3.1. Especificación del ID/OD ... 55
Tabla 4.1. Indicaciones externas cercanas a la soldadura transversal ... 87
Tabla 4.2. Abolladuras significativas ... 98
Tabla 4.3. Abolladuras significativas ... 102
Tabla 4.4. Tasas de corrosión externas con base a modelos de resistividad s/ASME B31.8S ... 107
Tabla 4.5. Costo de la inspección de la tubería tramo libertad-manta ... 117
Tabla 4.6. Costo total de la inspección de la tubería tramo libertad- manta 170,644 Kilómetros ... 117
viii
ÍNDICE DE FIGURAS
PÁGINA
Figura 2.1. Mapa de Poliductos e Instalaciones de Almacenamiento y
Distribución de Derivados de Hidrocarburos de
PETROCOMERCIAL ... 6
Figura 2.2. Vista panorámica del ducto Libertad – Manta ... 10
Figura 2.3. Vista panorámica facilidades de bombeo libertad ... 12
Figura 2.4. Unidad de bombeo de poliducto ... 16
Figura 2.5. Concentración del consumo de energía nacional ... 19
Figura 2.6. Medidor de espesores de tuberías mediante ultrasonido ... 21
Figura 2.7. Equipo (pig) de limpieza interior de poliductos ... 22
Figura 2.8. Bomba dosificadora (color amarillo) de químico inhibidor de corrosión ... 23
Figura 2.9. Herramienta de flujo magnético empleada en el estudio ... 24
Figura 2.10. Concentración de pérdidas de metal externas por Pk ... 25
Figura 2.11. Programa de integridad de ductos ... 27
Figura 2.12. Marco para un programa de la administración de la integridad de poliductos... 28
Figura 2.13. Normas Referenciales para Programas de Integridad de Tuberías ... 31
Figura 2.14. Herramienta de inspección con tecnología de flujo magnético ... 34
Figura 3.1. Técnicas de fugas de flujo magnético y ultrasonido ... 36
Figura 3.2. Técnicas de ultrasonido ... 38
Figura 3.3. Disparo de la Onda Ultrasónica Guiada ... 39
Figura 3.4. El instrumento WAVEMAKER ... 40
Figura 3.5. Calibración del instrumento WAVEMAKER ... 41
Figura 3.6. Instrumento de inspección tubería de 6” ... 50
ix
Figura 3.8. Especificaciones de la Herramienta de Inspección de 6” ... 53
Figura 3.9. Fuga de flujo magnético (MFL) ... 59
Figura 3.10. Alta Resolución Adicional (XHR) ... 61
Figura 3.11. Diagrama de trampa de envío ... 65
Figura 3.12. Trampa de envío ... 66
Figura 3.13. Diagrama de trampa de recio ... 71
Figura 3.14. Trampa de recibo ... 72
Figura 4.1. Distribución de las indicaciones de pérdida de metal externas ... 83
Figura 4.2. Distribución de las indicaciones de pérdida de metal externas ... 84
Figura 4.3. Distribución de las indicaciones de pérdida de metal externas y FER. ... 85
Figura 4.4. Distribución circunferencial de las indicaciones de pérdida de metal externas ... 86
Figura 4.5. Profundidades de las indicaciones de pérdidas de metal internas ... 88
Figura 4.6. Factores estimados de reparación de las indicaciones de pérdida de metal internas ... 89
Figura 4.7. Distribución de la orientación de las indicaciones de pérdida de metal internas ... 90
Figura 4.8. Distribución de las abolladuras ... 91
Figura 4.9. Posición horaria de los objetos metálicos ... 92
Figura 4.10. Grafico de aceptación según las dimensiones de las indicaciones ... 96
Figura 4.11. Grafico de aceptación según las dimensiones circunferenciales ... 97
Figura 4.12. Abolladuras en la parte superior de la tubería. ... 100
Figura 4.13. Abolladuras en la parte superior de la tubería. ... 101
Figura 4.14. Mapa de la zona costera entre Libertad y Manta ... 104
Figura 4.15. Traza del poliducto Libertad – Manta ... 105
x
Figura 4.17. Distribución de Tasas de Corrosión Interna ... 109
Figura 4.18. Reparaciones para aumentar la vida útil a 5 años. ... 113
xi
ÍNDICE DE ECUACIONES
PÁGINA
Ecuación 3.1. Presión máxima permisible de operación ... 75
Ecuación 3.2. Factor de Folias ... 76
Ecuación 3.3. Tiempo de Vida Remanente ... 77
Ecuación 3.4. Espesor nominal de pared ... 78
Ecuación 3.5. Espesor de pared para la presión de diseño ... 78
Ecuación 3.6. Esfuerzo permisible aplicable ... 78
Ecuación 3.7. Mínimo espesor para tuberías ... 79
Ecuación 3.8. Velocidad de corrosión ... 80
xii
ÍNDICE DE ANEXOS
PÁGINA ANEXO 1. ... 127 Rascadores para limpieza interna de la tubería
ANEXO 2. ... 128 Tablero de control de scada con la cual se arranca el envió de la herramienta
ANEXO 3. ... 129 Esquema básico de un sistema SCADA
ANEXO 4. ... 130 Mapa de Poliductos e instalaciones de almacenamiento y distribución de derivados de hidrocarburos de Petrocomercial
ANEXO 5. ... 131 Estación de bombeo cabecera Libertad Petrocomercial
ANEXO 6. ... 132 Escombros removidos por la herramienta chancho inteligente
ANEXO 7. ... 133 Comparación de alcances de detección entre herramientas MFL y
Ultrasonido
ANEXO 8. ... 134 Reporte de la inspección con la herramienta chancho inteligente tabla 9
ANEXO 9. ... 135 Mapa de la zona costera tramo Libertad-Manta
ANEXO 10. ... 136 Trazo del poliducto entre Libertad-Manta
ANEXO 11. ... 137 Plan de excavacion sugerida
ANEXO 12. ... 138 Decripcion del poliducto Libertad-Manta
xiii
ANEXO 14. ... 141 Mano de obra empiezan la excavacion recomendada
ANEXO 15. ... 143 Herramienta de inspeccion MFL
xiv
RESUMEN
En la Provincia de Santa Elena esta ubicada la Estación Cabecera La Libertad, donde se originó el poliducto Libertad - Manta que inició sus operaciones en el año de 1985. Bordea el perfil costanero de la provincia del Guayas y parte de Manabí, su longitud es de 170 km y 644 mts, el diámetro de la tubería es de 6", por éste se transporta Gasolina Extra, Destilado 1 y Diesel 2, su destino es el Terminal Barbasquillo en Manta.
PETROCOMERCIAL, filial del sistema PETROECUADOR tiene como misión transportar, almacenar y comercializar productos terminados de los hidrocarburos para el consumo interno en el país.
En el tramo del Poliducto que inicia desde la Estación Libertad hasta la Estación Manta; durante varios años de operación, se ha presentado problemas de corrosión de la tubería, lo cual ha ocasionado derrames de productos terminados, debido principalmente al deterioro acelerado de la tubería.
xv
ABSTRACT
The pipeline of La Estación Cabecera “La Libertad” is in Santa Elena province. In this place the pumping fuel started and it is called Libertad – Manta that began its operations in 1985. This covered the coastal part of Guayas province and part of Manabí, its length is 170 km and 644 m, whose tube diameter is 6 inches. Gasoline extra, distilled 1 and diesel 2 are transported by this tube. They are left in Barbasquillo Terminal in Manta. PETROCOMERCIAL as part of PETROECUADOR system has the mission of transporting, storing and marketing of elaborated products from the hydrocarbons to be consumed inside the country.
Some problems had been appeared for some many years from La Libertad Station until Manta Station. These problems of corrosion have caused some spills of elaborated products due to fast deterioration of these tubes.
The whole physical analysis of the pipeline consists of the inspection of tubes with high and up dated technology named “intelligent probe” (Magnetic Flux Leakage), after the shipping of tools, it is gotten data of dents and tube by corrosion.
1
INTRODUCCIÓN
En la industria petrolera mundial se considera que las infraestructuras de la tubería se deterioran, debido a múltiples riesgos, entre ellos se pueden mencionar; riesgos volcánicos, hidrológicos, corrosión, consecuentemente los programas de la inspección y de mantenimiento deben ser rigurosos a fin de mantener la integridad y promover su longevidad; sin embargo, la selección apropiada del sistema y los métodos de gestión deben ser analizados detalladamente. Las continuas roturas en el poliducto de la Estación Libertad a Estación Manta, causan derrames de combustibles, produciendo grandes contaminaciones que afectan el medio ambiente, a la economía de PETROCOMERCIAL, por las indemnizaciones que debe reconocer a terceros, que en definitiva afectan la imagen institucional.
Un sistema de manejo racional de la integridad del poliducto, permitirá minimizar los derrames de los hidrocarburos destilados y evitar las consecuencias descritas anteriormente. La identificación de los tramos críticos permitirá actuar oportunamente, a fin de evitar interrupciones en el proceso de transporte de derivados y la afectación directa al medio ambiente.
En cumplimiento de las obligaciones asumidas entre Petrocomercial y Petroenergy, en representación de TD Williamson latinoamericana S.A. de CV (TDW) para la inspección interna de un sistema de poliductos operados por Petrocomercial, se presenta en este reporte los resultados del estudio de integridad de la sección de poliducto Libertad – Manta de 6’’ de diámetro nominal y 170, 6 km de longitud aproximadamente.
2 Este análisis describe la evaluación del estado de integridad de esta sección de tubería en función de los resultados de esta inspección interna y de la información adicional recopilada y consiste en:
• Un resumen y una descripción de las indicaciones detectadas por la herramienta de inspección interna.
• Una evaluación de la importancia de las indicaciones de pérdida de metal y otras anomalías reportadas.
• Una estimación de las tasas de crecimiento de corrosión externa e interna.
Tabla 1.1. Características principales de la tubería tramo Libertad-Manta
Condición 170,6 km enterrado
Norma de fabricación API 5L X42 (42.000 psi)
Espesores 0,219”/ 0,280” (5,56 y 7,13 mm)
Presión máxima de operación 1.487 psi Presión de prueba hidráulica n. d.
Revestimiento Cinta tipo poliken
Puesta en operación Año 1.985
Productos Diesel y gasolinas
(Petrocomercial, 2009)
3
1.1 OBJETIVOS
1.1.1 OBJETIVO GENERAL
Realizar un análisis de integridad de inspección mediante la herramienta chancho inteligente en poliducto Libertad – Manta de Petrocomercial, la cual nos ayudará a determinar las causas del deterioro acelerado de la tubería para luego diseñar un plan de mejoramiento de la gestión de este sistema de transporte.
1.1.2 OBJETIVOS ESPECÍFICOS
• Verificar el estado de la tubería del sistema de transporte (poliducto) mediante el envió de la herramienta chancho inteligente.
• Evaluar la información obtenida por la herramienta de inspección chancho inteligente (fuga de flujo magnético).
4
MARCO TEÓRICO
2.1. PETROCOMERCIAL
2.1.1. RESEÑA HISTÓRICA
Es una Empresa de Servicios 100% nacional con más de 21 años de experiencia dedicada principalmente a la venta de combustibles.
“La Empresa de Servicios Petrocomercial inicia su actividad el 13 de septiembre de 1991, con el trabajo, visión y apoyo de los funcionarios de la Comercializadora Estatal más importante del país, Petrocomercial Comercializadora.
Los ingresos que genera la Empresa por la venta de combustible son destinados a financiar el programa de reactivación económica del Ecuador. La filosofía de servicio ha llevado a estar siempre a la vanguardia en lo que a atención al cliente se refiere, por lo que se ha desarrollado una gama de servicios, que satisface la demanda de control y suministro de combustible. Petrocomercial ha hecho de ella una organización sólida y altamente competitiva en el mercado, regida por políticas como son: La atención y servicio al cliente; la implantación de sistemas operativos altamente eficientes acorde a las exigencias actuales de seguridad; ecología; imagen y servicio, lo cual hace una estación altamente productiva, con un fuerte posicionamiento a nivel nacional.
5 Su misión es abastecer de combustibles al país, dentro de un mercado de libre competencia y administrar la infraestructura de almacenamiento y transporte de combustibles del Estado.
2.1.2. OPERACIONES
El transporte de derivados de petróleo, en su mayoría se realiza por los poliductos de la Empresa Estatal PETROECUADOR a través de su filial PETROCOMERCIAL y de igual forma se coordina el almacenamiento en sus terminales, con una programación adecuada para atender los requerimientos de combustibles de acuerdo con las necesidades de cada zona del país. Petrocomercial cuenta con una red de poliductos ubicados estratégicamente e interconectados entre sí, que atraviesan las tres regiones del Ecuador Continental. Transportan gasolinas, diesel y gas licuado de petróleo (GLP), desde las Refinerías de Petroindustrial y los terminales marítimos, hasta los centros de despacho, y de ahí a las comercializadoras.
6
Figura 2.1. Mapa de Poliductos e Instalaciones de Almacenamiento y
Distribución de Derivados de Hidrocarburos de PETROCOMERCIAL
(Petrocomercial, 2009)
7
Tabla 2.1. Características generales de los poliductos de Petrocomercial
CARACTERÍSTICAS DE LOS POLIDUCTOS
POLIDUCTOS LONGITUD
(Km.) DIÁMETRO TUBERÍA (pulg.) CAPACIDAD BOMBEO (Bls/Día)
ESMERALDS-STO DOMINGO 164,60 16 60.000
STO DOMINGO-BEATERIO 88,00 12 48.000
BEATERIO-AMBATO 113.00 6 12.000
SHUSHUFINDI-BEATERIO 304,80 6-4 10.800
STO DOMINGO-PASCUALES 275,00 10 38.400
LIBERTAD-PASCUALES 128,00 10 21.600
LIBERTAD-MANTA 170,00 6 8.400
TRES BOCAS-PASCUALES 21,00 12 75.000
TRES BOCAS-FUEL OIL 5,50 14 48.000
TRES BOCAS- SALITRAL 5,50 8-6 36.000
TOTAL 1275.4 358.200
(Petrocomercial, 2009)
2.2. ESTACIÓN CABECERA LA LIBERTAD
La Estación Cabecera La Libertad se encuentra ubicada en el sector de crucita del Cantón La Libertad tiene un área aproximada de 5 Hectáreas, esta estación inicio sus operaciones en el mes de agosto de 1990.
8
2.2.1. INSTALACIONES DE LA ESTACIÓN CABECERA LA LIBERTAD
Estas instalaciones fueron desarrolladas para almacenar y transportar productos limpios vía poliductos hacia el terminal Pascuales y al terminal de Manta. Adicionalmente comercializa gasolina para pesca artesanal. Propiciando el desarrollo industrial de la región sur del país.
2.2.2. OPERACIONES DE LA ESTACIÓN CABECERA LA LIBERTAD
• Recibir productos ya destilados de la refinería para la comercialización.
• Fiscalizar los poliductos almacenados en los tanques.
• Transferir desde la estación cabecera “La Libertad” hacia los terminales de Pascuales, Manta, y tres bocas.
Tabla 2.2. Entrega (refinería) - recepción (cabecera) de productos destilado
POLIDUCTO LIBERTAD-PASCUALES-MANTA BALANCE MENSUAL / SEPTIEMBRE DEL 2009 ENTREGA (REFINERÍA) - RECEPCIÓN (CABECERA)
PRODUCTO TOTAL TRANSFERIDO TOTAL RECIBIDO DIFERENCIA
BLS GLNS BLS GLNS BLS GLNS %
GASOLINA EXTRA 94.446 3.966.732 94.588 3.972.703 142 5.971 0,15 GASOLINA BASE 74.005 3.108.210 74.098 3.112.120 93 3910 0,13 DIESEL OIL 253.273 10.637.466 253.499 10.646.960 226 9.494 0,09
DESTILADO 1 9.709 407.778 9.743 409.205 34 1427 0,35
JET FUEL 54.967 2.308.614 54.989 2.309.557 22 943 0,04
T O T A L 486.4 20.428.800 486.917 20.450.545 248 16.408 0,76
9
2.3. CONDICIONES ACTUALES DE BOMBEO
La Cabecera La Libertad recibe productos limpios transferidos desde la Refinería de La Libertad, y desde allí se bombea estos productos hacia los Terminales de Pascuales y Manta.
2.3.1. POLIDUCTO LIBERTAD - MANTA - PASCUALES
El Poliducto Libertad – Pascuales tiene una tubería de 10” de diámetro con una longitud de 126,627 Km y tiene un volumen empaquetado de 42.042 bls, la tubería se encuentra enterrada en toda su extensión. Transporta los siguientes combustibles:
• Gasolina Súper • Nafta
• Diesel • Destilado 1 • Jet Fuel
10
Figura 2.2. Vista panorámica del ducto Libertad – Manta (Petrocomercial, 2011)
Tabla 2.3. Características generales del poliducto
Poliducto Longitud (Km)
Diámetro tubería
(pulg)
Capacidad bombeo (bls/día)
Volumen empaq.
Línea (bls)
Caudal máximo (bls/hora)
Libertad -
Manta
170 + 644 6” 7.200 21.042 280-300
Libertad -
Pascuales
126 + 627 10” 17.040 42.402 710-680
11
Tabla 2.4. Productos transportados
Poliducto Extensión (km) Diámetro (pulg) Transporte (bls/día) Productos Libertad - Manta
170 + 644 6” 7.200 GASOLINA EXTRA,
DESTILADO1, DIESEL
2.
Libertad -
Pascuales
126 + 627 10” 17.040 GASOLINA EXTRA,
NAFTA BASE,
DESTILADO1,
DIESEL 2, JET A1.
(Petrocomercial, 2010)
2.3.2. GRUPOS DE BOMBEO
Grupo 1. Diesel, destilado BOMBA Marca: GUINARD Cabezal, pies: 195
Caudal, gpm: 817 MOTOR Marca: SCHORCH Potencia, Kw: 43 Velocidad, rpm: 3575 Tensión, Voltios: 480
Grupo 2. Gas. Extra, Gas. Base BOMBA Marca: GUINARD Cabezal, pies:
302 Caudal, gpm: 1.333 MOTOR Marca: SCHORCH Potencia, Kw: 92 Velocidad, rpm: 3590 Tensión, Voltios: 480
Grupo 3. Jet A 1 BOMBA Marca: GUINARD Cabezal, pies: 138 Caudal,
12
Figura 2.3. Vista panorámica facilidades de bombeo libertad (Petrocomercial, 2009)
2.3.2.1. Libertad-Pascuales
2 Grupos de bombeo principales eléctricos de 560 HP cada uno (Bombas Byron Jackson de 583 gpm, Motores Siemens); 2 grupos de bombeo booster eléctricos de 40 HP, 1755 rpm, (Bomba Byron Jackson de 583 gpm, Motor Acec)
2.3.2.2. Libertad-Manta
13
2.4. LIMITANTES POR CORROSIÓN INTERNA
El poliducto Libertad-Manta, desde su construcción (año 1990) registra la existencia de un problema de corrosión interior e externo, causado principalmente por contaminantes corrosivos presentes en los derivados de los hidrocarburos líquidos procesados en la refinería Libertad, tales como agua en forma emulsionada, CO2 (Oxido de carbono) S2H (gas sulfhídrico), estos últimos, mezclados con el agua generan ácidos sumamente corrosivos; además se ha detectado la presencia de bacterias sulfo-reductoras que generan el tipo de corrosión denominado bacterial.
Cabe destacar que el proceso corrosivo, se ha desarrollado fundamentalmente en el cuadrante inferior del poliducto, en donde, durante las paradas de operación, se separa y acumula el agua que en forma de trazas (pequeñas partículas) se encuentra presente en los hidrocarburos. La presencia del óxido de hierro (producto del proceso de corrosión interna) dentro del poliducto ratifica el deterioro progresivo de la estructura, esto queda demostrado al evaluar el informe de resultados al análisis químico de los sedimentos recuperados en una corrida de limpieza interior realizada.
Tabla 2.5. Tramo de bombeo de productos transportados
Tramos Long.
(km) Diámetro (pulg) Espesor (mm) Volumen Empaquetado (bls) Caudal máximo (bls/hora) PRODUCTOS QUE TRANSPORTA Tramo 1 Tramo 2 Tramo 3 2,2 2,2 2,2 8 8 6 6,35 6,35 6,35 495 495 290 1.050 1.550 420
DIESEL 2 –
DESTILADO
GAS. EXTRA –
NAFTA BASE
JET A1
14 La corrosión del metal desgasta y debilita la pared de la tubería, lo que obliga a disminuir las máximas presiones de operación de la tubería (MAOP), reduciendo significativamente el caudal de bombeo en relación a la capacidad de diseño.
2.4.1. DESCRIPCIÓN DE LA ESTACIÓN REDUCTORA PASCUALES
Específicamente, La estación Reductora recibe su nombre de las válvulas que cumplen la función de estrangular el fluido con la finalidad de regular la presión con la que llega el mismo.
La válvula reguladora o reductora instalada para el Poliducto Tres Bocas – Pascuales es del tipo Bola. Posee un indicador de apertura en porcentaje con lo que se verifica la constricción que esta genera.
La estación reductora recibe productos provenientes de tres poliductos: • Poliducto Santo Domingo- Pascuales
• Poliducto Libertad - Pascuales • Poliducto Tres Bocas Pascuales
15
2.4.2. MANTENIMIENTO DE LÍNEA DEL POLIDUCTO
Mantenimiento del derecho de vía y de la infraestructura contenida dentro de este derecho. Reparaciones de las afectaciones a la tubería del Poliducto Regulación y control de infraestructuras externas que amenacen la integridad de la tubería. Mantenimiento de las vías de acceso al derecho de vía del Poliducto.
2.4.3. MANTENIMIENTO ELECTROMECÁNICO
Programación y ejecución del mantenimiento predictivo y correctivo de los equipos eléctricos y mecánicos Reposición de equipos Compra de repuestos
2.5. RELACIÓN CON LA CAPACIDAD DE DISEÑO
De acuerdo a la información registrada en la tabla No. 2.3.1, el tramo Libertad-Manta, fue diseñado para un caudal de 280-300 BH (barriles/hora), en la actualidad se trabaja a un caudal máximo de 320 BH.
Capacidad de diseño: 300 BH
Capacidad de bombeo actual: 320 BH Reducción por corrosión: 42 %
16
Figura 2.4. Unidad de bombeo de poliducto (Petrocomercial, 2009)
2.6. COSTOS POR LIMITANTES DE OPERACIÓN
2.6.1. MERCADO NACIONAL
El mercado nacional se divide en los siguientes sectores: doméstico, transporte, industrial, residencial, comercial y servicios.
17 Es importante destacar que el sector transporte es el mayor consumidor de energía en el país, pues representa el 54% del consumo final total, aunque solamente participa con un 10% en la generación del PIB a escala nacional. La Gerencia de Transporte y Almacenamiento distribuye tres tipos de derivados del petróleo. Los básicos, o de consumo masivo, (gasolinas, diesel, gas) que por su fácil combustión son de gran demanda y se expenden a través de estaciones de servicio y de manera directa para el consumo eléctrico e industrial, los especiales, son productos que se entregan a clientes específicos; y, los residuos, que resultan del proceso de refinación y tienen demanda en la industria eléctrica principalmente.
Los derivados especiales y residuos se expenden desde los centros de despacho de la gerencia, ubicados en las Refinerías Esmeraldas y La Libertad, y en los terminales Pascuales y El Beaterio.
A continuación se presentan los usos de cada tipo de derivado según su clasificación,
Básicos
Gasolina Súper 92 octanos Automotriz Gasolina Extra 81 octanos Automotriz
Diesel Oil 1 Transporte terrestre, industria
Diesel 2 Eléctrico, industria
Nafta base Industria hidrocarburífera.
Fuel Oil Eléctrico y naviero
Especiales
Gasolina 100/130 octanos Transporte aéreo
Jet fuel A-1 Transporte aéreo
18
Diesel Marino pesquero
Avgas Transporte aéreo
Residuos
Spray Oil Industria de Pinturas
Mineral turpentine Agrícola (fumigación
Solvente 1 Industria de pinturas
Asfaltos AP-3 Obras públicas
RC-250 y oxidado Obras públicas
Azufre Industria agrícola.
Gas licuado de petróleo Industrial, residencial
19
Figura 2.5. Concentración del consumo de energía nacional (Petrocomercial, 2009)
Con esto se demuestran las necesidades de mejorar las condiciones que se involucran en la comercialización y distribución de combustibles para no hacer sufrir el aparato económico nacional, incluidos todos sus sectores; doméstico, transporte, industrial, residencial, comercial y servicios; hasta que, se diversifiquen las fuentes de energía del país.
2.6.2. PRECIOS Y SUBSIDIOS
De acuerdo al art. 72 de la Ley de Hidrocarburos, aprobada en julio del 2010, el Presidente de la República tiene la potestad de determinar el precio de venta al consumidor de los derivados de los hidrocarburos.
20 En 2005, se realizó el último ajuste al precio de venta interna de los derivados de petróleo y desde esa fecha se mantienen congelados.
Tabla 2.6. Precios de los combustibles en terminales
Productos Precios (USD/Glns)
Gasolina Extra 1,309
Gasolina Súper 1,68
Diesel 2 0,901
Diesel Premium 0,901
GLP doméstico 0,10
(Petrocomercial, 2010)
Esto, mientras desde 2003 el precio internacional se incrementó considerablemente: el WTI pasó de $ 31,1 por barril, en 2003, a $ 99,3 en 2008. Al estar congelados los precios internos el monto de subsidio se ha incrementado considerablemente, lo que representa pérdida de recursos que el Estado podría destinar a otros usos.
21
2.7.
MANTENIMIENTO
PREDICTIVO,
PREVENTIVO
Y
CORRECTIVO REALIZADO
2.7.1. MANTENIMIENTO PREDICTIVO
Consiste en evaluar en base al medio en que se encuentra inmerso el poliducto (características físico-químicas de los hidrocarburos, tipo de suelo, humedad, etc.) a tomar las medidas que permitan mitigar los efectos a futuro sobre la estructura.
Figura 2.6. Medidor de espesores de tuberías mediante ultrasonido
(Petrocomercial, 2010)
22 También se logra evaluar las tuberías externamente utilizando técnicas de ensayos no destructivos como radiografía industrial y con equipos de ultrasonido similar. Este monitoreo se realiza permanentemente y se encuentra a cargo de la Unidad de Inspección Técnica, como se observa en el reporte de medición de espesores en el tramo Libertad-Manta.
La Sonda Inteligente de Información estos equipos son provisionales q se les envía cada 90 días en tramo de estación Libertad – Manta. Ver la figura siguiente.
Figura 2.7. Equipo (pig) de limpieza interior de poliductos
(TIXI, Javier. 2009)
2.7.2. MANTENIMIENTO PREVENTIVO Y CORRECTIVO
23 • Cambio de tubería fuera de especificación (con disminución de espesores), generalmente a tramos de tubería que son afectadas por el proceso de corrosión interior.
• Mantenimiento del derecho de vía; desbroce de maleza y control de asentamientos humanos o uso indebido del suelo por parte de terceros. • Construcción de drenajes en el derecho de vía, esta medida ayuda a
evitar los deslaves.
• Obras de estabilización de taludes, la deforestación de los terrenos aledaños al derecho de vía, desestabilizan taludes.
• Aplicación y mantenimiento de revestimientos (cintas, pintura) que protegen al ducto de la corrosión exterior.
• Protección catódica (control de la corrosión, exterior); complementariamente a la medida anterior, en este poliducto se dispone de un sistema de protección catódica integrado por 6 equipos rectificadores instalados en Esmeraldas, Quinindé, La Concordia, Santo Domingo, Faisanes y Beaterio.
• Inyección de inhibidores de corrosión, para el efecto se dispone de tres bombas dosificadoras, una instalada en la estación de Esmeraldas y dos en la estación Santo Domingo, que cubren los tramos Santo Domingo-Quito y Santo Domingo – Pascuales, respectivamente.
Figura 2.8. Bomba dosificadora (color amarillo) de químico inhibidor de
24
2.7.3. INSPECCIONES REALIZADAS, TRAMO LIBERTAD-MANTA-PASCUALES
Mediante contrato N° 2008929, firmado en diciembre del 2008 entre PETROCOMERCIAL y PETROENERGY, en representación de T.D.Williamson - Latinoamericana SA de CV (TDW), esta empresa presentaron los resultados del estudio completo de integridad de los Poliductos Libertad-Manta, Libertad-Pascuales y Tres Bocas-Pascuales. Fue inspeccionado en abril del 2009, mediante una herramienta de fuga de flujo magnético.
Figura 2.9. Herramienta de flujo magnético empleada en el estudio (T.D.Williamson, 2009)
La inspección interna detectó 3.329 anomalías:
25 Al finalizar este estudio se realizó el plan de excavaciones presentado por la empresa Petroenergy, con esta planificación se procura verificar el estado de la tubería y realizar los correctivos a tiempo para alargar la utilidad de la misma, considerando que esta se encuentra en un área sensible ambientalmente y de igual forma de alta densidad poblacional.
2.7.4. DESCRIPCIÓN DE LAS INDICACIONES DE PÉRDIDA DE METAL
De las 3.218 indicaciones de pérdida de metal externa se encontraron 3 con una profundidad del 80% a los 580, 602 y 638 metros de línea, los que corresponden al tramo de cruce de la perimetral. Estos 3 puntos en el plan de excavaciones presentaron un factor de reparación estimado de 0,863 (MPO/PS) (Máxima Presión de Operación, 550 psi / Presión Segura de acuerdo con la ASME B31G, 580 psi), lo que determina una investigación inmediata.
Figura 2.10. Concentración de pérdidas de metal externas por Pk (T.D.Williamson, 2009)
26 presentados por el estudio de integridad. Las pérdidas de metal son atribuidas a excavaciones realizadas sin precaución en las cercanías del poliducto.
Esta es la razón por la cual la empresa TD Williamson estableció la máxima presión de operación (MPO) en 550 psi. Buscando resolver este problema, se instaló una tubería de las mismas características para reemplazar el tramo del poliducto que se encuentra corroído, pero aún no se ha realizado el empate, debido a que esta intervención implica tareas de corte, vaciado y soldadura correspondiendo suspender las operaciones del poliducto. Esta situación coloca a la estación en una encrucijada debido a que se debe cumplir con la planificación y normal abastecimiento de la terminal Pascuales.
La empresa prevé que realizando el empate del poliducto con la tubería nueva la presión de operación fácilmente podría superar los 1250 psi, condición que mejora el panorama de repotenciación.
El desgaste interno del ducto a pesar de sus años de servicio no es considerable, no hay que olvidar que los combustibles líquidos son derivados del petróleo, por lo que poseen una propiedad lubricante que ha permitido el mantenimiento del acero, incluyendo la corrosión debida a las trazas de azufre y agua que podrían acarrear los mismos en su transporte no ha sido significativa.
2.8. PROGRAMA DE INTEGRIDAD DE TUBERÍAS
27 Nacional de Hidrocarburos) conceda o renueve el permiso de operación de los ductos.
La creación de un documento único y detallado es el que abarca todos los aspectos descritos anteriormente que conforman el 'sistema'. Se considera que el desarrollo del programa de la gerencia de la integridad producirá las ventajas para nuestra empresa de cuatro maneras.
• Gerencia mejorada del activo fijo • Compartir costos de trabajo
• Costos de la movilización y reducción de pérdidas del volumen • Riesgo reducido de conflictos.
Un programa integridad de tuberías se puede resumir y graficar de la siguiente manera:
Figura 2.11. Programa de integridad de ductos
28
2.8.1. MARCO PARA UN PROGRAMA DE ADMINISTRACIÓN DE INTEGRIDAD (API-1160)
Aunque todos los sistemas de la tubería tienen diseñados planes y características de operación que son únicos a cada sistema individual, un efectivo sistema de administración integral de tuberías debe tener un fundamento sólido que comprende elementos importantes. El gráfico siguiente describe un programa que considera los elementos importantes según la norma API 1160.
Figura 2.12. Marco para un programa de la administración de la integridad
de poliductos (Petrocomercial, 2009) Identificación de
impactos potenciales en la tubería para HCAs
Recopilación inicial de datos, revisión e integración
Valoración del riesgo inicial
Plan de desarrollo de lineamientos base
Realización de inspección y/o mitigación
Evaluación del Programa
Revaloración del riesgo Revisar el plan de
inspección y mitigación
Actualización, integración y revisión de datos
29
2.8.2. REQUISITOS PARA EL PLAN DE LA ADMINISTRACIÓN DE LA INTEGRIDAD
El plan debe contener:
• Un proceso para identificar los segmentos de la tubería que podrían afectar áreas de alta consecuencia (HCA).
• Un plan de evaluación de referencia preliminar ('línea base')
• Un análisis que integre toda la información disponible acerca de la integridad de toda la tubería y las consecuencias de una falla. • Criterios para definir reparaciones para enfrentar problemas de
integridad que surjan de los métodos de evaluación y del análisis de la información.
• Un continuo proceso de valoración y evaluación para mantener la integridad de la tubería.
• La identificación de medidas preventivas y de mitigación para proteger las áreas de alta consecuencia.
2.8.3. MÉTODOS PARA MEDIR LA EFECTIVIDAD DEL PROGRAMA
Un proceso de revisión de los resultados del la evaluación de la integridad y del análisis de la información realizado por una persona calificada.
2.8.4. EVALUACIÓN DE REFERENCIA PRELIMINAR
30 Luego de esta valoración, se requiere un análisis de riesgo para cualquier segmento que afecte un área de alta consecuencia.
Nótese que los "pigs" inteligentes no se consideran adecuados para tuberías ERW o para tubos tipo ‘lap welded' (con soldadura tipo traslapo) con antecedentes de falla.
2.8.4.1. La primera evaluación de Integridad de una Tubería
La evaluación
Incluye a todas las acciones que deben llevarse a cabo para determinar la condición de la tubería y para hacer reparaciones si las condiciones lo ameritan. Esto incluye inspecciones internas y pruebas hidrostáticas o la utilización de otra tecnología que ofrezca una noción equivalente sobre la condición de la línea y de la evaluación, la excavación y la reparación resultante.
Un plan documentado para realizar las evaluaciones de referencia preliminar, necesarias para asegurar la integridad de cada tramo de la tubería que podría afectar un área de alta consecuencia; debe incluir:
• Identificación de todos los tramos de la tubería que puedan afectar un área de alta consecuencia.
• El método o métodos de evaluación de la integridad que se planea usar en cada segmento identificado de la tubería.
• Un programa para la evaluación de cada segmento identificado· • Una explicación de las bases técnicas del método (s) de
31
2.8.5. ESTÁNDARES PARA LA ADMINISTRACIÓN DE LA INTEGRIDAD MECÁNICA DE DUCTOS
Existen dos documentos publicados que proporcionan guías sobre la Administración de la Integridad de Tuberías:
• Líquidos: API 1160
• Gases Suplemento S de ASME B31.8
Los dos requieren un "programa" detallado para la administración de la integridad que incluya un "plan" para la administración de la integridad.
Figura 2.13. Normas Referenciales para Programas de Integridad de
Tuberías (Petrocomercial, 2009)
2.8.6. LOS PROGRAMAS PARA LA ADMINISTRACIÓN DE LA INTEGRIDAD DE ACUERDO A LA NORMA API 1160
32 EI API (American Petroleum Institute) produjo un estándar sobre la administración de la integridad de tuberías basado en la experiencia y las buenas prácticas en la industria.
Este estándar intenta ofrecer una base para que los planteamientos de una compañía satisfagan la nueva reglamentación (CFR 195.452) del Departamento de transporte de los EE UU. Esta iniciativa se denomina “Managing System Integríty for Hazardous Liquid Lines" (Administración de la integridad en líneas de transporte de líquidos peligrosos), 1st Ed., ANSI/ASME Standard 1160-2001.
Un programa para la administración de la Integridad:
• Identifica y analiza los eventos que podrían provocar una falla. • Examina la probabilidad y las consecuencias de incidentes
potenciales en tuberías.
• Examina y compara todos los riesgos.
• Provee un marco que permita seleccionar e implementar medidas para la mitigación del riesgo.
• Establece el rendimiento y le da seguimiento con el objetivo de mejorar.
2.9. INSPECCIÓN DIRECTA INTERIOR
33
2.9.1. HERRAMIENTAS INTELIGENTES
El marrano inteligente es una herramienta que proporciona un panorama de la pérdida de metal y otras anomalías en todo el recorrido de la tubería. Las características de pérdida de metal son procesadas y analizadas en detalle en un post proceso efectuado con la ayuda del software.
Para la evaluación directa interior existe herramientas con tecnología de flujo magnético y de ultrasonido, estos equipos son operados por empresas especializadas, son las empresas que han desarrollado la tecnología, generalmente presentan el servicio de inspección, pero en ningún caso venden la herramienta.
2.9.2. HERRAMIENTAS DE FLUJO MAGNÉTICO
Flujo magnético, llamado también Magescan, MFL o de alta resolución. Estas herramientas que utilizan flujo magnético generalmente presentan dos sectores de anillos con sensores. La figura muestra un esquema del Magescan. En la parte delantera, contiene dos ruedas cada una con magnetos calibrados para desarrollar un campo magnético y en el centro de las dos ruedas se instalan los sensores que detectan las pérdidas de magnetismo producidas en la superficie externa.
Este sector es el encargado de detectar defectos externos en la tubería. En el centro de la herramienta, se encuentran otras dos ruedas con magnetos calibrados para generar un campo magnético en el interior de la tubería. También existe en el centro una cantidad importante de sensores que permiten detectar los defectos internos en la tubería.
34 herramienta. Complementariamente, externamente se deben instalar marcadores que permiten referenciar los defectos.
Figura 2.14. Herramienta de inspección con tecnología de flujo magnético (Pespen Group Ltd., 2009)
2.9.3. HERRAMIENTAS ULTRASÓNICAS
Los pigs inteligentes que utilizan ultrasonido, contienen un solo sector palpadores emisor-receptor de baja frecuencia. Estos sensores ayudan a detectar el perfil de defectos en todo el espesor de la tubería. Esta tecnología es de alta resolución. La forma de reportar los defectos es similar a la utilizada en las herramientas Magescan (flujo magnético).
2.9.4. INSPECCIÓN NO PIG
35 Un sistema inteligente es llevado al campo para recibir las señales de ultrasonido que son tomadas por un equipo portátil que contiene un sistema GPS sub-métrico.
Un reporte diario que contiene los defectos encontrados se entrega conforme el avance de la inspección. Se puede inspeccionar hasta 3 Km. por día, dependiendo principalmente del estado del derecho de vía.
Una comparación con el estándar ANSI B. 31G es entregado a fin de definir el reporte de reparaciones.
2.9.5. INSPECCIÓN ROBÓTICA
Se encuentra en proceso de desarrollo una herramienta robótica equipada con tecnología ultrasónica y equipada con sistema de video cámara y software de interpretación de imágenes.
2.10. INSPECCIÓN DIRECTA EXTERIOR
36
METODOLOGÍA
3.1. TÉCNICAS DE INSPECCIÓN CON HERRAMIENTAS
INTELIGENTES
3.1.1. TÉCNICA DE FUGAS DE FLUJO MAGNÉTICO
La inspección se complementa con las técnicas de Fugas de Flujo Magnético y Ultrasonido que se aplicarán cuando el inspector OUG Nivel II detecte una indicación relevante generada por el estudio de la Onda Ultrasónica Guiada.
Para realizar esta comprobación en caso de tubería enterrada, forrada ó aislada se deberá elaborar un acceso directo a la tubería al cual se le llamará “Punto de Verificación”.
37 Los estudios de Fugas de Flujo Magnético nos proporcionaran la confirmación y resultado encontrado de las indicaciones relevantes.
La técnica de Fugas de Flujo Magnético también se utilizará para inspeccionar la “Zona Muerta” la cual no es cubierta por la Onda Ultrasónica Guiada, que es el área cercana y donde se instala el anillo transductor. El instrumento de Fugas de Flujo Magnético es el PIPESCAN. El magneto del PIPESCAN es de material Ion Boro Neodimio, tecnología de última generación con potencia suficiente para poder detectar a través de recubrimientos no magnéticos de hasta 6 mm de espesor.
Su diseño permite recorridos tanto longitudinales como transversales en diámetros de 2” y hasta 96”. El instrumento consta de 8 cabezas scaneadoras y un modulo electrónico con alarmas visual y audible para la detección de la corrosión aleatoria. Se ofrecen dos operadores del instrumento y ambos cuentan con Nivel II certificados por el fabricante.
3.1.2. TÉCNICA ULTRASONIDO
38
Figura 3.2. Técnicas de ultrasonido (T.D.Williamson, 2009)
3.1.3. TÉCNICA DE LA ONDA ULTRASÓNICA GUIADA
La Técnica de la Onda Ultrasónica Guiada consiste de un disparo Ultrasónico con Ondas Longitudinales y Torsionales generado por el instrumento WAVEMAKER, para cubrir la totalidad del 100% del área de la tubería y así detectar la corrosión aleatoria, con una sensibilidad de al menos entre el 5 al 10% de pérdida del espesor por corrosión de la tubería y con una precisión típica de localización de +/- 25 cm.
Esta técnica fue diseñada para aplicarse en tuberías enterradas o cubiertas con forro y/o aislamiento, o simplemente aéreas pintadas y sin necesidad de sacarlas de operación.
39
Figura 3.3. Disparo de la Onda Ultrasónica Guiada (T.D.Williamson, 2009)
El alcance de la Onda Ultrasónica Guiada en cada disparo, varía de acuerdo a la transmisión de esta a través del cuerpo de la tubería que se está inspeccionando, se estima que se puede cubrir para tuberías enterradas y con forro, de un solo disparo desde 10 metros y hasta 30 metros de cada lado del anillo, por lo que se programarían la fabricación de los “Puntos de Inspección” cada 20 a 60 metros como mínimo a lo largo de la línea enterrada.
40
Figura 3.4. El instrumento WAVEMAKER (T.D.Williamson, 2009)
El instrumento que se utilizará será el WAVEMAKER que tiene la capacidad de operar con el rango de frecuencia desde los 10,000 Hz hasta los 150,000 Hz. Mientras mayor sea el rango de frecuencia del instrumento, mayor será la posibilidad de encontrar una frecuencia adecuada que se propague a mayor distancia y con mejor cobertura a través del cuerpo del tubo. El WAVEMAKER tiene la capacidad de combinar transductores tanto de baja frecuencia como de alta frecuencia para garantizar así la obtención de los resultados más óptimos.
41 Se podrán detectar algunos tipos de fracturas axiales y circunferenciales aunque su aplicación no es específicamente para este objetivo. El software del equipo tiene la capacidad de mostrar los resultados de la inspección de ambos lados de la tubería en tiempo real simultáneamente en la pantalla y en los reportes generados.
Figura 3.5. Calibración del instrumento WAVEMAKER (T.D.Williamson, 2009)
Reportes de Inspección
Se entregarán reportes de inspección impresos y en forma electrónica en formatos PDF con dibujos y/o diagramas. Reporte final que incluye imágenes digitales para dar soporte y mayor realce a los detalles de la inspección. El reporte incluye los siguientes conceptos:
42 • Mayor del 20%
• Mayor del 40% • Mayor del 60%
• Comentarios generales de las condiciones actuales de la tubería. • Resultado de los cálculos de las mediciones de los espesores. • Resultados relevantes arrojados por las técnicas aplicadas.
3.2. NORMAS TÉCNICAS REFERENCIALES PARA TUBERÍA
Toda tubería es un conducto que cumple con las funciones de transportar fluidos, la tubería se suele elaborar con materiales muy diversos, cuando el líquido transportado es petróleo, se utiliza la denominación específica de oleoducto, cuando el fluido transportado es gas, se utiliza la denominación específica de gasoducto.
También es posible transportar mediante tubería materiales que, si bien no son un fluido, se adecuen a este sistema como son el hormigón, cemento, cereales, etc.
En el presente proyecto de titulación solamente se analizará las líneas de flujo que están tendidas sobre o enterradas cerca de la superficie, cabe indicar, que a diferencia de los tanques de almacenamiento, todas las líneas de flujo operan bajo determinada presión interna, la misma que depende de varios factores tales como son: las especificaciones y condiciones de los productos transportados, la altura y distancia por vencer.
43
3.2.1. NORMAS API PARA TUBERÍA
3.2.1.1. API standard 5L: Especificaciones para líneas de tubería
El propósito de esta especificación es proporcionar normas para tubos que sean aptos para uso en el transporte de gas, agua y aceite o ambos, y principalmente para petróleo y gas natural. Esta especificación se refiere a las líneas de tubería de acero soldado y tubería de acero sin costura.
Esta especificación incluye especificaciones para el fin de tubería que puede ser roscado o con acampanamiento, así como a través de la línea de flujo o TFL (through-the flowline) por sus siglas en ingles, además especificas las normas para tubería para cañería con acoplamientos especiales en los extremos.
Otro punto importante es que la norma específica factores de la soldadura entre tubería.
3.2.1.2. API standard 1104: Soldaduras de tubería y servicios relacionados.
Esta norma abarca la soldadura por arco y gas para juntas a tope y en filete, en acero al carbono y aceros de baja aleación, para la manufacturación de tubería, la cual es utilizada para compresión, bombeo, y transporte de petróleo crudo, productos petrolíferos, gases combustible, dióxido de carbono, nitrógeno, además se refiere a la soldadura en los demás sistemas. Esta norma se aplica tanto a la construcción de tubería nueva como la soldadura de la tubería que está en uso.
44 en ingles ( Shielded metal-arc welding), por proceso de arco sumergido SAW por siglas en ingles (Submerged arc welding), soldadura por arco con electrodo tungsteno protegido con gas GTAW por sus siglas en ingles (Gas tungsten-arc welding), soldadura con arco protegido con gas GMAW por sus siglas en ingles (Gas metal-arc welding), soldadura con arco con núcleo de fundente FCAW por sus siglas en ingles (Flux-cored arc welding), soldadura con arco de plasma PAW por sus siglas en ingles (Plasma arc welding) y soldadura oxiacetilénica.
Esta norma también indica que los procesos anteriormente indicados pueden ser realizados de una manera manual, semiautomática o automática para soldaduras en diferentes posiciones, con electrodo o con rollos de electrodo. Esta norma abarca también los procedimientos para ensayos no destructivos como radiografía, partículas magnéticas, líquidos penetrantes, ultrasonidos y pruebas, así como los parámetros aceptación que deben aplicarse a la producción de soldaduras además de los ensayos destructivos y pruebas visuales.
Los valores establecidos por la norma, ya sea en unidades pulgada-libra o unidades de SI se deben considerar por separado como estándares. Cada sistema debe utilizarse de forma independiente de los demás, sin la combinación de valores de ninguna manera.
La norma además indica que los procesos distintos de los descritos anteriormente serán considerados para su inclusión en esta norma. Esto quiere decir que si alguna persona desea utiliza otros procesos de soldadura debe presentar como mínimo la siguiente información:
• Una descripción del proceso de soldadura • Una propuesta sobre las variables esenciales
• Un procedimiento de soldadura con sus especificaciones • Método de inspección de soldadura
45
3.2.2. NORMA ASME PARA TUBERÍA
3.2.2.1. ASME B31.1: Tubería de Presión
Este código prescribe requisitos mínimos para el diseño, materiales, fabricación, montaje, prueba, inspección, operación y mantenimiento de sistemas de tuberías que se encuentran habitualmente en las estaciones de generación de energía eléctrica, plantas industriales, sistemas de calefacción geotérmica, calefacción central de distritos y sistemas de refrigeración.
El código ASME B31.1 también se refiere a calderas de alta presión y alta temperatura con tubería interior, la presión con que trabajan estas calderas para generar el valor supera los 15 psig, la presión de trabajo del vapor supera los 160 psig y las temperaturas superan los 250 grados F.
3.2.2.2. ASME B31.3: Tubería para procesos
El código B31.3 contiene requisitos para tuberías que se encuentran habitualmente en las refinerías de petróleo, industrias químicas, industrias farmacéuticas, industriales textiles, industrias del papel, semiconductores, y las plantas criogénicas y todo lo relacionado con el procesamiento en plantas industriales y terminales.
Este código establece los requisitos para los materiales y componentes, el diseño, fabricación, montaje, instalación, exámenes e inspección y pruebas de las tuberías, este código se aplica a todas las tuberías de fluidos, incluyendo:
46 • Gas, vapor, aire ya agua.
• Fluidizado de sólidos. • Refrigerantes.
• Fluidos criogénicos.
En este código también se incluye la tubería que interconecta las piezas o etapas dentro de un equipo o de envase.
3.2.2.3. ASME B31.4: Líneas de tubería para transportación de líquidos hidrocarburos y otros líquidos.
El código B31.4 prescribe requisitos para el diseño, materiales, construcción, montaje, inspección y pruebas de tuberías para el transporte de líquidos como petróleo crudo, condensado, gasolina natural, gas natural liquido, gas licuado de petróleo (GLP), dióxido de carbono, alcohol liquido, anhídrido de amoníaco liquido y queridos derivados del petróleo, los sistemas de tubería a que se refiere la norma son entre los puntos productores, depósitos de almacenamiento, plantas de procesamiento de gas natural, refinerías, plantas de amoníaco, férreas, camioneras y otros puntos de entrega y recepción.
47 • Las especificaciones sobre las tuberías para el transporte de petróleo y anhídrido de amoníaco líquido, y las terminales de gasoducto como las terminales marítimas, férreas y de camioneras los puntos de depósitos, estaciones de bombeo, estaciones de reducción de presión y las estaciones de medición, diferentes equipos.
• Todos los tanques de almacenamiento y de trabajo, incluidas las de tipo tubo de almacenamiento fabricados a partir de tubería y accesorios, además de las tuberías de interconexión entre estas instalaciones.
• Tuberías para licuado de petróleo y las tuberías de anhídrido de amoníaco situadas en refinerías de petróleo de gasolina natural, procesamiento de gas, amoniaco, y plantas en general.
• Los aspectos de operación y mantenimiento de sistemas de tuberías relacionados con la seguridad y la protección del público en general, personal de la empresa personal de campo y medio ambiente.
3.2.2.4 ASME B31.8: Sistema de tuberías para transmisión y distribución de gas.
El código B31.8 abarca el diseño, fabricación, instalación, inspección, verificación, seguridad y otros aspectos de la operación y mantenimiento de transporte de gas y sistema de distribución, incluidos los gasoductos, estaciones de compresión de gas, estaciones de medición y regulación, tuberías de gas y líneas de servicio.
48
3.2.2.5. ASME B31.8S: Sistema de gestión para la integridad de gasoducto.
Esta norma se aplica a los sistemas de oleoductos construidos en las costas con materiales ferrosos que transportan gas. Esto incluye todas las partes de las instalaciones físicas a través de la cual se transporta el gas, incluyendo tuberías, válvulas, accesorios para tubería juntas, compresores, las estaciones de medición, los sistemas reguladores de las estaciones y las estaciones de entrega.
Los principios y procedimientos consagrados en la integridad de gestión son aplicables a todos los sistemas de canalización.
Esta Norma está específicamente diseñada para proporcionar al operador la información necesaria para elaborar y poner en práctica un eficaz programa de gestión de integridad probadas, utilizando prácticas de la industria y de los procesos, los procesos y enfoques dentro de la presente norma son aplicables a todo el sistema de ductos.
3.2.2.6. ASME B36.10M: Soldadura sin fisuras de tubos de acero forjado.
Esta norma se refiere a la normalización de las dimensiones de la soldadura sin fisuras de tuberías de acero forjado para altas o bajas temperaturas y presiones.
