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INTRODUCCIÓN
PDVSA es una de las empresas más importantes del mundo en cuanto a
explotación, producción, refinación y mercadeo de petróleo, y es la encargada de
explotar una de las reservas de hidrocarburos más grande de todo el planeta como son
las de Venezuela. Sin embargo, el petróleo es explotado en diferentes puntos del país
y debe ser transportado desde el punto de extracción hasta donde va a ser procesado y
es entonces cuando son utilizadas las tuberías como medio de transporte. Una vez que
se empieza a extraer crudo de los pozos productores, éste arrastra sustancias químicas
y sólidos que se adhieren a las paredes internas de la tubería afectando su constitución
tanto física como química, creando en ella una pérdida de material producto de la
erosión, corrosión y otros efectos, que disminuyen la capacidad mecánica de las
tuberías. Por otro lado, la parte externa de las mismas se ve afectada en mayor o
menor escala dependiendo de las condiciones del medio ambiente donde se
encuentre.
Debido a la diversidad de factores que intervienen en la corrosión, éste es un
proceso que causa daños alarmantes en las tuberías que pueden llegar a producir
fugas ocasionando así cierre de pozos o paradas de plantas no planificadas; por esta
razón, el Instituto Americano del Petróleo (API) ha desarrollado códigos para
alcanzar soluciones o métodos que aplaquen este problema y permitan una mejor
inspección, reparación y alteración de las tuberías en servicio. Los estándares API se
publican para facilitar la disponibilidad extensa de la ingeniería probada, legítima y
práctica de operación. Estos estándares están dirigidos a hacer obvia la necesidad de
aplicar el criterio de ingeniería con respecto a cuándo y dónde deben ser utilizados los
mismos. La formulación y publicación de los estándares API no están planeados para
impedir el uso de cualquier otra práctica.
Este trabajo está orientado al estudio de la norma API-570 con el fin de
proporcionar herramientas que permitan facilitar su aplicación, y así mejorar el
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cumplimento de dicho código en los sistemas de tuberías en servicio. La norma API-
570 fue desarrollado para refinerías de petróleo e industrias de proceso químico, pero
puede ser usado cuando sea práctico, para cualquier sistema de tuberías en servicio
incluidos en él. Este está destinado para el uso de organizaciones que mantienen o
pueden acceder a una agencia autorizada de inspección, una organización de
reparación, ingenieros de tuberías, técnicos calificados, inspectores y examinadores.
API 570 cubre la inspección, reparación, alteración, revaloración, y procedimientos
de tuberías metálicas que estén en servicio, y es aplicable a sistemas de tuberías para
fluidos de proceso, hidrocarburos y los servicios de fluidos inflamables o tóxicos.
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CAPÍTULO I
EL PROBLEMA
1.1 PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA
Venezuela hoy en día es uno de los países a nivel mundial considerado como
alto productor de petróleo, siendo Petróleos de Venezuela, Sociedad Anónima
(PDVSA) la empresa encargada de explotar las reservas de hidrocarburos en nuestro
país. Petróleos de Venezuela se ha caracterizado por ser una empresa que tiene como
objetivo principal un excelente funcionamiento en todas sus áreas. Sin embargo, el
deterioro de los sistemas de tuberías asociados a etapas de compresión del gas
natural, debido a las altas temperaturas y presiones que estos manejan ha generado
problemas. Por esta razón, la Gerencia de Mantenimiento PDVSA Distrito Furrial,
ha centrado sus esfuerzos en evaluar y atacar los mecanismos de degradación en las
tuberías de transporte de gas y petróleo, tales como corrosión, erosión, entre otros;
que si no son tratados a tiempo pueden generar fugas o daños que disminuyan la
eficiencia de operación en los equipos. Por esto surge la necesidad de contar con
herramientas y conocimientos que permitan aplicar las mejores evaluaciones con el
fin de alargar la vida útil de las tuberías y disminuir los costos de mantenimiento.
PDVSA prevé a través de las diferentes técnicas y herramientas los problemas
de integridad mecánica en los sistemas de tuberías debido a las condiciones
operacionales a las cuales son sometidos, la presencia de gases ácidos, condiciones
ambientales y velocidades de flujo son las causas principales que producen
degradación en las tuberías. El Distrito Furrial de PDVSA, a través del departamento
de Inspección de Equipos Estáticos (IEE), a fin de obtener el mantenimiento
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adecuado de los sistemas de tuberías antes mencionados, sugiere proponer una
metodología en la Miniplanta Compresora de gas 5 basada en el código 570 del
Instituto Americano del Petróleo (API), que permitirá mejorar la integridad mecánica
de las líneas de transferencia de gas y garantizar el suministro interrumpido de
productos que se transportan a través de las tuberías, brindando así en líneas
generales al equipo de inspección, un mejor control sobre los planes de inspección de
los sistemas de tuberías de la Miniplanta. Con la aplicación y cumplimiento de este
código (API-570) se busca alargar al máximo la vida útil de los sistemas de tuberías,
mejorar la disponibilidad y confiabilidad de las líneas en servicio y disminuir los
costos generados por el mantenimiento, sin poner en riesgo la integridad de las
personas y ambiente, cumpliendo así con la misión de la Gerencia de Mantenimiento
del Distrito Furrial, PDVSA.
1.2. OBJETIVOS DE LA INVESTIGACIÓN
1.2.1. Objetivo general
Proponer una metodología para el ciclo de vida útil de sistemas de tuberías
basado en el código API-570 para la Miniplanta 5 del Complejo Operativo Jusepín.
Distrito Furrial PDVSA.
1.2.2. Objetivos específicos
Definir las pautas para la determinación de frecuencias de inspección de
sistemas de tuberías de la Miniplanta Compresora 5 basado en el estándar API
570.
Identificar los puntos en los sistemas de tuberías que presentan mayor
condición de riesgo a falla.
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Desarrollar un programa en Excel que facilite la aplicación de los criterios del
código.
Establecer una frecuencia de inspección en los sistemas de tuberías basado en
el estándar API 570.
Proponer una metodología para la medición de velocidades de corrosión y
vida útil remanente de los sistemas de tuberías.
1.3 JUSTIFICACIÓN DE LA INVESTIGACIÓN
La miniplanta compresora 5 del Complejo Jusepín ha presentado fugas en
varias partes de los sistemas de tuberías, lo que ha ocasionado problemas
operacionales que en muchos casos requieren de una parada de planta no programada
para el reemplazo del tramo de la tubería afectada, generando un aumento en los
costos de mantenimiento y reducción de la producción. La presencia de gases
corrosivos, velocidades de flujo, patrones de flujo variables, presiones, altas
temperaturas, son los principales agentes que disminuyen la integridad física de las
tuberías. Para disminuir los problemas operacionales en la miniplanta compresora 5,
la Gerencia de Mantenimiento del Distrito Furrial, ha decidido desarrollar una
metodología basada en la norma API-570, para reducir los daños que afectan a los
sistemas de tuberías de esta planta y poder alertar con anticipación cuando se le debe
realizar mantenimiento o reemplazar una tubería. Por otro lado, con la aplicación del
código se puede conocer los puntos en los sistemas de tuberías donde se deben tomar
las mediciones de espesores, y la frecuencia con que se deben inspeccionar las
tuberías, con el fin de tener un mejor control sobre la integridad mecánica de los
sistemas de tuberías y aumentar su ciclo de vida útil.
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CAPÍTULO II
MARCO TEÓRICO
2.1 ANTECEDENTES
Rodríguez P.2004, realizó un trabajo titulado “Análisis comparativo entre
estándares utilizados en la evaluación de la integridad mecánica de gasoductos y
oleoductos en servicio”. Este trabajo consistió básicamente en un estudio de los
criterios contenidos en los estándares ASME B31-G 1991 y las prácticas
recomendadas en API 579-2000 y RSTRENG, todos ellos utilizados para evaluar la
integridad mecánica de las tuberías corroídas. En esta investigación, se realizó un
procedimiento detallado de los criterios de cada estándar, un análisis comparativo y
un software que aplica dichos procedimientos de manera totalmente interactiva;
además, se presentó una serie de conocimientos sobre los actuales métodos y
procedimientos utilizados para evaluar y garantizar el buen funcionamiento de
tuberías de gas y petróleo. Otro aporte importante en este estudio fue la evaluación en
caliente de la integridad mecánica de un gasoducto y un oleoducto pertenecientes al
Distrito Norte de PDVSA [4].
2.2 BASES TEÓRICAS
2.2.1 Sistemas de tuberías
Se refiere a un ensamble de tuberías interconectadas que está sujeto al mismo
juego o juegos de condiciones de diseño y es usado para transportar, distribuir,
mezclar, separar, descargar, medir por contador, controlar o insertar flujos de fluido.
El sistema de tubería también incluye elementos de soporte de tubo pero no así
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estructuras de soporte. Las tuberías para el transporte de gas y crudo pueden ser
fabricadas de dos maneras: sin costuras o con costuras.
Tubo sin costura: se define como un producto tubular que no contiene
soldadura. Se fabrica trabajando el acero en caliente, para darle la forma,
dimensiones y propiedades necesarias.
Tubo con costura: es un producto tubular que se produce utilizando
procesos de soldaduras, pudiendo ser estos con costura longitudinal o
helicoidal.
2.2.2 Envejecimiento de tuberías
A medida que transcurre el tiempo, la resistencia interna de las tuberías tiende
a disminuir debido a la presencia de incrustaciones y el deterioro de la superficie
interna o externa. La velocidad de envejecimiento depende básicamente de los
materiales empleados y de las condiciones operativas del sistema de flujo. Las
pérdidas en las tuberías se dividen en dos clases, primarias y secundarias.
Pérdidas primarias: son las de superficie en el contacto del fluido con la
tubería (capa limpia), rozamiento de algunas capas de fluidos con otras (régimen
laminar) o de las pérdidas de fluido entre sí (régimen turbulento). Estas pérdidas
tienen lugar en el flujo uniforme, por lo tanto se generan principalmente en los tramos
de tuberías con sección constante.
Pérdidas secundarias: son las pérdidas de forma, que tienen lugar en las
transiciones (estrechamiento o expansión de las corrientes), codos, válvulas y toda
clase de accesorios de tuberías [5].
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2.2.3 Herramientas de inspección
Son herramientas cuya función es determinar y localizar defectos en las
tuberías, éstas almacenan toda la información en un microprocesador que está
ubicado en el cuerpo de la herramienta, la información recabada indica el estado de la
tubería a lo largo de toda su longitud y perímetro de toda su sección circunferencial
así como la ubicación de estos defectos.
Toda la información es leída por un computador en campo y así todos los
registros pueden ser inmediatamente estudiados para tomar acciones de
mantenimiento o reemplazo si fuese necesario. Esta información también se utiliza
para establecer bases de datos para aplicarlas en la planificación de mantenimiento,
permitiendo mayor precisión en la preparación del presupuesto del mismo.
2.2.4 Detección de anomalías de tuberías en servicio
Las tuberías de acero utilizadas para transportar hidrocarburos líquidos o
gaseosos, se deben evaluar en toda su longitud y superficie, mediante la utilización de
herramientas de inspección instrumentadas (electromagnéticas o ultrasónicas), de tal
manera que a cada línea inspeccionada se le pueda establecer su máxima presión de
operación segura, garantizando además la entrada de los productos sin ocasionar
daños a las personas, bienes o al medio ambiente [3].
Las dos principales tecnologías utilizadas para la inspección de líneas de
tuberías, con el uso de herramientas instrumentadas son: fuga de campo magnético
(FCM) y ultrasonido (UT).
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2.2.4.1 Fuga de campo magnético
La mayoría de las herramientas de inspección utilizan el principio de Fuga de
Campo Magnético (FCM), y éste consiste en aplicar un campo magnético a la pared
de la tubería hasta el punto de saturación magnético del material de fabricación,
mediante el uso de grandes imanes permanentes, los cuales van montados en el
vehículo de inspección. La densidad del campo magnético de la pared de la tubería
será afectada si existe alguna anomalía, y como resultado el campo en la superficie de
la tubería cambiará; este cambio es recogido, detectado por un grupo de sensores
colocados entre los polos del ensamblaje magnético y almacenados los datos en un
sistema de recolección y posteriormente son analizados e interpretados. Esta técnica
no requiere de medio de acoplamiento entre los sensores y la pared del tubo, por lo
que es utilizable en la inspección tanto en líneas de productos gaseosos como
líquidos.
2.2.4.2 Ultrasonido
El uso de esta tecnología en la inspección de tuberías es relativamente
reciente, la mayoría de las herramientas ultrasónicas utilizan una sección de
transductores o palpadores ultrasónicos, la cual representa el corazón del instrumento
y desempeña las operaciones de las cuales se obtendrán la medición de espesor de la
pared. Una formación de transductores ultrasónicos es espaciada unifórmemente, y
radialmente instalada en un anillo transductor. Un pulso sónico de alta frecuencia es
generado por cada palpador, este pulso viaja a través del medio de acople, choca con
la pared interna de la tubería, una porción de la energía de haz incidente es reflejada y
recibida por el transductor, y otra porción atraviesa el espesor de pared hasta
encontrar la superficie externa, allí nuevamente parte de la energía se refleja a través
de la pared luego a través del medio de acople hasta el palpador. La diferencia de
tiempo entre estos dos pulsos de regreso se usa para calcular correctamente el espesor
de la pared, ya que la velocidad de sonido en el material de la tubería es conocida.
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2.2.5 Tecnologías de reparación de tuberías
La rehabilitación o ingeniería de rehabilitación de tuberías consiste
básicamente en las siguientes actividades:
2.2.5.1 Reemplazo de una sección de tuberías
Corte y empalme: este es el único método de reparación de tuberías
reconocido como permanente, los demás métodos se consideran como temporales y
se aplican en los casos en que no es posible llevar a cabo una operación de corte y
empalme. Los cortes y reemplazo son un método activo de reparación, sin embargo
resulta un procedimiento muy costoso, cuando se compara con la instalación de
camisas metálicas o sintéticas, debido a las horas hombre asociadas a la operación,
costos de mantenimiento y costos adicionales relacionados con la paralización de las
operaciones. El método consiste en cortar la sección de la tubería que se desee
reemplazar y luego mediante soldadura se une una sección nueva con propiedades
similares al tramo reemplazado.
2.2.5.2 Reparación de defectos internos y externos
Este método permite efectuar reparaciones con la tubería en servicio y puede
ser utilizado en defectos fugantes o como refuerzos en aquellos sitios donde existan
defectos.
Métodos Tradicionales
Camisa soldada: esta es la técnica de reparación de tuberías más usada en la
Industria Petrolera Nacional; consiste en soldar al tramo de la tubería que se desea
reparar dos mitades de un tubo ( cortado longitudinalmente) del mismo material de la
línea. Estas dos mitades se fijarán a la tubería por medio de soldaduras longitudinales
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y dos circunferenciales. El principio fundamental es que al colocar la camisa soldada
se encapsula la discontinuidad, eliminándole el oxígeno para que ésta no se siga
propagando, aislando el efecto del medio externo que lo rodea. El resultado final es
un tramo de tubería prácticamente nuevo y de resistencia igual a una tubería recién
instalada.
Grapa apernada: una grapa apernada es una cápsula alrededor del tubo; está
compuesta por dos mitades de tubo, con dos sellos en los extremos que se aprietan
contra el diámetro externo del tubo por medio de pernos. Algunas grapas pueden ser
soldadas a la tubería, en tal caso se debe someter a una prueba de presión antes de
soldarse y examinar las soldaduras.
Métodos Sintéticos
Clock spring: consiste en una camisa de material compuesto a base de resina
polimérica con fibra de vidrio (plástico reforzado con fibra). Esta camisa ha
demostrado tener la misma capacidad de esfuerzo compartido que las camisas de
acero. Su método de fabricación y configuración en forma de bobina crea una
memoria matriz que le permite conservar el diámetro de diseño y adherirse
fuertemente alrededor de tubos de cualquier diámetro. Aplicado con un adhesivo
patentado de alta resistencia pero rápida curación, el sistema forma una bobina
compuesta la cual excede la resistencia a la fluencia de la tubería original.
Strongback: esta técnica consiste en la aplicación de cinta de fibra de vidrio
impregnada en resina, la cual se coloca enrollándola alrededor de la tubería solapando
diferentes capas de revestimiento. Antes de la colocación de las cintas de refuerzo, se
rellenan las pérdidas de material con un sellante epóxico de manera de nivelar la
superficie externa del tubo y evitar espacios internos que permitan el avance de la
corrosión. Este epóxico sellante sirve para transmitir los esfuerzos de la tubería a la
cinta de refuerzo en la zona donde existe pérdida de espesor.
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Armor plate: el armor plate está conformado por un manto de fibra de vidrio y
resinas epóxicas, que al ser instalados en las tuberías, ambos son sometidos a
esfuerzos a medida que la presión interna del tubo se incremente. Al someter a
esfuerzo la zona corroída o con disminución de espesor por daño mecánico ya
rehabilitada, la carga es transferida al manto, teniéndose que la presión de ruptura está
determinada por los máximos esfuerzos que soportan la tubería y el manto[4].
2.2.6 Alteración
Es un cambio físico en algún componente que tiene implicaciones de diseño,
afectando la presión y conteniendo la capacidad o flexibilidad de un sistema de
tuberías más allá del alcance de su diseño. Los siguientes cambios no son
consideradas alteraciones: el reemplazo duplicado o comparable, la adición de alguna
conexión de ramal reforzado igual o menor que la medida de las conexiones de
ramales existentes, y la adición de conexiones de ramales sin que requiera refuerzo.
2.2.7 Zonas de flujo estancado
Son componentes de un sistema de tubería que normalmente no tiene fluidez
significante. Ejemplos: ramales, líneas con válvulas cerradas normalmente, líneas con
un final con brida ciega, tubería de desviación de válvula de control estancado,
tubería de bomba de repuesto, las bridas de nivel, tuberías de cabezal de salida y
admisión de válvulas de relieve, líneas de desviación de guarnición de bomba,
respiraderos de punto alto, puntos de muestra, drenajes, grifos de purga y conexiones
instrumentadas.
2.2.8 Inspector de tuberías autorizado
Es un empleado de una agencia de inspección autorizada quien está calificado
para ejecutar las funciones especificadas en el API 570. Un examinador de pruebas
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no destructiva (NDE) no es requerido para ser un inspector de tuberías autorizado.
Cada vez que el término inspector sea usado en el API 570, se refiere a un inspector
de tuberías autorizado.
2.2.9 Examinador
Es una persona quien asiste al inspector ejecutando examinación no
destructiva específica (NDE) en los componentes de sistema de tuberías, pero no
evalúa los resultados de esas examinaciones de acuerdo con API 570, a menos que
sea específicamente entrenado y autorizado para hacerlo por el propietario o usuario.
El examinador no necesita ser calificado de acuerdo con el API 570 o ser un
empleado del propietario o usuario, pero será entrenado y calificado en los
procedimientos aplicables en los cuales el examinador esté inmerso. En algunos
casos, el examinador podría ser requerido para mantener otras certificaciones
necesarias para satisfacer los requerimientos del usuario o propietario.
2.2.10 Puntos de inyección
Son localizaciones donde cantidades de materiales relativamente pequeñas
son inyectadas en corrientes de proceso como química de control u otras variables
procesos. Los puntos de inyección no incluyen las localizaciones donde dos
corrientes de proceso se unen (T de mezcla), ejemplos de puntos de inyección
incluyen cloro en reformadores, inyección de agua en sistemas superiores, inyección
de polisulfuro en gas húmedo de ruptura catalítica, inyecciones anticelulares,
inhibidores y neutralizantes [1].
2.2.11 Definición de corrosión
Se define como el ataque químico o electroquímico que sufren los materiales
(habitualmente los metales y aleaciones) al reaccionar con el medio ambiente.
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También puede definirse como el cambio en las propiedades físicas de los materiales,
por reacciones químicas o electroquímicas.
2.2.11.1 Tipos de corrosión más comunes
La corrosión es a menudo asociada con óxido y pérdida de brillo, sin
embargo, el daño por corrosión puede ocurrir en otras formas, por ejemplo, el
agrietamiento de metales, la pérdida de ductilidad o resistencia tensil, etc. De acuerdo
con la apariencia externa y alteración de propiedades físicas: los tipos de corrosión
que ocurren más comúnmente son:
Corrosión uniforme.
Corrosión galvánica.
Corrosión por picadura (Pitting).
Corrosión por fisuras.
Corrosión erosión.
Corrosión intergranular.
Corrosión bajo tensión.
Corrosión por fatiga.
Corrosión por rozamiento.
Corrosión debida a ataque por hidrógeno.
Corrosión por pérdida selectiva.
2.2.11.2 Métodos de protección contra la corrosión
Muchos métodos se emplean industrialmente para controlar o minimizar la
corrosión, a continuación se mencionan los más importantes.
Diseño adecuado.
Tratamientos térmicos especiales.
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Revestimientos superficiales.
Protección catódica.
Empleo de inhibidores.
2.3 CONCEPTOS BÁSICOS
Defecto: es una imperfección de un tipo o magnitud que excede los criterios
aceptables.
En servicio: se refiere a los sistemas de tuberías que han sido puestos en operación.
Interfase suelo-aire: es el área en el cual la corrosión externa puede ocurrir en
tubería enterrada parcialmente. La zona de la corrosión dependerá de factores, tales
como la humedad, el oxígeno contenido en el suelo, la temperatura de operación,
entre otros.
Material aleado: cualquier material metálico (incluyendo materiales de relleno de
soldadura) que contienen aleación de elementos, como el cromo, el níquel o
molibdeno, que son añadidos intencionalmente para reforzar las propiedades
mecánicas o físicas y la resistencia a la corrosión.
Propietario-usuario: un propietario o usuario de sistemas de tubería es quien ejercita
el control sobre la operación, ingeniería, inspección, reparación, alteración,
evaluación y revaloración de los sistemas de tuberías.
Renovación: es una actividad que descarta un componente existente y lo reemplaza
con materiales nuevos o existentes de la misma o mejor calidad que el componente
original.
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Tee mezcladora: es un componente de sistema de tuberías que combina dos
corrientes de proceso de temperatura y/o composición diferente.
Tubería de proceso secundario: tubería de diámetro pequeño (menor o igual a 2
pulgadas de diámetro) es normalmente cerrado mediante válvulas.
Tubo: se refiere a un cilindro sometido a presión usado para transportar un fluido.
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CAPÍTULO III
MARCO METODOLÓGICO
3.1 TIPO DE INVESTIGACIÓN
El tipo de investigación es Descriptiva; como lo señala Arias F. (2006)…
“consiste en la caracterización de un hecho, fenómeno o grupo con el fin de
establecer su estructura o comportamiento”…(P.24) según el nivel de conocimiento
que ésta abarcará, ya que comprende la descripción, registro e interpretación del
problema actual. Además requiere de técnicas específicas así como de criterios y
formatos de recolección de información, entrevistas directas con el personal,
documentos y actualización de procedimientos.
3.2 DISEÑO DE LA INVESTIGACIÓN
Debido a las características de este trabajo el diseño de la investigación es
Documental; como lo señala Arias F. (2006)… “es un proceso basado en la búsqueda,
recuperación, análisis, critica e interpretación de datos secundarios, es decir los
obtenidos y registrados por otros investigadores en fuentes documentales”…(P.27)
porque la investigación está sujeta a la consulta de documentos bibliográficos,
manuales de información, códigos estandarizados, libros técnicos y diseño de una
herramienta de trabajo para facilitar la aplicación del código y ahorro de tiempo
durante la ejecución de las distintas actividades realizadas para la evaluación de la
integridad mecánica de los sistemas de tuberías en estudio.
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3.3 POBLACIÓN Y MUESTRA
La población estará integrada por un sistema de tuberías, el cual está formado
por: un cabezal de succión de gas 30 pulgadas, línea de succión de gas en la I etapa
de 16 pulgadas, línea de descarga de gas en la I etapa de 12 pulgadas, línea de
succión de la II etapa de 12 pulgadas, línea de descarga II etapa 8 pulgadas, líneas
de drenaje inter etapa de 10, pulgadas 6 y pulgadas 4 pulgadas, líneas de venteo de
alta de 16 pulgadas y 10 pulgadas, línea de venteo de media 12 pulgadas líneas de
descarga final de 8 pulgadas y 19 pulgadas y una línea de condensado de 3 y 2
pulgadas; y dichas líneas están asociadas a equipos en la mini planta como
depuradores, enfriadores, compresores, etc.
En esta investigación la muestra será igual a la población, ya que se estudiara el toda
la planta.
3.4 PROCEDIMIENTO METODOLÓGICO
Primera etapa: Definición de las pautas para la determinación de frecuencias de
inspección en los sistemas de tuberías de la miniplanta compresora 5.
Para desarrollar esta etapa se buscará información que permitirá definir los
parámetros más importantes que se deben tomar en cuenta para establecer una
frecuencia de inspección en los sistemas de tuberías, basado en los criterios del
código en estudio. Por otro lado, se obtendrá información de los códigos ASME B31-
G y API-579 ya que el código en estudio así lo establece.
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Segunda etapa: Identificación de los puntos en los sistemas de tuberías que
presentan mayor condición de riesgo a falla.
En esta parte de la investigación se obtendrá información de las inspecciones
que se le han realizado a la miniplanta, con el fin de conocer el estado de las líneas,
los espesores mínimos de las tuberías medidos en los últimos años, velocidades de
corrosión etc. De igual manera, se le realizará una encuesta al personal que labora en
la planta con el propósito de analizar la información obtenida y poder identificar los
puntos donde pueden ocurrir fallas.
Tercera etapa: Desarrollo de un programa en Excel que facilite la aplicación de
los criterios del código.
En esta etapa se reunirá información de forma ordenada y específica basada en
los criterios de los códigos API 570, API 579, API 574, ASME B31-3, ASME B16-
34 de cómo se deben realizar las acciones de mantenimiento a los sistemas de
tuberías, los parámetros que se deben tomar en cuenta a la hora de establecer
frecuencias de inspección, herramientas que corresponde utilizar de acuerdo al tipo de
mantenimiento e inspección. Y partiendo de esto se desarrollará un programa en
Excel que permita ubicar de forma fácil y rápida la información deseada. Para la
elaboración de esta herramienta se buscará ayuda especializada en la empresa que
permita desarrollar el programa de una manera amigable y fácil de utilizar para el
personal.
Cuarta etapa: Establecimiento de una frecuencia de inspección en los sistemas
de tuberías basado en el código API 570.
Para lograr este objetivo se visitará la planta con el fin de obtener información
sobre los mecanismos de degradación, velocidades de corrosión, método
anticorrosivo utilizado para retardar el proceso de corrosión, material de diseño,
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presión y temperatura de operación de las tuberías. Se evaluará la integridad
mecánica de las tuberías y dependiendo del estado y de los mecanismos de
degradación que estén presentes en ellas se generará una frecuencia de inspección que
permita operar de forma segura la planta.
Quinta etapa: Propuesta de una metodología para la medición de velocidades de
corrosión y vida útil remanente de los sistemas de tuberías.
Para cumplir con esta etapa se investigará sobre los métodos que existen en la
actualidad para medir velocidades de corrosión y vida útil remanente, y basado en el
código se propondrá una metodología para medir velocidad de corrosión y vida útil
de las tuberías. Por otro lado, se tomará una velocidad de corrosión medida por uno
de los métodos existentes en un tramo de tubería y se comparará con la velocidad
calculada por el método propuesto, con el fin de evaluar si existe algún margen de
error considerable en relación al método propuesto.
3.5 INSTRUMENTOS Y TÉCNICAS
Instrumentos
Excel: esta aplicación permitirá desarrollar el software que va a contener información
de forma ordenada y específica sobre el código, para facilitar su aplicación y ahorro
de tiempo durante la ejecución de las distintas actividades realizadas para la
evaluación de la integridad mecánica de los sistemas de tuberías en estudio.
Paginas Web: consiste en la revisión de páginas a través de Internet, para buscar
información tanto teórica como técnica que será utilizada en el trabajo.
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Técnicas
Entrevistas no estructuradas: para desarrollar esta investigación se utilizarán
entrevistas no estructuradas. Esta técnica permitirá conocer y estudiar la información
acerca de las necesidades de la investigación y la manera de satisfacerlas, obteniendo
la información en forma verbal a través de preguntas a personas capaces de aportarle
datos de interés al estudio.
Revisión bibliográfica: se utilizará constantemente la revisión bibliográfica en el
desarrollo de la investigación, realizando un estudio de la información obtenida de
manuales, procedimientos y bibliografías que permitirán conocer datos relevantes
sobre el tema de investigación.
3.6 RECURSOS
Recursos humanos: entre el recurso humano disponible para la ejecución del
Trabajo de Grado se contará con el apoyo de ingenieros tanto de la Gerencia de
Mantenimiento, la Gerencia de Ingeniería y técnicos especializados en corrosión con
los cuales cuenta PDVSA- E&P (Exploración y Producción) Distrito Norte; además
de contar paralelamente con las asesorías de profesores pertenecientes a la
Universidad de Oriente, Núcleo de Monagas.
Recursos materiales: la empresa PDVSA Exploración y Producción proporcionará
como apoyo al desarrollo del trabajo todos los materiales y equipos necesarios para la
ejecución de éste.
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Recursos financieros: la empresa PDVSA E&P Distrito Furrial, estará a cargo del
financiamiento económico de los gastos que se realicen para llevar a cabo el
desarrollo de este proyecto.
3.7 CRONOGRAMA DE ACTIVIDADES
MESES
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27
Definición de las pautas para la detrminación de frecuencias de inspeción de los sistemas de tuberias de la miniplanta compresora 5.Identificación de los puntos en los sistemas de tuberías que presentan mayor condición de riesgo a falla.
Desarrollo de un programa en excel que facilite la aplicación de los criterios del codigo.
Establecimiento de una frecuencia de inspección en los sistemas de tuberías basado en el código API 570.
Propuesta una metodología que permita la determinación de velocidades de corrosión y vida útil remanente de los sistemas de tuberias pertenecientes a la miniplanta compresora 5.
ACTIVIDADESFEBRERO MARZO AGOSTOABRIL MAYO JUNIO JULIO
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REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS
1) API - 570. (2006) “Inspección, reparación, alteración y revaloración de
sistemas de tuberías en servicio”. Washington, D.C.
2) ARIAS, F. (2004). El proyecto de investigación (Cuarta Edición). Caracas:
Epísteme C.A.
3) Manual PDVSA Nº PI-05-07-05. (1997) “Inspección instrumentada de
gasoductos, oleoductos y poliductos principales” (volumen 5).
4) RODRÍGUEZ, P. (2004). Análisis comparativo entre estándares utilizados en la
evaluación de la integridad mecánica de gasoductos y oleoductos en servicio. Tesis de
grado, Universidad de Oriente, Anzoátegui.
5) SYDNEY, A. (1988). Introducción a la metalurgia física (segunda edición).
New York: McGraw-Hill/Interamericana de México S.A.
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