I
UNIVERSIDAD TECNOLÓGICA EQUINOCCIAL
FACULTAD DE CIENCIAS DE LA INGENIERÍA
CARRERA DE TECNOLOGÍA DE PETRÓLEOS
DESCRIPCIÓN DEL PROCESO PARA EL TENDIDO DE LA TUBERÍA,
PARA LA LÍNEA DE FLUJO ENTRE LAS PLATAFORMAS YAMANUNKA
2 Y LIMONCOCHA 4, EN EL BLOQUE 15.
Tesis previa a la obtención del Título de:
TECNÓLOGO DE PETRÓLEOS
Autor:
LUIS CARLOS VÁSQUEZ CABEZAS
DIRECTOR: ING. FAUSTO RAMOS AGUIRRE M.Sc MGH
Quito DM, 2015
II
© Universidad Tecnológica Equinoccial. 2015
Reservados todos los derechos de reproducción
III
DECLARACIÓN
Yo LUIS CARLOS VÁSQUEZ CABEZAS, 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.
_________________________
Luis Carlos Vásquez Cabezas
CI. 172016132-0
IV
CERTIFICACIÓN
Certifico que el presente trabajo que lleva por título “DESCRIPCIÓN DEL
PROCESO PARA EL TENDIDO DE LA TUBERÍA, PARA LA LÍNEA DE
FLUJO ENTRE LAS PLATAFORMAS YAMANUNKA 2 Y LIMONCOCHA 4,
EN EL BLOQUE 15.”, que, para aspirar al título de Tecnólogo en Petróleos
fue desarrollado por Luis Carlos Vásquez Cabezas, 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. FAUSTO RAMOS M.Sc MGH
DIRECTOR DEL TRABAJO
C.I. 170513410
V
DEDICATORIA
Con todo mi cariño y mi amor para las personas que hicieron todo en la vida
para que yo pudiera lograr mis sueños, por motivarme y darme la mano
cuando sentía que el camino se terminaba, a ustedes por siempre mi corazón
y mi agradecimiento.
Papá y mamá
VI
AGRADECIMIENTO
Primeramente a Dios, ser maravilloso que me dio fuerza y fe para
terminar este proyecto y así hacer realidad este sueño tan anhelado.
A la UNIVERSIDAD TÉCNOLÓGICA EQUINOCCIAL por darme la
oportunidad de estudiar y ser un profesional.
Quiero agradecer de manera especial al Ing. Fausto Ramos director de
este proyecto, quién supo guiarme hasta el final del mismo con toda su
experiencia laboral y tiempo.
A mi familia, fuente de apoyo constante e incondicional en toda mi vida,
y más aún en mis duros años de carrera profesional.
A todos Gracias.
LUIS CARLOS VÁSQUEZ CABEZAS
VII
ÍNDICE GENERAL
CARÁTULA………………………………………………..….……….........II
DECLARACIÓN………………………………………...…………….……IV
CERTIFICACIÓN DEL DIRECTOR……………….……………….……..V
DEDICATORIA……………………………………..……………….…......VI
AGRADECIMIENTO……………………………..…………………….....VII
ÍNDICE GENERAL………………………………..……………….……..VIII
ÍNDICE DE CONTENIDO………………………………….…….………..IX
ÍNDICE DE FIGURAS…………………………………….…….…....…..XIII
ÍNDICE DE ECUACIONES………………………………………....……XV
ÍNDICE DE TABLAS…………………………………………….….…....XVI
RESUMEN………………………………………………………….........XVII
SUMMARY……………………………………..………………………..XVIII
VIII
ÍNDICE DE CONTENIDO
CAPITULO I .................................................................................................... 1
1. INTRODUCCIÓN. ...................................................................................... 2
1.1 DESCRIPCIÓN DEL PROBLEMA. ......................................................... 4
1.2 JUSTIFICACIÓN DEL PROBLEMA. ....................................................... 4
1.3 OBJETIVO GENERAL. ............................................................................. 5
1.4 OBJETIVOS ESPECÍFICOS. ................................................................... 5
1.5 METODOLOGÍA. ...................................................................................... 6
1.5.1 MÉTODOS DE INVESTIGACIÓN. ....................................................... 6
1.5.2 TÉCNICAS DE INVESTIGACIÓN. ........................................................ 7
CAPÍTULO II ................................................................................................... 8
2. MARCO CONCEPTUAL. ........................................................................... 9
2.1 DISEÑO DE OLEODUCTOS. ................................................................... 9
2.1.1 CARACTERÍSTICAS DE LA TUBERÍA. ............................................ 10
2.1.2 PROPIEDADES FÍSICAS DEL FLUIDO............................................ 16
2.1.3 CLASIFICACIÓN DE LOS FLUIDOS ................................................ 22
2.1.4 TIPOS DE FLUJO .............................................................................. 22
2.1.5 RELACION ENTRE LA TUBERIA Y EL FLUIDO ................................ 23
2.1.6 DETERMINACIÓN DE LA CAÍDA DE PRESIÓN EN OLEODUCTOS. 26
2.1.7 ECUACION DE ENERGIA DE ESTADO ESTABLE. ........................... 33
2.1.8 POTENCIA AL FRENO (BHP). ........................................................... 34
2.2 CONSTRUCCIÓN DE OLEODUCTOS. ................................................. 35
2.2.1
LIMPIEZA, REMOCION DE SUELO Y NIVELACIÓN DEL DERECHO
DE PASO. .................................................................................................... 36
2.2.2 APERTURA DE ZANJAS. ................................................................. 37
2.2.3 TENDIDO DE TUBERÍA.................................................................... 39
2.2.4 DOBLAMIENTO DE TUBOS. ............................................................ 40
IX
2.2.4.1 DOBLADO EN FRÍO ............................................................................ 41
2.2.5 SOLDADURA. .................................................................................. 42
2.2.6 REVESTIMIENTO............................................................................. 46
2.2.7 DESCENSO. ..................................................................................... 49
2.2.8 RELLENO. ........................................................................................ 50
2.2.9 PRUEBA HIDROSTÁTICA................................................................ 51
2.2.10 EMPALMES. ................................................................................... 64
2.2.11 COMISIONAR. ................................................................................ 65
2.2.12 LIMPIEZA. ...................................................................................... 65
2.2.13 REPARACIÓN DE DAÑOS. ............................................................ 66
CAPITULO III ................................................................................................ 68
3. MARCO CONTEXTUAL.......................................................................... 69
3.1
UBICACIÓN,
EXTENSIÓN
Y
LÍMITES
DE
LA
PARROQUIA
LIMONCOCHA.............................................................................................. 69
3.2 CARACTERIZACIÓN DE LA PARROQUIA LIMONCOCHA. .................. 70
3.3 CAMPO LIMONCOCHA (BLOQUE 15). ................................................. 72
3.4 PROCEDIMIENTOS UTILIZADOS PARA LA CONSTRUCCIÓN DE LA
LÍNEA DE FLUJO ENTRE LAS PLATAFORMAS YAMANUNKA 2 Y
LIMONCOCHA 4. .......................................................................................... 73
CAPÍTULO IV................................................................................................ 75
4. DESARROLLO DE CÁLCULOS PARA EL DISEÑO DE LA LÍNEA DE
FLUJO ENTRE LAS PLATAFORMAS YAMANUNKA 2 Y LIMONCOCHA
4. ................................................................................................................... 76
4.1 CÁLCULOS PARA EL DISEÑO. ............................................................. 76
4.2 PROCEDIMIENTO DE CÁLCULO. ......................................................... 76
4.2.1 BASE DE DATOS PARA REALIZAR EL DISEÑO DE LA LÍNEA. ....... 77
4.3 DESARROLLO DE CÁLCULOS. ............................................................ 79
X
4.3.1 CÁLCULO DEL NÚMERO DE REYNOLDS. ....................................... 79
4.3.2 CÁLCULO DEL FACTOR DE FRICCIÓN. .......................................... 87
4.3.3 CÁLCULO DE LA PÉRDIDA DE CABEZA CAUSADA POR FRICCIÓN.
..................................................................................................................... 88
4.3.4 CÁLCULO PARA DETERMINAR LA ENERGÍA ADICIONADA A LAS
BOMBAS (HP). ............................................................................................ 89
4.3.5 CÁLCULO PARA DETERMINAR LA POTENCIA AL FRENO (BHP). . 91
CAPÍTULO V................................................................................................. 93
5.
CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES. ........................................ 94
5.1 CONCLUSIONES. ................................................................................ 94
5.2 RECOMENDACIONES......................................................................... 96
GLOSARIO. .................................................................................................. 97
BIBLIOGRAFÍA ........................................................................................... 101
PÁGINAS WEB ........................................................................................... 102
ANEXOS ..................................................................................................... 103
XI
ÍNDICE DE GRÁFICOS.
GRÁFICO 1. CONSTRUCCIÓN DE OLEODUCTOS. ....................................................3
GRÁFICO 2. PROPIEDADES QUE AFECTAN EL DISEÑO DE OLEODUCTOS. ..................9
GRÁFICO 3. CARACTERÍSTICAS DE LA TUBERÍA. .................................................. 10
GRÁFICO 4. INCREMENTO DE LA PÉRDIDA DE PRESIÓN CUANDO EL DIÁMETRO DE LA
TUBERÍA DISMINUYE. ................................................................................. 11
GRÁFICO 5. INCREMENTO
DE LA PÉRDIDA DE PRESIÓN CUANDO AUMENTA LA
LONGITUD DE LA TUBERÍA. ......................................................................... 12
GRÁFICO 6. PÉRDIDA DE PRESIÓN. ................................................................... 13
GRÁFICO 7. DIAGRAMA DE MOODY. .................................................................. 14
GRÁFICO 8. RUGOSIDAD RELATIVA. .................................................................. 15
GRÁFICO 9. PRESIÓN DE VAPOR. ...................................................................... 18
GRÁFICO 10. PUNTO DE FLUIDEZ. ..................................................................... 19
GRÁFICO 11. GLP REDUCE SU VOLUMEN MIENTRAS LA PRESIÓN SE INCREMENTA. 20
GRÁFICO 12. MIENTRAS LA TEMPERATURA AUMENTA, LA VISCOSIDAD DISMINUYE. . 21
GRÁFICO 13. FLUJO LAMINAR........................................................................... 23
GRÁFICO 14. FLUJO TURBULENTO. ................................................................... 23
GRÁFICO 15. EL NÚMERO DE REYNOLDS VARÍA CON EL DIÁMETRO, LA VELOCIDAD Y
LA VISCOSIDAD. ........................................................................................ 25
GRÁFICO 16. PASOS
PARA
DETERMINAR
LAS
PÉRDIDAS
DE
CABEZA
POR
FRICCIÓN. ................................................................................................ 26
GRÁFICO 17. RE
ES UTILIZADO PARA ENCONTRAR EL FACTOR DE FRICCIÓN PARA
FLUJO LAMINAR. ....................................................................................... 28
GRÁFICO 18. DETERMINACIÓN DEL FACTOR DE FRICCIÓN PARA FLUJO TURBULENTO,
POR EL DIAGRAMA DE MOODY. ................................................................... 29
GRÁFICO 19. VARIABLES DE LA ECUACIÓN DE DARCY. ........................................ 30
XII
GRÁFICO 20. CONDICIONES NECESARIAS PARA USAR LA ECUACIÓN DE DARCY. .... 31
GRÁFICO 21. PÉRDIDAS DE CABEZA DEBIDO A LA FRICCIÓN. ................................ 32
GRÁFICO 22. REMOCIÓN DE SUELO O CAPA VEGETAL. ........................................ 37
GRÁFICO 23. OPERACIÓN DE APERTURA DE ZANJA. ............................................ 38
GRÁFICO 24. TENDIDO DE TUBERÍA. .................................................................. 39
GRÁFICO 25. GRÚA PLUMA. ............................................................................. 40
GRÁFICO 26. MÁQUINA PARA DOBLAR TUBOS..................................................... 41
GRÁFICO 27. DOBLADORA DE TUBOS EN FRÍO. ................................................... 42
GRÁFICO 28. CUADRILLA DE LIMPIEZA. .............................................................. 43
GRÁFICO 29. SOLDANDO LA RAÍZ DEL TUBO. ...................................................... 44
GRÁFICO 30. TÉCNICO
RADIÓLOGO NIVEL
I,
HACIENDO TRABAJOS DE INSPECCIÓN
RADIOGRÁFICA EN SOLDADURA DE OLEODUCTO. .......................................... 46
GRÁFICO 31. REVESTIMIENTO EN FÁBRICA O TALLER. ......................................... 47
GRÁFICO 32. APLICACIÓN DE REVESTIMIENTO EN CAMPO. ................................... 48
GRÁFICO 33. DESCENSO DE TUBERÍA. ............................................................... 50
GRÁFICO 34. PRUEBA HIDROSTÁTICA. ............................................................... 51
GRÁFICO 35. EMPALME. .................................................................................. 65
GRÁFICO 36. LIMPIEZA Y RESTAURACIÓN DEL DERECHO DE PASO. ....................... 66
GRÁFICO 37. MAPA DE LIMONCOCHA CON RESPECTO AL ECUADOR. .................... 70
GRÁFICO 38. MAPA DEL CAMPO LIMONCOCHA. .................................................. 73
XIII
ÍNDICE DE ECUACIONES.
ECUACIÓN 1. RUGOSIDAD RELATIVA .................................................................. 15
ECUACIÓN 2. VISCOSIDAD CINEMÁTICA .............................................................. 16
ECUACIÓN 3. GRAVEDAD ESPECÍFICA ............................................................... 17
ECUACIÓN 4. GRAVEDAD API. .......................................................................... 18
ECUACIÓN 5. NÚMERO DE REYNOLDS. .............................................................. 24
ECUACIÓN 6. ECUACIÓN ALTERNATIVA PARA EL NÚMERO DE REYNOLDS. .............. 25
ECUACIÓN 7. ECUACIÓN
PARA DETERMINAR EL FACTOR DE FRICCIÓN PARA FLUJOS
LAMINARES. ............................................................................................. 27
ECUACIÓN 8. ECUACIONES PARA DETERMINAR EL FACTOR DE FRICCIÓN PARA FLUJOS
TURBULENTOS.......................................................................................... 28
ECUACIÓN 9. ECUACIÓN DE DARCY. ................................................................. 31
ECUACIÓN 10. FORMAS ALTERNATIVAS DE LA ECUACIÓN DE DARCY. .................... 32
ECUACIÓN 11. ECUACIONES
ALTERNATIVAS PARA DETERMINAR PÉRDIDAS DE
PRESIÓN. ................................................................................................. 32
ECUACIÓN 12. ECUACIÓN DE ENERGÍA DE ESTADO ESTABLE................................ 33
ECUACIÓN 13. POTENCIA AL FRENO. ................................................................. 34
ECUACIÓN 14. LIMITACIONES
PARA
LA
PRESIÓN HIDROSTÁTICA
MÍNIMA
DE
PRUEBA. .................................................................................................. 55
ECUACIÓN 15. CAUDAL .................................................................................... 79
ECUACIÓN 16. ÁREA DEL CILINDRO. .................................................................. 80
ECUACIÓN 17. DENSIDAD DEL FLUIDO LÍQUIDO TOTAL ......................................... 81
ECUACIÓN 18. CORRECCIÓN DE LA DENSIDAD DEL FLUIDO POR TEMPERATURA. .... 82
ECUACIÓN 19. GRAVEDAD ESPECÍFICA DEL AGUA CON SAL.................................. 82
ECUACIÓN 20. VISCOSIDAD CINEMÁTICA DEL AGUA............................................. 84
ECUACIÓN 21. ÍNDICE DE VISCOSIDAD. .............................................................. 85
XIV
ECUACIÓN 22. ÍNDICE DE VISCOSIDAD FLUIDO TOTAL LÍQUIDO. ............................. 85
ECUACIÓN 23. VISCOSIDAD CINEMÁTICA FLUIDO TOTAL LÍQUIDO. ......................... 86
ECUACIÓN 24. GRAVEDAD ESPECÍFICA FLUIDO TOTAL LÍQUIDO. ........................... 89
XV
ÍNDICE DE TABLAS
TABLA 1. CLASE DE OLEODUCTOS. .................................................................... 2
TABLA 2. TIPOS DE FLUJO SEGÚN EL NÚMERO DE REYNOLDS ............................. 27
TABLA 3. CARACTERÍSTICAS DE LA TUBERÍA. ..................................................... 77
TABLA 4. CARACTERÍSTICAS
DEL FLUIDO DE LOS POZOS DE LA PLATAFORMA
YAMANUNKA 2. ....................................................................................... 78
XVI
RESUMEN
El presente trabajo pone en consideración la descripción del proceso de
tendido de tubería para la línea de flujo entre las plataformas Yamanunka 2 y
Limoncocha 4, pertenecientes al campo Limoncocha; operado por la empresa
Petroamazonas EP y un procedimiento de cálculo para el diseño adecuado de
esta línea de flujo. La condición aceptada es que el fluido se considere
incompresible y que fluye a temperatura constante.
En el capítulo I, empezaremos con la introducción del tema, la descripción del
problema, el objetivo general, los objetivos específicos, así como la
metodología y técnicas con las que se desarrollará esta investigación.
El capítulo II se refiere al marco conceptual, en este se toma en cuenta que
para diseñar apropiadamente un oleoducto, se debe entender las siguientes
condiciones, que afectan el fluido en el oleoducto:
• Las características de la tubería: específicamente el diámetro interno (D), la
longitud (L), y la rugosidad relativa de la superficie de la pared interna.
• Las propiedades físicas del líquido: viscosidad (ν), densidad (ρ), presión de
vapor, punto de fluidez, compresibilidad y temperatura y
• La relación entre la tubería y la tasa del flujo del fluido: llamado el número de
Reynolds (Re).
Posteriormente se detallan los principales cálculos hidráulicos para el diseño
de líneas de flujo, y además se describe el proceso de construcción de
oleoductos paso a paso.
En el capítulo III se desarrolló el marco contextual, el cual describe al campo
Limoncocha dando a conocer su ubicación, extensión y límites, así como sus
principales actividades económicas.
XVII
En el capítulo IV se desarrollan los cálculos hidráulicos para el diseño de la
línea de flujo entre las plataformas Yamanunka 2 y Limoncocha 4, se calculan
en su orden el Número de Reynolds, velocidad de flujo, factor de fricción,
caída de presión por unidad de longitud, y la potencia requerida por la bomba.
Es necesario señalar que caudal es un valor conocido, así como las alturas
de la salida y llegada de la tubería, el diámetro de la tubería es constante, y
se considera un solo valor de rugosidad.
Finalmente en el capítulo V se realiza el análisis y discusión de los resultados
obtenidos de los cálculos por pérdidas por fricción, de la energía adicionada
a las bombas (hp) y de la potencia requerida por las mismas (BHP).
XVIII
ABSTRACT
The present work brings into consideration the description of the process of
laying out line to the line of flow between Yamanunka 2 and 4 Limoncocha
platforms, belonging to the field Limoncocha; operated by Petroamazonas
company and a procedure for calculating the appropriate design of this line of
flow. The condition have been accepted that the fluid is considered
incompressible, flowing at a constant temperature.
In chapter I, we will begin with the introduction of the topic, a description of the
problem, the overall goal, specific objectives, as well as the methodology and
techniques to develop this research.
Chapter II, deals with the conceptual framework, it took into account that in
order to appropriately design a pipeline, we must understand the following
conditions, which affect the fluid in the pipeline:

The line characteristics: specifically the internal diameter (D), the length
(L), and the relative roughness of the surface of the inner wall.

The fluid physical properties: viscosity (ν), density (ρ), vapor pressure,
pour point, compressibility, and temperature.

The relationship between the pipe and the flow rate of the fluid: called
the Reynolds number (Re).
Then details the main hydraulic calculations for flow-lines design, and also
describes the pipelines construction process, step by step.
In chapter III developed the contextual framework, which describes the
Limoncocha field by publicizing its location, extension and limits, as well as
their main economic activities.
XIX
In chapter IV has been developed the hydraulic calculations, to flow line design
between Yamanunka 2 and Limoncocha 4 platforms, it has been calculated in
this order: Reynolds number, flow velocity, friction factor, pressure drop per
unit length, and the pump power required.
Is necessary to point out that flow is a known value, as well as the pipe
departure and arrival heights, the pipe diameter is constant, and is considered
a roughness single value.
Finally in chapter V is carried out the results analysis and discussion, obtained
from the calculations by friction losses, the pumps added energy (hp) and the
power required by the same (BHP).
XX
CAPITULO I
1
1. INTRODUCCIÓN.
Desde hace tres décadas la industria del petróleo y gas es el eje
fundamental de la economía mundial, existen varios parámetros para que
esta industria tenga su desarrollo actual entre ellos está inmerso el trasporte
de petróleo.
Los oleoductos son el principal medio de transporte de petróleo, debido a su
regularidad, simplicidad y seguridad, está formado por varios tubos de acero
unidos. Tienen distintas capacidades de transporte, generalmente tienen un
diámetro que varía entre los 150 mm y 915 mm.
Los oleoductos pueden ser tanto de superficie (sobre caballetes), como
subterráneos.
Los oleoductos según la sustancia que transportan se clasifican en:
Tabla 1. Clase de Oleoductos.
SUSTANCIA
Gas.
Crudo reducido.
Gasolina.
Propano.
FORMA DE TRANSPORTE
Gasoducto.
Oleoducto.
Poliducto.
Propaducto.
Fuente: http://produccionuncuyo.files.wordpress.com/2011/09/tema-4transporte-de-fluidos.
Las líneas de conducción de petróleo se pueden clasificar en:

Líneas de pozos.

Líneas colectoras.

Oleoductos secundarios.

Oleoductos primarios.
2
Construcción de Oleoductos.
Se utilizan tuberías desde 4 ½ a 80 pulgadas de diámetro.
Los aceros están comprendidos en unas amplias gamas (estándar o
especiales), según la necesidad.
Los procesos de construcción de oleoductos son los siguientes:

Soldadura por resistencia eléctrica (ERW).

Soldadura longitudinal por arco sumergido (LSAW).

Soldadura helicoidal por arco sumergido (HSAW).

Caños sin costura.
Gráfico 1. Construcción de oleoductos.
Fuente: http://produccionuncuyo.files.wordpress.com
Diseño de Oleoductos.
El diseño de oleoductos en instalaciones de producción incluye la selección
del diámetro y del espesor de la pared de la tubería capaz de soportar la
presión necesaria para vencer las pérdidas de carga entre los puntos de
partida y llegada, como así también el tipo de material adecuado para en tipo
de fluido que transporta.
3
El objeto de esta tesis es desarrollar los principales cálculos hidráulicos para
el diseño del oleoducto entre las plataformas Yamanunka 2 y Limoncocha 4,
y describir el proceso de construcción del mismo.
1.1 DESCRIPCIÓN DEL PROBLEMA.
En la plataforma Yamanunca-2 del campo Limoncocha, se encuentran 7
pozos productores operativos al momento, debido a su producción, a los
estudios de reservas realizados por parte de ingeniería y a las facilidades en
superficie, se ha optado por construir un oleoducto para transportar el fluido
de estos pozos hacia la línea de flujo de plataforma Limoncocha 4 y de esta
manera pueda llegar hasta la estación de proceso.
Tanto económicamente como operativamente es de gran importancia el
diseño de un oleoducto, por tal motivo en esta tesis se propondrá un diseño
adecuado para esta línea de flujo, en base a cálculos hidráulicos y datos
técnicos, de igual manera se detallará el proceso de tendido de la línea de
flujo, y las pruebas y ensayos necesarios para el comisionamiento del mismo.
1.2 JUSTIFICACIÓN DEL PROBLEMA.
Cuando se determinan los métodos de transportación adecuada de un
producto, se deben considerar factores económicos, ambientales y de
seguridad. Los oleoductos son generalmente los medios más seguros y
económicos para transportar gas y petróleo. Como medio de comparación,
por cada dólar que cuesta despachar petróleo por otros métodos como trenes,
camiones y tanqueros, cuesta solamente 10 centavos de dólar transportarlo
por oleoducto.
Adicionalmente, las tuberías tienen en records de seguridad los índices más
bajos de fatalidad entre los sistemas de transportación. La planificación
4
cuidadosa de la construcción de un oleoducto puede evitar o minimizar los
asuntos ambientales. Así también hay que tomar muy en cuenta la fase de
soldadura durante la construcción del oleoducto, ya que esta es
extremadamente importante.
Si el diseño del oleoducto no es el correcto o si los tubos no son soldados
apropiadamente, no soportarán la presión requerida para transportar los
productos y podrían romperse durante las operaciones normales del
oleoducto. Una simple soldadura incorrecta y no detectada puede costar
millones de dólares en pérdidas de producto, disminución del despacho,
limpieza, reparaciones y litigaciones.
1.3 OBJETIVO GENERAL.
1.
Describir el proceso de tendido de la tubería para la línea de flujo entre las
plataformas Yamanunka 2 y Limoncocha 4, pertenecientes al campo
Limoncocha, y proponer un diseño adecuado para la construcción de esta
línea de flujo.
2.
1.4 OBJETIVOS ESPECÍFICOS.

Desarrollar los cálculos hidráulicos para determinar el número de
Reynolds, factor de fricción, y la pérdida de energía en base a la
ecuación de Darcy.

Realizar el cálculo de potencia requerida por la bomba para desplazar
el fluido desde la plataforma Yamanunka 2 hasta la plataforma
Limoncocha 4.

Detallar los principales pasos para la construcción de una línea de flujo.

Describir las pruebas necesarias para el comisionamiento de la línea
de flujo entre las plataformas Yamanunka 2 y Limoncocha 4.
5
1.5 METODOLOGÍA.
Este estudio posee un diseño teórico - práctico.
1.5.1 MÉTODOS DE INVESTIGACIÓN.
Para este estudio se utilizarán los siguientes métodos de investigación:
1.5.1.1
Método de análisis.- Este método será utilizado en la revisión de
cierta
información
existente
en
la
compañía
operadora
Petroamazonas EP., y en sus bases de operación en la región
oriental.
1.5.1.2
Método de síntesis.- Se utilizará este método principalmente en la
estructuración el informe final.
1.5.1.3
Método Inductivo.- Se partirá de casos particulares para llegar a
conocimientos generales; se sacará conclusiones sobre el efecto de
los diferentes factores que intervienen en la construcción de la línea
de flujo.
1.5.1.4
Método Deductivo.- Se partirá de los conocimientos generales,
así de los conocimientos acerca de tendido de oleoductos se podrá
reconocer sus todas sus etapas, y los diversos factores que
interfieren en este proceso.
1.5.1.5
Método de Observación Científica.- Este método se utilizara
durante toda la investigación, especialmente durante el trabajo
técnico.
6
1.5.2 TÉCNICAS DE INVESTIGACIÓN.
1.5.2.1
Revisión de literatura.- Se buscará información actualizada tanto
en manuales, libros, archivos de ingeniería.
1.5.2.2
Revisión de Internet.- Se buscará información actualizada sobre el
tema de investigación.
1.5.2.3
Difusión de resultados.- Los resultados de este estudio serán
difundidos de dos maneras, la primera de ellas a través de la
estructuración de un documento final Tesis y la segunda a través de
la difusión pública oral.
7
CAPÍTULO II
8
2. MARCO CONCEPTUAL.
2.1 DISEÑO DE OLEODUCTOS.
El diseño de oleoductos involucra un número de pasos progresivos utilizando
cálculos hidráulicos para determinar el tamaño óptimo y las características de
operación en un sistema de oleoductos. Para diseñar apropiadamente un
oleoducto, es necesario entender las condiciones que afectan el fluido en el
oleoducto.
Los siguientes parámetros deben ser considerados al diseñar oleoductos o
gasoductos:
• Características de la tubería
• Propiedades físicas del fluido y
• La relación entre la tubería y el fluido.
Gráfico 2. Propiedades que afectan el diseño de oleoductos.
Fuente: 1995 IPL Technology & Consulting Services Inc.
9
2.1.1
CARACTERÍSTICAS DE LA TUBERÍA.
Las características físicas de la tubería afectan la forma como un fluido se
comportará en una oleoducto. Específicamente, hay tres parámetros que se
deben considerar en el diseño:
• Diámetro interno de la tubería (D)
• Longitud de la tubería (L) y
• Rugosidad relativa de la superficie interna de la pared de la tubería (e).
Estos tres parámetros son mostrados en la siguiente figura:
Gráfico 3. Características de la tubería.
Fuente: 1995 IPL Technology & Consulting Services Inc.
El diámetro interno, la rugosidad de la pared y la longitud de la tubería afectan
la forma como un fluido se comportará en un oleoducto.
10
2.1.1.1
Diámetro interno de la tubería.
En un oleoducto, la pérdida de presión debido a la fricción está relacionada
con el diámetro interno de la tubería.
Cuando el diámetro interno de la tubería disminuye, la pérdida de presión
debido a la fricción se incrementa drásticamente siempre y cuando el diámetro
más pequeño al igual que el más grande estén manejando el mismo flujo. Esta
es una importante consideración, no solo en el diseño sino también en el
entendimiento de las características de operación de cualquier oleoducto.
Gráfico 4. Incremento de la pérdida de presión cuando el diámetro de la
tubería disminuye.
Fuente: 1995 IPL Technology & Consulting Services Inc.
Cuando el diámetro interno de la tubería disminuye, la pérdida de presión
debido a la fricción se incrementa drásticamente.
11
2.1.1.2
Longitud de la tubería.
La longitud de un segmento de un oleoducto afecta la caída total de presión a
lo largo de ese segmento. Entre mayor sea la longitud de un segmento en un
oleoducto, mayor será la caída total de presión a través de ese segmento. En
consecuencia, la pérdida de presión por fricción para una tasa de flujo dada
varía directamente con la distancia entre dos estaciones.
Gráfico 5. Incremento de la pérdida de presión cuando aumenta la longitud
de la tubería.
Fuente: 1995 IPL Technology & Consulting Services Inc.
La pérdida de presión por fricción para una tasa de flujo dada varía
directamente con la distancia entre dos estaciones.
Por ejemplo, si la pérdida de presión en una tubería de 37 mi (60 km.), 16 in
(406 mm) es de 363 psi (2500 kPa), la pérdida de presión debido a la fricción
12
es el doble para el mismo material si la misma tubería es dos veces más larga
(ej., 725 psi; (5000 kPa)), como se muestra en el gráfico 6.
Gráfico 6. Pérdida de presión.
Fuente: 1995 IPL Technology & Consulting Services Inc.
Una tubería dos veces más larga tendrá dos veces la caída de presión.
2.1.1.3
Rugosidad interna de la tubería.
El factor de fricción es determinado experimentalmente mediante la
correlación del Número de Reynolds y la rugosidad relativa de la tubería con
la fricción del fluido dentro de la tubería. A medida que la rugosidad de la pared
interna de la tubería se incrementa, el factor de fricción aumenta, para
condiciones de flujo turbulento. Usualmente, los factores de fricción son
seleccionados de gráficas llamadas diagramas de Moody, los cuales
relacionan el factor de fricción, f, con los dos parámetros adimensionales, el
Número de Reynolds, Re, y la rugosidad relativa de la pared interna de la
tubería, e/D.
Los factores de fricción usualmente son seleccionados de una gráfica similar
a la mostrada en el gráfico 7.
13
Gráfico 7. Diagrama de Moody.
Fuente: 1995 IPL Technology & Consulting Services Inc.
Los factores de fricción de una tubería son determinados utilizando un
Diagrama de Moody, para un Número de Reynolds específico y una rugosidad
relativa.
14
La rugosidad relativa de la pared interna de la tubería es la relación de la
rugosidad absoluta, e, y el diámetro interno, D, de la tubería.
El gráfico 8 ilustra la rugosidad relativa:
Gráfico 8. Rugosidad Relativa.
Fuente: 1995 IPL Technology & Consulting Services Inc.
La rugosidad relativa es la relación del tamaño de las protuberancias
(imperfecciones) en la tubería y el diámetro interno de la misma.
Más específicamente, la rugosidad relativa está definida como la relación de
la rugosidad absoluta de la pared de la tubería (una medida de la altura
promedio de las “protuberancias (imperfecciones)” en la superficie de la pared
de la tubería) y el diámetro interno de la tubería:
𝑹𝒖𝒈𝒐𝒔𝒊𝒅𝒂𝒅 𝒓𝒆𝒍𝒂𝒕𝒊𝒗𝒂 =
𝒆
𝑫
Ec. [ 1 ]
Donde,
e = Rugosidad absoluta de la superficie de la pared de la tubería (pulg).
D = Diámetro interno de la tubería (pulg).
15
2.1.2
PROPIEDADES FÍSICAS DEL FLUIDO.
Junto con las características de la tubería, las propiedades físicas del fluido
transportado a través de la tubería afectan el diseño del oleoducto y por ende
su construcción. Hay seis propiedades del líquido que deben ser reconocidas:
• Viscosidad
• Densidad o gravedad específica
• Presión de vapor
• Punto de fluidez
• Compresibilidad y
• Temperatura.
2.1.2.1
Viscosidad.
La viscosidad es la tendencia de un líquido de resistirse a fluir. Este factor es
importante cuando se diseña oleoductos, específicamente al calcular el
tamaño de la línea y los requerimientos de potencia del bombeo. La viscosidad
del líquido es el factor más importante en el cálculo de pérdida de presión por
fricción.
La viscosidad se define como la fuerza, por unidad de área, que se opone al
movimiento de dos capas paralelas de fluido, una sobre otra, con una
diferencia de velocidades dada.
Se define la viscosidad cinemática como la relación entre la viscosidad
absoluta de un fluido y su densidad.
𝝁
𝑈=𝝆
Donde:
U= Viscosidad cinemática (
𝑐𝑚2
𝑠𝑒𝑔
)
16
Ec. [ 2 ]
𝑘𝑔 𝑥 𝑠𝑒𝑔
μ= Viscosidad absoluta (
𝑚
).
𝐾𝑔
ρ= Densidad (𝑚3 ).
La viscosidad absoluta se reporta en poises o centipoises y la viscosidad
cinemática (viscosidad absoluta / gravedad específica) en stokes o
centistokes.
La pérdida de energía de los fluidos, se debe a su viscosidad.
2.1.2.2
Densidad o gravedad específica.
La densidad (ƿ) es la masa de una sustancia con respecto a su volumen. Una
bomba tiene que trabajar más duro (ej., consume más energía) para producir
la cabeza necesaria para transportar un líquido más denso que uno de menor
densidad. Bombear un líquido de alta densidad requiere una bomba con
mayor presión de descarga que bombear un líquido de baja densidad.
La gravedad específica es la relación de la densidad de un fluido y la densidad
del agua en condiciones estándar y se incrementa en la misma forma que la
densidad.
𝑮𝒆 =
𝝆 𝒇𝒍𝒖𝒊𝒅𝒐
𝝆 𝒂𝒈𝒖𝒂
Ec. [ 3 ]
Donde:
Ge= Gravedad específica.
ρ = densidad
En la industria del petróleo se tiene una escala propia denominada gravedad
API, (American Petroleum Institute); es una medida de densidad que, en
comparación con el agua, precisa cuán pesado o liviano es el petróleo, se
define en función de la gravedad específica:
17
º 𝑨𝑷𝑰 =
𝟏𝟒𝟏.𝟓
𝑮𝒆
− 𝟏𝟑𝟏. 𝟓
Ec. [ 4 ]
Donde:
º API= Gravedad API
Ge= Gravedad específica.
2.1.2.3
Presión de vapor.
La presión de vapor es la presión por encima de la cual el líquido ya no se
evapora, a una temperatura dada. La presión de vapor es un criterio
especialmente importante cuando se manejan líquidos que contienen
componentes volátiles. Un ejemplo de un líquido con alta volatilidad es el gas
líquido natural (los componentes volátiles son aquellos que se evaporan
rápidamente). La mínima presión en un oleoducto debe ser lo suficientemente
alta para mantener los crudos livianos en su estado líquido.
Gráfico 9. Presión de vapor.
Fuente: 1995 IPL Technology & Consulting Services Inc.
18
Una presión de vapor alta incrementa el valor mínimo permitido en la presión
de la tubería. La presión mínima en el oleoducto debe ser lo suficientemente
alta para mantener los crudos livianos en su estado líquido.
2.1.2.4
Punto de fluidez.
El punto de fluidez se define como la temperatura más baja a la cual un líquido
se verterá o fluirá cuando se haya enfriado. Aunque hay crudos que pueden
ser bombeados a temperaturas por debajo de sus puntos de fluidez, se
requiere más energía para hacer eso. Así, el punto de fluidez es un parámetro
importante para considerar no sólo en el diseño sino también en la operación
de un líquido en el oleoducto.
Gráfico 10. Punto de fluidez.
Fuente: 1995 IPL Technology & Consulting Services Inc.
Temperaturas más bajas incrementan la cabeza necesaria para fluir.
Aunque los crudos pueden ser bombeados a temperaturas por debajo de sus
puntos de fluidez, se requiere más energía para hacer esto.
19
2.1.2.5
Compresibilidad.
La compresibilidad es el grado en el que cambia el volumen del fluido con un
cambio de presión. La bomba incrementa la presión en el oleoducto haciendo
que el volumen del líquido disminuya o se comprima. La cantidad de
compresión está directamente relacionada con la presión y la composición
molecular del líquido. Cuando la presión disminuye a medida que el líquido
corre hacia abajo en la tubería y se aleja de la bomba, el líquido vuelve a
expandirse a su volumen original. Un líquido más compresible como el GLP
no responde a los cambios de presión tan rápido como uno menos
compresible como el crudo. El gráfico 11 ilustra como un líquido más
compresible como el GLP desacelera la tasa en la cual un incremento de
presión va hacia abajo en el oleoducto.
Gráfico 11. GLP reduce su volumen mientras la presión se incrementa.
Fuente: 1995 IPL Technology & Consulting Services Inc.
20
Un fluido más compresible como el GLP no responderá a cambios de presión
tan rápido como una menos compresible como el crudo.
2.1.2.6
Temperatura.
La temperatura afecta la capacidad del oleoducto tanto directa como
indirectamente y puede alterar el estado de los líquidos. Los cambios en la
temperatura influyen en la viscosidad y en la densidad de los líquidos en el
oleoducto. Estos cambios afectan el desempeño de la línea como también el
costo de operación. Por ejemplo, cuando se diseña un oleoducto para un
crudo pesado, es necesario conocer exactamente las temperaturas de flujo
para calcular la capacidad del oleoducto.
Gráfico 12. Mientras la temperatura aumenta, la viscosidad disminuye.
Fuente: 1995 IPL Technology & Consulting Services Inc.
El petróleo fluye más fácilmente a temperaturas altas y tiene una menor caída
de presión por fricción.
21
2.1.3
CLASIFICACIÓN DE LOS FLUIDOS
Los fluidos, desde el punto de vista del transporte, se clasifican en:
* NEWTONIANOS
* NO NEWTONIANOS.
Un fluido newtoniano es un fluido cuya viscosidad puede considerarse
constante en el tiempo. Los fluidos newtonianos son uno de los fluidos más
sencillos de describir. La curva que muestra la relación entre el esfuerzo o
cizalla contra su velocidad de deformación es lineal; en los no newtonianos,
esa relación no es lineal.
2.1.4 TIPOS DE FLUJO
Régimen de flujo, grado de ordenamiento de las moléculas de un fluido, de
densidad y viscosidad
determinadas, cuando fluye por un ducto de una
geometría dada y a una velocidad específica.
La presión aplicada en un extremo de la tubería genera movimiento del fluido,
primero el fluido del centro del tubo y a medida que la velocidad aumenta
comienza a moverse el fluido cerca de la pared del tubo pero a una tasa
menor.
2.1.4.1
Flujo Laminar.
Las partículas se mueven en trayectorias paralelas al eje axial de la tubería,
en delgadas láminas de fluido que se deslizan unas sobre otras. Las láminas
en contacto, y cerca de la pared del tubo, tienen una velocidad cercana a cero,
la cual se incrementa hasta llegar a su valor máximo en el centro de la tubería.
22
Gráfico 13. Flujo Laminar.
Fuente: 1995 IPL Technology & Consulting Services Inc.
2.1.4.2
Flujo Turbulento.
Al incrementarse la velocidad, el patrón de laminación se rompe y las
partículas se mueven en forma aleatoria generando la denominada
turbulencia. No existen líneas hidrodinámicas bien definidas y el fluido se
mezcla en forma permanente dentro de la tubería. La distribución de la
velocidad es plana.
Gráfico 14. Flujo Turbulento.
Fuente: 1995 IPL Technology & Consulting Services Inc.
2.1.5 RELACION ENTRE LA TUBERIA Y EL FLUIDO
Las características de la tubería y del fluido en movimiento a través de ella
son interdependientes. El diámetro de la tubería, la viscosidad del líquido y la
velocidad de flujo se combinan para afectar el flujo. El tipo de flujo es
determinado mediante el Número de Reynolds, utilizando la fórmula:
23
𝑹𝒆 =
𝑫.𝑽
ᶹ
Ec. [ 5 ]
Donde:
Re = número de Reynolds
D = diámetro interno de la tubería (pies)
V = velocidad de flujo (pies/seg)
ᶹ = viscosidad (𝑝𝑖𝑒𝑠
).
𝑠𝑒𝑔
2
2.1.5.1
El Número de Reynolds.
La interdependencia entre el diámetro de la tubería, la viscosidad del líquido
y la velocidad del flujo está definida por una relación matemática llamada el
número de Reynolds, (Re).
Este número adimensional es un parámetro fundamental el cual juega un
papel vital y frecuente en las ecuaciones de la hidráulica, de transferencia de
calor y en las del diseño de oleoductos. El número de Reynolds se usa para
describir el tipo de fluido que muestra un líquido particular fluyendo a través
de una tubería de una dimensión específica.
Según el número de Reynolds al flujo se lo considera de la siguiente manera:

Re < 2400, Flujo Laminar.

Re > 3600, Flujo Turbulento.

3600 > Re > 2400; Flujo en transición
Nótese la relación entre las variables descritas pictóricamente abajo. En el
gráfico 15, el Número de Reynolds varía con el diámetro, la velocidad y la
viscosidad. El diámetro está representado por D, la velocidad de flujo por v, y
la viscosidad por la letra griega ᶹ, “nu”.
24
Gráfico 15. El número de Reynolds varía con el diámetro, la velocidad y la
viscosidad.
Fuente: 1995 IPL Technology & Consulting Services Inc.
El Número de Reynolds se incrementa a medida que el diámetro y la velocidad
se incrementan, y disminuye cuando la viscosidad aumenta.
La ecuación mostrada en el gráfico 15 es válida únicamente si el diámetro
está en pies (metros), la velocidad está en pies (metros) por segundo y la
viscosidad está en pies cuadrados (metros) por segundo. En oleoductos,
estas unidades no son usadas comúnmente. Las ecuaciones usadas para el
número de Reynolds son:
𝑹𝒆 =
2213 . 𝑄
𝐷. 𝑣
Donde:
Re = número de Reynolds
Q = tasa de flujo (Bbl/h)
D = diámetro interno de la tubería (pulg)
ᶹ = viscosidad (cSt).
25
Ec. [ 6 ]
2.1.6 DETERMINACIÓN DE LA CAÍDA DE PRESIÓN EN OLEODUCTOS
El primer paso, para determinar la pérdida de cabeza debido a la fricción, es
calcular el número de Reynolds. Anteriormente se mostró como la velocidad
de flujo, la viscosidad del líquido y el diámetro de la tubería son empleados
para determinar el número de Reynolds. A continuación se describe los dos
siguientes pasos para calcular la pérdida de cabeza. Fórmulas específicas o
un diagrama de Moody se emplea para determinar un factor de fricción y
posteriormente con la ecuación de Darcy se calcula la pérdida de cabeza.
Gráfico 16. Pasos para determinar las pérdidas de cabeza por fricción.
Fuente: 1995 IPL Technology & Consulting Services Inc.
Como se muestra en el gráfico 16, el procedimiento para determinar la pérdida
de cabeza consta de tres pasos. Primero se calcula el número de Reynolds,
luego el factor de fricción y finalmente la pérdida de cabeza, hf.
2.1.6.1 Cálculo del Número de Reynolds.
Anteriormente ya se explicó que es el número de Reynolds y se mostró las
fórmulas para poder calcularlo. Es así que el valor del número de Reynolds,
Re, determina el tipo de flujo en una tubería, el cual puede ser laminar, crítico
o turbulento de acuerdo con los siguientes criterios:
26
Tabla 2. Tipos de flujo según el número de Reynolds
El Flujo es:
Para Re:
Laminar
Menor que 2400
Crítico
Entre 2400 y 3600
Turbulento
Mayor que 3600
Fuente: 1995 IPL Technology & Consulting Services Inc.
2.1.6.2 Determinación del factor de fricción.
Después de determinar el tipo de flujo, el factor de fricción, f, se determina de
las gráficas o se calcula usando las fórmulas usadas para elaborar las curvas
en las gráficas.
El factor de fricción es usado para determinar las pérdidas por fricción que
depende tanto del Número de Reynolds como del material del ducto y la
condición de su pared interior, (rugosidad).
Se han establecido expresiones matemáticas empíricas y nomogramas. Su
cálculo depende del régimen de flujo.
Si el flujo es laminar, ocurre una mezcla mínima del líquido. El factor de fricción
puede ser leído del diagrama de Moody, como lo muestra el gráfico 17, o
también se lo puede calcular con la siguiente ecuación:
𝒇=
𝟔𝟒
𝑹𝒆
Donde:
f: Factor de fricción para flujos laminares.
Re= Número de Reynolds.
27
Ec. [ 7 ]
Gráfico 17. Re es utilizado para encontrar el factor de fricción para flujo
laminar.
Fuente: 1995 IPL Technology & Consulting Services Inc.
Para flujo laminar hay una relación lineal entre el número de Reynolds y el
factor de fricción.
Para flujos turbulentos, Re > 3600, el factor de fricción no depende
únicamente del Número de Reynolds sino también de la rugosidad relativa de
la tubería. Existe una relación matemática, pero su complejidad hace que sea
más práctica la utilización del denominado Diagrama de Moody.
𝒇 = 𝟎. 𝟏𝟔 (𝑹𝒆)−𝟎,𝟏𝟔
Donde:
f: Factor de fricción para flujos turbulentos.
Re= Número de Reynolds.
28
Ec. [ 8 ]
Gráfico 18. Determinación del factor de fricción para flujo turbulento, por el
diagrama de Moody.
Fuente: 1995 IPL Technology & Consulting Services Inc.
En el flujo crítico, existe una alternación entre el flujo turbulento y el flujo
laminar. A causa de la esta inestabilidad de las condiciones de flujo, el factor
de fricción no puede ser determinado de una manera confiable.
2.1.6.3 Cálculos de la pérdida de cabeza usando la ecuación de Darcy.
La ecuación de Darcy se usa para calcular la cabeza convertida a energía
térmica a causa de la fricción cuando el líquido fluye en una tubería. Debido a
que la energía térmica no ayuda a desplazar el petróleo hacia abajo por el
oleoducto, usualmente esta cabeza se llama pérdidas por fricción o pérdida
de cabeza por fricción. Es importante notar que esta energía no está pérdida
en realidad; pero tampoco contribuye a transportar el petróleo por el
29
oleoducto. Las cinco variables de la ecuación de Darcy se muestran en el
gráfico 19.
Gráfico 19. Variables de la ecuación de Darcy.
Fuente: 1995 IPL Technology & Consulting Services Inc.
La ecuación de Darcy relaciona el flujo continuo (la velocidad es constante)
de un fluido incompresible bajo condiciones de temperatura constante
(isotérmica) en un tramo (una longitud no menor a 10 veces el diámetro de la
tubería) de tubería de longitud, L, y un diámetro interno uniforme, D, para la
pérdida de cabeza causada por la fricción.
En el gráfico 20 se ilustra las cinco condiciones que se deben tener, antes de
utilizar la ecuación de Darcy:
• Continuidad o estado estable - la velocidad del fluido no cambia.
• Incompresibilidad - el fluido no cambia de volumen con un cambio en la
presión.
• Isotérmico - el fluido está a una temperatura constante.
• Tramo - la longitud de la tubería es considerablemente más grande que el
diámetro y
• Diámetro constante - el diámetro del oleoducto no cambia.
30
Gráfico 20. Condiciones necesarias para usar la ecuación de Darcy.
Fuente: 1995 IPL Technology & Consulting Services Inc.
La ecuación de Darcy es una manera de determinar la pérdida de cabeza
debido a la fricción en un segmento de un oleoducto y está algebraicamente
definida como:
𝒉𝒇 = 𝑓 .
𝐿
𝐷
.
𝑉2
2𝑔
Ec. [ 9 ]
Donde,
hf = pérdida de cabeza causada por la fricción (pies)
f = factor de fricción (sin unidades)
L = longitud de la tubería (pies)
v = velocidad de flujo del fluido (pie/seg)
D = diámetro interno de la tubería (pies)
g = aceleración de la gravedad (32.2 pies/seg 2 )
La pérdida en la cabeza del líquido debido a la fricción produce una
disminución en la presión a largo de la tubería en la dirección del flujo, como
se muestra en el gráfico 21:
31
Gráfico 21. Pérdidas de cabeza debido a la fricción.
Fuente: 1995 IPL Technology & Consulting Services Inc.
2.1.6.3.1 Formas alternativas de la ecuación de Darcy.
Las ecuaciones que se presentan a continuación, pueden ser utilizadas para
calcular la pérdida de presión sobre una longitud conocida en un oleoducto.
𝒉𝒇 =
80.51 .𝑓 .𝐿 .𝑄 2
𝐷5
Ec. [ 10 ]
Donde:
hf = pérdida de cabeza (pies)
f = factor de fricción
L= Longitud de la tubería (mi).
Q= Caudal (Bls/h)
D= Diámetro interno de la tubería (pulg).
∆𝑷 =
𝟑𝟒.𝟖𝟔 . 𝒇 . 𝑳 . 𝑸𝟐 . 𝑮𝒆
𝑫𝟓
Donde:
ΔP= Pérdida de presión (psi).
f= Factor de fricción.
32
Ec. [ 11 ]
L= Longitud de la tubería (mi).
Q= Caudal (Bls/h)
Ge= Gravedad específica.
D= Diámetro interno de la tubería (pulg).
2.1.7 ECUACION DE ENERGIA DE ESTADO ESTABLE.
La ecuación de energía de estado estable es una simple modificación de la
ecuación de Bernoulli. Se adicionan términos lo cual elimina algunas de las
restricciones de la ecuación de Bernoulli. En la ecuación de energía de estado
estable, los términos adicionados son para acreditar el trabajo adicionado por
las bombas (HP) en la región entre los puntos A y B. Un término es adicionado
para acreditar las pérdidas por fricción (hf) entre los puntos A y B. La ecuación
de energía de estado estable es utilizada para cálculos de tubería, si el punto
A está aguas arriba del punto B, esto es:
𝑃𝐴
0.4333 . 𝐺𝑒
+
𝑉2𝐴
2. 𝑔
+ 𝑍𝐴 + 𝐻𝑝 =
𝑃𝐵
0.4333 . 𝐺𝑒
+
𝑉2𝐵
2. 𝑔
+ 𝑍𝐵 + 𝐻𝑓
Ec. [ 12 ]
Donde:
P = presión del líquido (psi).
Ge = gravedad específica del líquido
g = aceleración de la gravedad 32.17 (pies/seg 2 )
v = velocidad del líquido a través de la tubería (pies/seg).
Z = elevación sobre el nivel de referencia (pies).
hp = Cabeza adicionada por la bomba entre A y B (pies) (Algunas veces HP
es utilizado)
hf = Cabeza de pérdida debida a la fricción entre A y B (pies) (Algunas veces
HF es utilizado).
Hay que tener en cuenta que se aplican las siguientes condiciones cuando se
utiliza la ecuación de energía de estado estable:
33
• El flujo es constante, o estado estable
• La densidad es constante entre A y B y
• No hay transferencia de calor entre A y B.
2.1.8 POTENCIA AL FRENO (BHP).
La Potencia al freno (BHP) es la fuerza real entregada al eje de la bomba por
el motor. La potencia que una bomba adiciona al fluido depende de la tasa de
flujo, de la cabeza de bombeo y la densidad del líquido (o gravedad
específica). Sin embargo, las bombas no son 100% eficientes. Por esto, a fin
de dar energía al fluido, la mayor energía debe ser entregada a la bomba por
el motor.
La fórmula para calcular la potencia requerida es:
𝑩𝑯𝑷 =
𝑸 . 𝑯 . 𝑮𝒆
𝟓𝟔𝟓𝟏 . 𝒉
Donde:
BHP = potencia al freno (hp)
Q = caudal o tasa de flujo (Bbl/h)
H = cabeza (pies)
Ge = gravedad específica
h = eficiencia (como un decimal entre 0 y 1).
34
Ec. [ 13 ]
2.2 CONSTRUCCIÓN DE OLEODUCTOS.
Igual que una línea compleja de ensamblaje, el equipo de construcción se
extiende a lo largo de la ruta del oleoducto. Cada cuadrilla tiene labores que
realizan una y otra vez. La cuadrilla de limpieza por ejemplo limpia una sección
del área del derecho de paso y luego se mueve hasta la próxima sección a lo
largo de la ruta del oleoducto. A medida que se limpia y nivela una sección de
la ruta por donde pasará el oleoducto las cuadrillas comienzan a abrir las
zanjas. La concatenación de las distintas tareas de la construcción es por lo
general un método costo efectivo.
Un proyecto de construcción bien ejecutado sigue una rutina paso a paso. Así
los pasos principales en la construcción de un oleoducto son:
• Limpieza, remoción de suelo y nivelación del derecho de paso
• Apertura de zanjas
• Tendido de tubería
• Doblamiento de tubos
• Soldadura
• Revestimiento
• Descenso de tubos
• Relleno
• Prueba hidrostática
• Empalmes
• Comisionar
• Limpieza y
• Reparación de daños.
Una vez concluida la prueba hidrostática, el oleoducto está listo para ser
comisionado. El derecho de paso se restaura a su estado original.
Cualquier daño que haya ocurrido durante la construcción debe ser arreglado
o compensado de alguna manera.
35
2.2.1
LIMPIEZA, REMOCION DE SUELO Y NIVELACIÓN DEL
DERECHO DE PASO.
El primer paso en la construcción de un oleoducto es la limpieza del derecho
de paso, otorgado de forma tal que el personal y la maquinaria pesada puedan
acceder al sitio.
2.2.1.1 Limpieza.- Es el proceso de remoción de todos los obstáculos que se
encuentran sobre el terreno como árboles y malezas que podrían interferir con
la construcción del oleoducto. Los troncos y raíces de los árboles deben ser
removidos de la línea de la zanja de forma tal que la zanjadora pueda operar
con mayor eficiencia. Los árboles y malezas que no puedan ser removidos por
los bulldozers debido a su longitud, son cortados con sierras en longitudes
comerciales. Los árboles más pequeños y la maleza son removidos por los
bulldozers y colocados a un lado, si es permitido se pueden quemar. Los
troncos y raíces que queden en la zanja son halados por equipos especiales
o removidos mediante el uso de explosivos.
2.2.1.2 La remoción de suelo o capa vegetal.- Este proceso incluye su
colocación en pilas al lado de la zanja. Esta remoción incluye que la capa
vegetal no sea perturbada por la actividad de la construcción. Una vez que se
ejecuta la construcción, se regresa la capa vegetal a su posición original.
2.2.1.3 Nivelación.- Es el proceso de remover tierra de un sitio y adicionarlo
en otro para lograr la nivelación de la superficie. La nivelación de la superficie
permite la operación eficiente de equipos y vehículos. También permite la
colocación de la tubería a la altura deseada. La nivelación puede ser un
proceso extremadamente complicado y costoso en terrenos de rocas y
pantanos.
36
Gráfico 22. Remoción de suelo o capa vegetal.
Fuente: 1995 IPL Technology & Consulting Services Inc.
2.2.2
APERTURA DE ZANJAS.
Una vez que la cuadrilla limpia el derecho de paso, el próximo procedimiento
es abrir las zanjas. Esto significa abrir un hueco lo suficientemente ancho y
profundo para que contenga el oleoducto.
Para acelerar el proceso se utilizan maquinarias especiales llamadas
zanjadoras. Una zanjadora tiene una cuchilla dentada frontal, la cual corta
cuchilla y sacada fuera de los alrededores de la máquina. Si la tierra está
demasiado compacta o demasiado húmeda para la zanjadora, se utilizan las
retroexcavadoras. Las retroexcavadoras también son utilizadas en terrenos
demasiado rocosos. La pila de desechos, es el material sacado de la zanja y
colocado en el lado opuesto de la misma. Normalmente en el verano la
apertura de la zanja puede anticiparse con respecto a la fecha en que
37
comenzará a colocarse la tubería en la zanja. Durante el invierno, en aquellas
áreas que se congelan, la apertura de la zanja y la colocación de la tubería
ocurren casi simultáneamente para evitar que se congele la pila de
escombros.
El tamaño de la zanja depende del tamaño de la tubería a construir. La zanja
debe ser lo suficientemente amplia para permitir espacio para los equipos y la
cuadrilla durante el descenso de la tubería. Así mismo deber ser de suficiente
profundidad para asegurar la cobertura mínima, la cual es la distancia
existente entre la parte superior del tubo y la superficie de la tierra. La
cobertura mínima la deciden varias agencias y debe garantizar la seguridad
del público y de la tubería. Si el oleoducto atraviesa una finca agrícola,
entonces la cobertura mínima es aquella distancia donde la maquinaria para
arar no dañará la tubería. Una zanja típica para un tubo de 24 pulgadas (61
cm) es de aproximadamente 5 pies (150 cm) de profundidad y 3 pies (90 cm)
de ancho. Una vez que se completa la zanja, la cuadrilla comienza el tendido
de los tubos.
Gráfico 23. Operación de apertura de zanja.
Fuente: 1995 IPL Technology & Consulting Services Inc.
38
2.2.3
TENDIDO DE TUBERÍA.
Una vez excavada la zanja, las plataformas (normalmente contratadas)
entregan los tubos en el sitio para las operaciones de tendido de tuberías.
Como fue mencionado anteriormente el tendido de tuberías significa colocar
las secciones de tubos a lo largo del derecho de paso preparándolos para
doblarlos ó soldarlos de ser necesario. Utilizando grúas pluma se colocan los
tubos en línea a lo largo de la zanja. Los tubos se colocan cuidadosamente
de tal forma que no se dañen, ni haya luego necesidad de reposicionarlos para
las operaciones de doblado y soldadura.
Gráfico 24. Tendido de tubería.
Fuente: 1995 IPL Technology & Consulting Services Inc.
Cuando el terreno no puede soportar el tránsito de camiones pesados, grúas
pluma se pueden utilizar para colocarlos en el sitio adecuado al lado de la
zanja.
39
Gráfico 25. Grúa Pluma.
Fuente: 1995 IPL Technology & Consulting Services Inc.
2.2.4
DOBLAMIENTO DE TUBOS.
Una vez que la tubería es esparcida a lo largo de la ruta del oleoducto las
uniones individuales están listas para ser soldadas en una tubería continua.
Sin embargo, antes de que las uniones puedan ser soldadas, a veces es
necesario doblar algunas de las uniones para permitir cambios ligeros en la
elevación y dirección del oleoducto.
Es preferible doblar el tubo que utilizar codos prefabricados. Si los ángulos en
los codos son muy rectos impiden el paso de materiales de limpieza e
inspección.
40
Gráfico 26. Máquina para doblar tubos.
Fuente: http://www.crc-evans.com/pe-bending-equipment.php?id=3
2.2.4.1
Doblado en frío.
Es el proceso usado para doblar las juntas o uniones de los tubos. En el
doblado en frío, la cuadrilla de doblamiento levanta la unión del tubo con una
grúa pluma e inserta una de las puntas en una máquina especial para doblarlo.
La máquina de doblar tubos tiene unas zapatas semicirculares anexa a
potentes arietes hidráulicos. Un tubo hidráulico expandible y flexible llamado
mandril se coloca dentro del tubo en el punto propuesto para doblar.
Una vez doblado el tubo, el mismo se adapta a los contornos de la zanja y no
se deslizará o doblará. Esto reduce el esfuerzo en el tubo y disminuye las
posibilidades de una falla.
Después que las uniones especiales son dobladas, la cuadrilla de doblamiento
se desplaza hacia la próxima localización en la ruta del oleoducto. Las
cuadrillas de soldadura entran entonces a trabajar en la sección recién
completada por la cuadrilla de doblamiento.
41
Gráfico 27. Dobladora de tubos en frío.
Fuente: http://www.crc-evans.com/pe-bending-equipment.php?id=3
2.2.5
SOLDADURA.
La fase de soldadura es extremadamente importante. Si los tubos no son
soldados apropiadamente, no soportarán la presión requerida para transportar
los productos y podrían romperse durante las operaciones normales del
oleoducto. Una simple soldadura incorrecta y no detectada puede costar
millones de dólares en pérdidas de producto, disminución del despacho,
limpieza, reparaciones y litigaciones. Soldadores expertos son requeridos.
Una cuadrilla de soldadores consta de 20 o 40 soldadores y numerosos
ayudantes.
Antes que los tubos sean soldados, los ayudantes limpian completamente los
extremos de los tubos con cepillos de alambre.
Ambos extremos se limpian para remover polvo, depósitos por sedimentación
o del revestimiento. La limpieza es extremadamente importante, debido a que
si dejan contaminantes en los extremos del tubo, la soldadura presentará
42
fallas. Si los tubos están húmedos o fríos, las cuadrillas usarán antorchas para
calentarlos y secar los extremos antes de soldarlos.
Gráfico 28. Cuadrilla de limpieza.
Fuente: 1995 IPL Technology & Consulting Services Inc.
Después que los extremos han sido completamente preparados, las cuadrillas
utilizan las grúas pluma para alinear cuidadosamente los extremos de tal
forma que casi se toquen. Una vez alineados, las cuadrillas les colocan las
abrazaderas para que los extremos permanezcan correctamente alineados
durante la soldadura.
Las abrazaderas de alineación externa mantienen los tubos propiamente
alineados durante la soldadura. Estas abrazaderas son usadas para tubos
pequeños mientras que las abrazaderas internas son usadas para tubos más
largos. Las abrazaderas de alineación interna están equipadas con bloques
que durante la operación empujan hacia afuera en contra de la parte interna
de la tubería. Se pueden aplicar fuerzas hidráulicas, neumáticas o manuales.
En el campo las abrazaderas internas se posicionan en el extremo abierto de
la sección de tubería que ya ha sido unida. El largo del tubo que se adicionará
se trae por encima de la sección protuberante de la abrazadera y se suelda a
la sección ya unida al tubo. La abrazadera interna es liberada y halada hacia
afuera hasta la próxima unión del tubo y así se continúa el proceso.
43
Los tubos se sueldan una vez que los extremos han sido correctamente
alineados y abrazados.
2.2.5.1
La soldadura de arco.
Utiliza corriente eléctrica de alto amperaje a bajo voltaje (3080v) para fundir el
material de soldadura. El calor generado por la corriente de arco del electrodo
a la unión del tubo, funde el metal de la varilla de soldadura y forma la unión
mediante el proceso de fusión.
Mientras las abrazaderas están colocadas, uno o más soldadores forman el
reborde de raíz o primera soldadura, donde los extremos biselados del tubo
casi se tocan. Las abrazaderas se remueven mientras la tubería está aún
caliente y se limpia la soldadura de raíz.
Alrededor de la unión del tubo se realizan otros pases de soldadura hasta que
se complete el pase final llamado reborde final, este reborde finaliza la unión.
El número de pases de soldadura depende del espesor de la pared del tubo.
A mayor espesor de la pared, mayor será el número de pases de soldadura
que se requerirán.
Gráfico 29. Soldando la raíz del tubo.
Fuente: 1995 IPL Technology & Consulting Services Inc.
44
Una vez que los soldadores finalizan la unión de los tubos con soldadura, esta
debe ser inspeccionada. Es de importancia crítica que cada soldadura se haya
hecho correctamente, debido a que una vez que el tubo es enterrado y puesto
en operación, cualquier fuga causada por una mala soldadura resulta
extremadamente costosa para limpiarla. Ensayos radiográficos o de rayos X
son utilizados como métodos no destructivos para probar las soldaduras.
En un ensayo radiográfico de una tubería de diámetro ancho, se coloca una
película alrededor de la circunferencia de la soldadura.
Un aparato radiográfico especial se introduce en el tubo alrededor de la
soldadura, desde donde se emiten rayos X. Los rayos X exponen la película
colocada alrededor de la soldadura. Cualquier falla en la soldadura se hace
notoria cuando se revela la película. Las soldaduras defectuosas deben ser
removidas y reparadas. La sección de tubería es ahora una simple línea
continua con cada soldadura declarada correcta por el equipo de inspectores.
Otro método para determinar si las soldaduras están correctas es la
inspección mediante rayos Gamma. Los rayos Gamma son distintos a los
rayos X y son utilizados para chequear las soldaduras en los perímetros.
También se utiliza una película que luego es revelada para detectar los
defectos.
45
Gráfico 30. Técnico radiólogo nivel I, haciendo trabajos de inspección
radiográfica en soldadura de oleoducto.
Fuente: http://www.inscann.com.ar/radiografia_industrial.html
2.2.6
REVESTIMIENTO.
Es el proceso mediante el cual se aplica material sobre la tubería, este
material ayuda a evitar la corrosión al proveer una barrera protectora entre la
tubería y su ambiente. Los revestimientos se aplican en las fábricas o en el
campo. La mayoría de los tubos usados en construcción son revestidos en las
fábricas, utilizando productos epóxicos de enlace de fusión los cuales se
aplican mediante sprays.
46
Gráfico 31. Revestimiento en fábrica o taller.
Fuente: 1995 IPL Technology & Consulting Services Inc.
Una vez que el tubo ha sido revestido en la fábrica, se inspecciona el
revestimiento para asegurar que no existan defectos antes de su despacho al
campo. En el campo se limpian y se revisten las soldaduras de los perímetros
antes de que se coloquen los tubos en la zanja y se realice el relleno. El
revestimiento en campo se realiza con un producto que sea compatible con el
utilizado en la fábrica. En el campo las uniones son revestidas típicamente con
materiales aplicados mediante cepillos o sprays.
47
Gráfico 32. Aplicación de revestimiento en campo.
Fuente: 1995 IPL Technology & Consulting Services Inc.
Varios productos han sido aprobados para utilizarlos en servicios por debajo
grado. Algunos de estos revestimientos son:
• Productos epóxicos de enlace de fusión (Usualmente aplicados en la
fábrica).
• Sprays con el componente Plular (pueden ser aplicados en la fábrica o en el
campo).
• Alquitrán. (Aplicado en la fábrica o en el campo.)
• Adhesivos petrolatados (usualmente aplicados en el campo en bridas u otros
tipos de aditamentos de forma irregular).
• Adhesivos bituminosos, usualmente aplicados en el campo en áreas de
transición entre revestimientos existentes y nuevos, han sido utilizados para
cubrir largas áreas del tubo.
Los sistemas adhesivos tipo “polyken” ya no son recomendados para ser
utilizados en tubos de diámetro muy grande. Estos adhesivos están sujetos a
arrugarse y despegarse debido principalmente al esfuerzo del suelo. La
corrosión a menudo tiene lugar en las partes despegadas debido a que la
tubería desprotegida está en contacto con la tierra y el sistema de protección
48
catódica utilizado para ayudar a controlar la corrosión externa ya no es tan
efectivo cuando el adhesivo llega a estas condiciones.
Varios factores determinan la selección del revestimiento. Por ejemplo,
temperatura, tipo de tubo, tipo de terreno a todo lo largo de la ruta de la tubería
y sitio donde se aplica el revestimiento (fábrica o campo), afectan la selección
final del revestimiento. La parte económica también es un factor importante y
algunas veces se utilizan revestimientos menos costosos debido a
restricciones presupuestarias. Sin embargo, el revestimiento es la primera
línea de defensa contra la corrosión, pero a menos que haya sido aplicado
correctamente y esté funcionando en las condiciones de servicio para el cual
fue diseñado, probablemente fallará en un período corto de tiempo
independientemente de su costo.
Un chequeo final del revestimiento se realiza a medida que se van bajando
los tubos en la zanja. Un instrumento electrónico conocido como detector de
superficie omitida o jeep se pasa sobre las superficies revestidas para detectar
huecos o superficies no cubiertas por el revestimiento. Si se detectan
superficies omitidas el detector emite un sonido y el defecto se debe reparar
inmediatamente.
Estos tipos de fallas deben ser detectadas antes que la tubería sea introducida
en la zanja y se realice el relleno para evitar consumo de tiempo y costos.
Los estándares del fabricante deben ser cumplidos para proteger el
revestimiento de excesiva corriente eléctrica a medida que se corre el “jeep”.
2.2.7
DESCENSO.
Una vez que los tubos han sido limpiados, inspeccionados, revestidos y
doblados para adaptarlos a los contornos de la zanja, le corresponde ahora a
la grúa pluma bajarlos a la zanja. El proceso de colocar los tubos en la zanja
es conocido como descenso de la tubería. La grúa pluma levanta los tubos
utilizando correas o cinchas de ancho suficiente para evitar daños al
49
revestimiento del tubo. La grúa pluma coloca los tubos sobre la zanja de forma
tal que no toque las paredes de la misma a medida que son bajados. La cincha
se suelta unas pulgadas por encima de la superficie de la zanja, y se coloca
el tubo cuidadosamente sobre el fondo de la zanja. Este procedimiento
utilizado para descender el tubo, se llama acunar. Si la zanja contiene terrenos
pedregosos o si se excavó en rocas sólidas, se coloca una capa fina de arena,
llamada relleno en el fondo de la zanja para acolchonar y proteger el tubo.
Gráfico 33. Descenso de tubería.
Fuente: 1995 IPL Technology & Consulting Services Inc.
2.2.8
RELLENO.
Realizado el descenso de la tubería en la zanja, ésta se rellena para evitar
daños a los tubos por rocas sueltas, abrasión y lavado. Durante el relleno se
debe colocar tierra adecuada procedente de la pila de escombros alrededor y
sobre el tubo. Se le denomina “relleno” a la tierra de la pila de escombros.
Aunque relleno también puede denotar arena limpia o goma espuma. El
50
relleno también ayuda a evitar la corrosión externa del tubo al protegerlo de
daños.
2.2.9
PRUEBA HIDROSTÁTICA.
Una vez realizado el relleno, se realiza la prueba hidrostática para asegurar la
integridad del oleoducto. Durante la prueba hidrostática el agua es bombeada
a través de la tubería y presurizada a 125% de la presión máxima de operación
propuesta durante cierto periodo de tiempo. Esto asegura la integridad de la
tubería durante las presiones de operación existentes.
Las pruebas hidrostáticas se encuentran incluidas en los ensayos no
destructivos y específicamente en los de hermeticidad.
La prueba hidrostática es una prueba no destructiva mediante el cual se
verifica la integridad física de una tubería o sistema en donde el agua es
bombeada a una presión más alta que la presión de operación y se mantiene
a esa presión por un tiempo establecido previamente el cual varía según la
longitud del tramo a probar.
Gráfico 34. Prueba hidrostática.
Fuente: 1995 IPL Technology & Consulting Services Inc.
51
Los ensayos no destructivos se han practicado por muchas décadas. Se tiene
registro desde 1868 cuando se comenzó a trabajar con sistemas de pruebas
para garantizar que el sistema funcionara al 100% en condiciones de
operación, de ahí surgieron distintos métodos para percatarse de anomalías
una de ellas es la Prueba de Hermeticidad conocida como PH (Prueba
Hidrostática), con el fin de verificar la integración físicas, químicas y
mecánicas de un sistema para la puesta en operación.
En la prueba hidrostática se verifica la estanqueidad y resistencia de la
instalación. Para realizar la prueba se necesitan:
1. Bomba de baja y alta presión.
2. Manguera de alta presión y conexiones rápidas.
3. Manómetros de diferentes escalas para registrar la presión a la que está
sometida el sistema.
4. Registrador grafico de presión (Pressure Chart Recorder) o termógrafo que
registre la temperatura.
5. Termomanómetro para registrar gráficamente en el mismo equipo la presión
y temperatura.
Esta prueba se aplica en recipientes que van a trabajar con presión tanto en
su construcción como a lo largo de la vida del recipiente dependiendo de su
categoría, de acuerdo con el Reglamento de Aparatos a Presión.
Las pruebas hidrostáticas son realmente importantes en las tuberías pues con
ellas se verifica la calidad de estas.
Todo recipiente a presión deberá ser sometido a pruebas hidrostáticas.
La prueba hidrostática deberá realizarse al menos 1.3 veces la presión
máxima de trabajo (Código ASME sección VIII división 1 párrafo UG-99(b)).
Antes de la prueba se debe verificar que los instrumentos estén calibrados
(manómetros y manógrafo). La calibración aceptada para realizar la prueba
deberá ser con una vigencia no mayor a 6 meses.
52
Como punto importante antes de proceder a la prueba se deberá realizar
conforme a un procedimiento y respetando el código ASME.
La prueba hidrostática es la aplicación de una presión a un equipo o línea de
tuberías fuera de operación, con el fin de verificar la hermeticidad de los
accesorios bridados y la soldadura, utilizando como elemento principal el agua
o en su defecto un fluido no corrosivo. Todo equipo nuevo debe ser sometido
a una prueba de presión (hidrostática), en los talleres o de la misma forma se
realiza en campo en caso de una construcción, o proyecto industrial.
Los códigos de diseño de los equipos y sistemas de tuberías (ASME, API,
TEMA, BS, entre otros), establecen claramente las prácticas recomendadas
de cómo realizar la prueba hidrostática, con el fin de garantizar la integridad
física de las personas y los equipos.
Por lo general, un equipo que haya sido probado en los talleres del fabricante
no debería ser probado nuevamente después de su instalación, a menos que
sea requerido por algunas de las autoridades locales o si existe alguna
sospecha de que el equipo haya sufrido algún daño durante el transporte, por
lo que la prueba se llevará efecto de acuerdo al código de diseño o a las
especificaciones del caso.
La prueba hidrostática también aplica cuando se reemplaza o se reparan
líneas existentes. La prueba hidrostática nos permite:

Determinar la calidad de la ejecución del trabajo de fabricación o
reparación de la línea o equipo.

Comprobar las condiciones de operación para garantizar la seguridad
tanto de las personas como de las instalaciones.

Detectar fugas.
53
2.2.9.1 Importancia de las pruebas hidrostáticas.
Confirmar la integridad estructural y hermeticidad de los equipos y sistemas
de tuberías que manejan hidrocarburos líquidos, gaseosos, y sustancias
peligrosas, en instalaciones terrestres e instalaciones marinas incluyendo sus
servicios auxiliares, con la finalidad de garantizar la confiabilidad de la
instalación durante su operación normal.
2.2.9.2 Normalización para realizar la prueba hidrostática.
Para realizar las pruebas hidrostáticas se requiere utilizar un sistema de
tuberías según las normas técnicas ASME, ANSI y API.
El procedimiento está basado en la norma ANSI B 31.4 y el API 1110,
Recommended Practices for the Pressure Testing of Liquid Petroleum
Pipeline.
Es necesario definir, el procedimiento, la calidad del agua o fluido a utilizar,
requerimiento de inhibidor, presión, disposición, tipo de raspadores.
El siguiente cuadro contiene las normas que aplican según el caso y la
respectiva utilización de cada una.
Tabla de especificaciones de normas técnicas.
Tipo de norma; aplicada en:
•
ASME B31.3 “Process Piping”.
•
ASTM E 1003 – 95 Standard Test Method for Hydrostatic Leak Testing.
•
ASTM E 1316 – 05 Standard Terminology for Nondestructive Testing.
•
ISO 15156-2001 “Petroleum and natural gas industries”.
•
ANSI/ASME B16.48 “Steel line blanks”.
54
•
Especificación Q-201.
2.2.9.3 Presiones de prueba.
Generalidades.
La presión de prueba para cualquier sistema individual estará dentro de los
límites máximo y mínimo indicados en limitaciones de presión. Cada uno de
los circuitos de prueba se seleccionarán de tal manera que incluyan el máximo
de tuberías y equipos que puedan ser probados a una misma presión.
Presiones de prueba.
Si las condiciones máximas de operación de la tubería que conecta a un
equipo son las mismas de éste, se probará simultáneamente a la presión
hidrostática de prueba del equipo. Este procedimiento es permitido por la
sección 345.4.3 del código ASME B31.3, aun cuando esta presión de prueba
sea menor que la mínima calculada para la tubería
Limitaciones de Presión.
La presión hidrostática mínima de prueba será 1 1/2 veces la presión de
diseño. Si la temperatura de diseño es superior a la temperatura de prueba,
la presión mínima de prueba se corregirá por temperatura.
𝑃𝑝 =
1.5 𝑃 𝑥 𝑆𝑝
𝑆
Ec. [ 14 ]
Donde:
Pp = Presión hidrostática mínima de prueba (kg/cm2 ).
P = Presión de diseño (kg/ cm2 ).
Sp =Esfuerzo permisible del material a la temperatura de prueba (kg/cm2 ).
S = Esfuerzo permisible del material a la temperatura de diseño (kg/ cm2 ).
55
La presión hidrostática máxima de prueba no será mayor que 1 1/2 veces la
máxima presión permisible de trabajo. La presión hidrostática máxima de
prueba de un sistema, estará limitada por la presión máxima de prueba del
componente más débil de dicho sistema.
Toda la tubería que opere en servicio de vacío se probará neumáticamente a
un mínimo de1.05 kg/cm2 man. o a la presión interna máxima permisible si es
menor que la anterior. Todas las juntas se revisarán contra fugas con espuma
de jabón.
Para pruebas neumáticas, la presión mínima de prueba será 110% de la
presión de diseño. Para pruebas con presiones mayores de 1.75kg/cm2 man.,
se hará una prueba preliminar a 1.75 kg/cm2 man., ésta se elevará lentamente
hasta llegar a la presión de prueba requerida.
No se probarán las líneas que normalmente están abiertas a la atmósfera,
tales como venteos, drenes y descargas de válvulas de seguridad; las juntas
se inspeccionarán visualmente para verificar que su instalación sea adecuada.
No se probarán las tuberías de drenaje sin presión, únicamente se
examinarán visualmente para verificar que la instalación de todas las juntas
es correcta.
Para detectar fugas en juntas bridadas, roscadas y soldadas de un circuito
que se prueba neumáticamente, se utilizará una solución jabonosa. Las juntas
bridadas se prepararán para la prueba cubriéndose enteramente con cinta
adhesiva y abriendo un agujero de 1/8" a través de la cinta, en donde se
colocará la solución jabonosa para detectar la fuga.
Los asientos de válvulas de fierro no se someterán a presiones mayores que
la máxima presión de trabajo en frío de la válvula. La presión de prueba a que
56
se sometan las válvulas cerradas, no excederá del doble del rango de presión
(raiting) de las mismas.
2.2.9.4 Medios de prueba.
Líquidos
Generalmente se usará agua limpia como medio para la prueba hidrostática
de sistemas de tubería y de equipo. La temperatura del agua, durante la
prueba será como mínimo de 4.5 °C. Puede ser calentada con vapor en caso
de que la prueba se lleve a cabo en clima frío.
La prueba hidrostática normalmente no se realizará cuando la temperatura
ambiente sea menor de 0 °C. Se tendrá especial cuidado cuando la
temperatura del metal sea inferior a 0 °C, a fin de evitar congelamientos en
drenes, indicadores de nivel, etc.
Cuando la temperatura ambiente sea inferior al punto de congelación del
agua, puede agregarse a ésta, metanol o gliceron o bien sustituirla por algún
otro líquido que según el caso puede ser gasóleo, querosina, etc., con el fin
de eliminar la posibilidad de congelaciones.
Cuando la temperatura de operación sea inferior al punto de congelación del
agua o cuando el uso de ésta se considere inadecuado, puede utilizarse como
medio de prueba gasóleo, querosina, metanol, etc. Se puede usar agua
salada para la prueba cuando no se disponga de agua dulce. En tal caso la
planta se pondrá en operación lo más pronto posible, a fin de prevenir la
corrosión de los platos de recipientes u otras partes del equipo.
Por ningún motivo se usará agua salada para la prueba de la tubería de
alimentación de agua a calderas, retorno de condensado y vapor en sistemas
57
generadores del mismo o para la prueba de cualquier sistema construido con
acero inoxidable austenítico.
Gases.
Cuando el diseño de un circuito de prueba sea tal, que haga poco práctica u
objetable la prueba hidrostática del mismo, podrá sustituirse por una prueba
neumática. Algunos ejemplos de tales sistemas son: aire de planta, gas
combustible, sistemas de vacío, tubería aislada o recubierta internamente,
recipientes conteniendo catalizadores o de secantes, etc.
2.2.9.5 Procedimientos y limitaciones para la prueba hidrostática.
Limpieza.
Todos los sistemas de tubería se limpiarán antes de la prueba, haciendo pasar
agua o aire a presión, con el fin de eliminar tierra o materiales extraños
sueltos. Todas las válvulas de control se desmontarán durante el lavado.
Preparativos para la prueba.
Todos los sistemas que se prueben hidrostáticamente, se les purgará el aire
utilizando los venteos de los puntos altos antes de aplicar la presión de
prueba. La tubería instalada con resortes o contrapesos se soportará
temporalmente en los puntos donde el peso del fluido de prueba pudiera
sobrecargar los soportes.
No se aplicará pintura de campo ni aislamiento a juntas bridadas, conexiones
roscadas, soldaduras sin probar y agujeros de escurrimiento, hasta que el
sistema haya sido exitosamente probado. Las juntas de expansión,
secadores, filtros y equipo similar especial, para los cuales la presión máxima
58
de prueba, en frío sea menor que la presión mínima de prueba del sistema,
se desmontará o bloqueará antes de la prueba.
Los sistemas de tubería sujetos a largos períodos de prueba hidrostática, se
proveerán con un dispositivo protector para relevar la presión excesiva que
pudiera producirse debido a la expansión térmica del fluido de prueba.
Se instalarán bridas ciegas, placas de bloqueo, tapones cachucha o machos
para aislar el sistema de tubería, equipo especial e instrumentos donde no se
disponga de válvulas de bloqueo. Se utilizarán empaques de grafito o
similares para la prueba hidrostática en donde se utilicen elementos de
bloqueo bridados.
Sistemas de Tubería.
Cuando los sistemas de tubería a probar estén directamente conectados en
los límites de tubería a tubería de responsabilidad de otros, dicho sistemas se
aislarán mediante válvulas o placas de bloqueo. Cuando en los sistemas de
tubería del párrafo anterior, sea impráctico aislar la tubería, las condiciones
para la prueba se acordarán por las partes interesadas.
Antes de su instalación, el manómetro de prueba se calibrará con objeto de
asegurar su exactitud. El manómetro de prueba se localizará en la parte más
baja del sistema, a fin de evitar un esfuerzo excesivo a cualquier equipo en la
zona inferior del sistema durante la prueba.
La presión de prueba será aplicada mediante un método adecuado de
bombeo u otra fuente de presión, la cual se aislará del sistema hasta que este
quede dispuesto para la prueba. Se instalará un manómetro en la descarga
de la bomba, como guía para vigilar la presión en el sistema. La bomba se
vigilará constantemente durante la prueba por una persona autorizada, quien
la desconectará del sistema cuando suspenda dicha vigilancia.
59
Las bombas, turbinas, sopladores y compresores no estarán sujetos a prueba
hidrostática en el campo. Cualquier equipo que contenga aditamentos de
diseño especial tales como juntas, sellos, etc., se excluirán de la prueba o se
probarán de acuerdo con las instrucciones del fabricante.
La presión de prueba se mantendrá durante 15 minutos antes de la inspección
y un lapso suficientemente largo para permitir la inspección completa del
sistema a prueba. En ningún caso, el período de inspección será menor a 10
minutos. Cuando un sistema sea aislado en un par de bridas compañeras, se
colocará una placa de bloqueo entre estas.
Los mangos u "orejas" de las placas de bloqueo se pintarán de un color
brillante que las haga fácilmente identificables, con el objeto de que puedan
ser localizadas y quitadas antes de la operación de arranque. Se elaborará
una lista de todas las placas de bloqueo y bridas ciegas que se hayan
instalado para la prueba y asegurarse de que todas hayan sido desmontadas.
Los extremos de tubería donde sea imposible el uso de placas de bloqueo,
tales como bombas, compresores, turbinas o cualquier sitio donde se haya
desconectado o quitado el equipo antes de la prueba hidrostática, se
bloquearán con bridas ciegas normales del mismo rango que el sistema de
tubería que se está probando.
Las tuberías con válvulas de retención tendrán la fuente de presión localizada
flujo arriba de la válvula, de modo que la presión esté aplicada bajo el asiento.
Si esto no es posible, se desmontará el disco o se mantendrá en posición de
abierto.
La tubería de instrumentos se probará junto con el sistema de tubería hasta
la válvula de bloqueo más cercana al instrumento. Cuando exista una unión
flujo abajo de la válvula, se desmontará durante la limpieza y prueba, con el
60
fin de prevenir que inadvertidamente se introduzca tierra o materia extraña a
la tubería de instrumentación.
Las pruebas adicionales después de las reparaciones con soldadura, se harán
a las presiones especificadas para la prueba original. Se elaborarán y
conservarán reportes de prueba de todos los sistemas probados, dichos
reportes incluirán fecha de prueba, identificación de la tubería probada,
presiones de operación y prueba, fluido de prueba y firmas de aprobación de
la persona a cargo de la misma y del representante del cliente.
Instrumentos.
Las válvulas de relevo y discos de ruptura se desmontarán o bloquearán del
equipo o de la tubería antes de la prueba hidrostática. Las conexiones de las
válvulas de relevo roscadas se taponarán temporalmente durante la prueba.
Las placas de orificio y otros elementos primarios de medición de flujo no se
instalarán en la tubería hasta que el lavado a presión y la prueba hayan sido
terminadas.
Los manómetros indicadores de presión locales, podrán probarse junto con la
tubería si la presión de prueba no excede al rango de la escala. Sin embargo,
el manómetro se bloqueará de la tubería durante la limpieza y lavado a
presión. En líneas donde la presión de prueba sea mayor que el rango del
manómetro, este se desmontará y las conexiones serán taponadas o
bloqueando dicho manómetro.
Válvulas de control con válvulas de bloqueo y desvío.
En caso de que la presión de prueba sea la misma, flujo arriba o abajo de la
válvula de control, las válvulas de bloqueo y del desvío se dejarán abiertas y
la válvula de control abierta o cerrada (lo que se juzgue más conveniente). Si
la presión de prueba flujo arriba difiere de la presión de prueba flujo abajo, la
61
porción de tubería flujo arriba se probará con la válvula de control abierta, la
válvula del desvío cerrada y bloqueada; la válvula de bloqueo flujo arriba
abierta y la válvula de bloqueo flujo abajo cerrada o bloqueada.
Cuando las válvulas de control se prueben junto con la tubería, se evitará el
apretar el empaque de las mismas para prevenir fugas. En caso de que la fuga
en una válvula de control sea excesiva al grado que impida alcanzar la presión
de prueba, se bloqueará o desmontará.
Los flotadores de instrumentos de nivel, localizados en el interior de
recipientes o equipo, se quitarán de estos antes de la prueba en caso de que
se desconozca la presión máxima permisible del flotador, o si esta es menor
a la presión hidrostática designada para el recipiente o equipo.
Las cajas externas de flotadores (piernas de nivel) se probarán junto con el
recipiente o equipo sólo en caso de saber que el flotador tiene una presión
externa permisible superior a la presión de prueba hidrostática designada. En
caso de desconocerse la presión externa permisible sobre el flotador o si esta
es inferior a la prueba hidrostática designada y la caja del flotador ha sido
previamente probada en el taller o en campo antes de la instalación del
flotador, se aislará aquella de la prueba hidrostática cerrando las válvulas
adyacentes del bloqueo y abriendo la del drene de la caja del flotador.
Si la caja del flotador no ha sido previamente probada y se desconoce la
presión externa permisible de prueba sobre el flotador o ésta es inferior a la
prueba designada, se desmontará y la caja se probará junto con el equipo.
Ciertos tipos de instrumentos con sus líneas de conexión a proceso pueden
ser probadas a la misma presión que las líneas principales de tubería o equipo
al cual estén conectados, siempre y cuando su rango soporte la presión de
prueba.
62
Grupo I.
Instrumentos de nivel tipo desplazador.
Válvulas de Control
Niveles de Cristal
Cámaras de medición de flujo
Rotámetros
Interruptores de Nivel tipo flotador
Instrumentos de presión diferencial de flujo.
Indicadores tipo Bartón de flujo.
Termo pozos.
Indicadores de presión.
Interruptores de alarma e indicadores de nivel tipo flotador abierto.
Las partidas especiales de la lista anterior que no soporten las presiones
normales de prueba serán excluidas de la misma mediante aislamiento o
desmontaje. Cualquier otro tipo de instrumentos no se probarán a la presión
de la línea, pero tendrán terminales conectoras de proceso probadas hasta la
válvula de bloqueo más cercana al instrumento. Se tendrá especial cuidado
de que el equipo esté protegido, desmontado o bloqueando las líneas de
conexión al instrumento y desconectando o venteando los mismos. En caso
de que el aire o gas no dañe los instrumentos, éstos podrán probarse con aire
o gas inerte.
Grupo II
Analizadores
Instrumentos de nivel de Diafragma
Interruptores de flujo en línea
Medidores de desplazamiento positivo
Registradores y transmisores de presión
Sensores de flujo tipo turbina
63
Reguladores de conexión directa
Válvulas de control de presión balanceada
Interruptores por presión
Drenado y Secado.
Cuando la prueba hidrostática se haya completado, la presión se desfogará
de tal manera, que no constituya ningún peligro para el personal ni dañe al
equipo. Todos los venteos serán abiertos antes de drenar el fluido de prueba
y permanecerán abiertos durante el drene, a fin de prevenir la formación de
bolsas de vacío en el sistema.
Las válvulas, placas de orificio, juntas de expansión y accesorios de tubería
que hayan sido desmontados al efectuar las pruebas se reinstalarán con sus
empaques adecuados. Las válvulas que fueron cerradas durante la prueba
hidrostática se abrirán.
Después de que las líneas hayan sido drenadas, se desmontarán los soportes
temporales y entonces el sistema quedará listo para que las líneas sean
pintadas y aisladas.
El secado del sistema probado se limitará a drenar el fluido de prueba para
eliminar la mayor parte del líquido libre.
2.2.10
EMPALMES.
Los empalmes incluyen soldaduras de cruces de carreteras y ríos, soldar en
porciones de la tubería que se dejaron desconectadas para los ensayos
pruebas hidrostáticas y cualquier trabajo adicional como colocar tapes
(adhesivos) o soldaduras de revestimiento. La cuadrilla de empalme trabaja
como una cuadrilla independiente cuyo objetivo es la culminación del trabajo
dejado inconcluso. Una vez que la cuadrilla de empalme concluye su trabajo,
el oleoducto queda listo para ser comisionado.
64
Gráfico 35. Empalme.
Fuente: 1995 IPL Technology & Consulting Services Inc.
2.2.11
COMISIONAR.
Después que la prueba hidrostática ha sido realizada y la tubería está lista
para servicio, comienza la etapa de comisionamiento.
Comisionar es la preparación de la línea para entrar en servicio. Durante esta
fase, las válvulas, bombas y sistemas centrales son revisados para asegurar
que estén operando adecuadamente. También se bombea producto a través
de la línea para desplazar el agua que se utiliza durante la prueba hidrostática.
Esta agua se recolecta, filtra y trata para luego disponer de ella. Una vez que
los ingenieros y técnicos declaran que la línea está lista para ser usada, la
línea esta “comisionada”.
2.2.12
LIMPIEZA.
Finalmente la tubería es cubierta por la capa de suelo vegetal que fue dejada
a un lado del derecho de paso en las operaciones iniciales de limpieza. En
algunas oportunidades los dueños de tierra pueden solicitar que las vías de
65
acceso y las cercas permanezcan. Sus deseos son respetados. Sin embargo,
usualmente, se mantiene una política estricta de regresar el derecho de paso
a sus condiciones originales.
Esto hace que la construcción y operación del oleoducto causen la menor
intromisión posible en a sus alrededores.
Gráfico 36. Limpieza y restauración del derecho de paso.
Fuente: 1995 IPL Technology & Consulting Services Inc.
2.2.13
REPARACIÓN DE DAÑOS.
Una vez concluida la construcción, todos los reclamos por daños deben ser
atendidos. Los daños en el derecho de paso son atendidos por la empresa,
mientras que los daños fuera del derecho de paso son responsabilidad del
contratista. Las vías de acceso pueden haber sido dañadas, perturbados los
hábitats o heridos los animales domésticos.
Adicionalmente, la pérdida de cosechas es una forma común de daños en
áreas agrícolas. Se deben tomar fotografías del área afectada como prueba
de los daños. En oportunidades los dueños de la tierra pueden exigir que la
66
capa vegetal perdida se reponga a expensas de la empresa. Muestras de
tierra tomadas antes de la construcción pueden demostrar que la tierra
removida es la misma que fue reemplazada.
La reparación de daños generalmente requiere la asesoría de expertos en
tierras y ambiente para apoyar a los agentes de tierra en sus negociaciones.
67
CAPITULO III
68
3. MARCO CONTEXTUAL.
3.1 UBICACIÓN, EXTENSIÓN Y LÍMITES DE LA PARROQUIA
LIMONCOCHA.
El área de estudio se ubica en la provincia de Sucumbíos, Cantón Shushufindi,
Parroquia Limoncocha, con una superficie total de 59.853,32 hectáreas.
Sus límites son: al norte con las parroquias de Shushufindi y San Roque, al
Sur: La Provincia de Orellana, al este: La Parroquia de Pañacocha y la
provincia de Orellana y al Oeste: La Provincia de Orellana
Datos Generales:
Parroquia:
Limoncocha
Cantón:
Shushufindi
Población al año 2001:
3.819 habitantes.
Población al año 2010:
6.817 habitantes.
Superficie cabecera:
30,36 hectáreas.
Superficie total de la Parroquia:
59.853,32 hectáreas.
Densidad poblacional 2011:
15,5 habitantes/hectárea.
Tasa de crecimiento parroquial anual:
3,48 %
En los siguientes gráficos se muestra la ubicación geográfica de la parroquia
con respecto al país y la provincia.
69
Gráfico 37. Mapa de Limoncocha con respecto al Ecuador.
Fuente: http://vototransparente.ec/apps/resultados2014/images/planes_trabajo
3.2 CARACTERIZACIÓN DE LA PARROQUIA LIMONCOCHA.
La Parroquia Limoncocha ubicada en el Cantón Shushufindi, provincia de
Sucumbíos, registra una superficie total de 59.853,32 has. y sus límites son:
al norte con las parroquias de Shushufindi y San Roque, al Sur: La Provincia
de Orellana, al este: La Parroquia de Pañacocha y la provincia de Orellana y
al Oeste: La Provincia de Orellana.
En el área de estudio se identifican dos tipos de climas, en el lado oeste de la
parroquia se registra el clima Tropical Mega térmico muy Húmedo;
70
normalmente localizado en zonas altas del relieve general y al este de la
parroquia se registra el clima Tropical Lluvioso, cuyas condiciones climáticas
(distribución de precipitaciones y mínimas diferencias de máximas y mínimas
temperaturas), hacen de la zona en estudio que no existan variaciones
climáticas significativas durante el año, siendo constantes las caídas de lluvias
y homogéneas la temperatura en todos los meses del año.
De acuerdo a datos del censo 2010 realizado por el INEC, la parroquia de
Limoncocha está conformada por 1082 hogares lo que representa el 10,54%
del total del Cantón Shushufindi, de la provincia de Sucumbíos; su población
al año 2010 alcanza los 6817 habitantes, distribuidos en 4086 hombres y
2731mujeres; reflejando una tasa de crecimiento promedio del 3,48%. La
Población Económicamente Activa (PEA) de la parroquia está representada
por el 49,74%, que corresponden a aquellas personas que se han incorporado
al mercado de trabajo, es decir, que tienen un empleo o que lo buscan
actualmente.
El rubro más importante lo constituye la producción de petróleo en la
Amazonía Ecuatoriana, convirtiéndola en la principal región generadora de
recursos energéticos y económicos del país. La importancia de la producción
hidrocarburífera es decisiva para el Ecuador cuya economía se nutre del
petróleo en un gran porcentaje.
Las diversas fases de la industria hidrocarburífera: explotación, producción,
transporte y almacenamiento e industrialización, han incidido directa e
indirectamente sobre los aspectos principalmente socio - económicos y
culturales de la parroquia. En la parroquia Limoncocha se encuentran
localizadas 3 estaciones de bombeo y 21 pozos. Así mismo, por el territorio
de la parroquia es atravesada por infraestructura de transporte de gas y
petróleo.
71
3.3 CAMPO LIMONCOCHA (BLOQUE 15).
El Bloque 15, con una extensión de 200.000 hectáreas, “es el primer bloque
que se ubicó en 4 áreas protegidas: Reserva Biológica de Limoncocha (46
km2), Bosque Protector de Pañacocha, y las áreas de amortiguamiento de la
Reserva Faunística Cuyabeno (28 km2) y el Parque Nacional Yasuní (209
km2).
Este bloque fue operado por la empresa estadounidense Occidental
Petroleum Corporation (OXY) desde 1985, año en que firma un contrato de
prestación de servicios con CEPE. En 1999, la compañía firma un contrato
mediante el cual se le adjudican los campos unificados de Limoncocha y
Edén-Yuturi 20. (Oilwatch, 2001).
En el año 2000, sin autorización del
gobierno ecuatoriano, la empresa cedió el 40% de sus concesiones a la
compañía Encana de Canadá. En marzo del 2006, terminó el contrato de la
compañía con el gobierno de Ecuador y las explotaciones fueron cedidas a
Petroecuador. Parte de la Comuna Yamanunka queda dentro de los límites
del que era el inicial Campo de Limoncocha y que, como se ha comentado
anteriormente, quedó unido con el Campo Edén-Yuturi.
Por último comentar que en el año 2007 la Comuna Yamanunka firmó un
convenio con Petroecuador conforme la compañía construiría nuevos pozos
en la zona del Campo de Limoncocha.
En el siguiente gráfico se muestra la ubicación de los pozos del campo
Limoncocha:
72
Gráfico 38. Mapa del campo Limoncocha.
Fuente: Mapa petrolero ecuatoriano.
3.4
PROCEDIMIENTOS
UTILIZADOS
PARA
LA
CONSTRUCCIÓN DE LA LÍNEA DE FLUJO ENTRE LAS
PLATAFORMAS YAMANUNKA 2 Y LIMONCOCHA 4.
Los procedimientos son de gran importancia en cualquier proceso laboral,
mucho más en la industria hidrocarburífera, debido a que sus procesos
representan un alto riesgo, tanto para la integridad de las instalaciones, del
medio ambiente, y por sobre todo para la seguridad del personal que realiza
estas actividades.
La empresa Petroamazonas E.P. ha establecido procedimientos para las
tareas o trabajos que se realicen dentro de los bloques que están bajo su
73
responsabilidad, tanto para el personal directo, como para el personal de las
contratistas, con el fin de que éstos cumplan con las normas establecidas en
los mismos, para las etapas antes, durante y después de la ejecución de las
actividades,
y
de
este
modo
evitar
posibles
incidentes, accidentes o enfermedades profesionales.
En la parte final de esta tesis se adjuntó como anexos todos los
procedimientos que fueron tomados en cuenta por la empresa contratista
Conduto Ecuador, para la construcción de la línea de flujo entre las
plataformas Yamanunka 2 y Limoncocha 4.
74
CAPÍTULO IV
75
4. DESARROLLO DE CÁLCULOS PARA EL DISEÑO
DE LA LÍNEA DE FLUJO ENTRE LAS PLATAFORMAS
YAMANUNKA 2 Y LIMONCOCHA 4.
4.1 CÁLCULOS PARA EL DISEÑO.
Se desarrollarán en forma secuencial los principales cálculos hidráulicos, y en
base a los resultados se logrará un diseño adecuado de la línea de flujo entre
las plataformas Yamanunka 2 y Limoncocha 4, los datos utilizados para la
ejecución se obtuvieron de reportes de campo de tal forma que los resultados
se ajusten en lo posible a la realidad, se considera en todo momento que el
fluido es incompresible, con temperatura constante a lo largo de la tubería, no
existen pérdidas al exterior y el diámetro de la tubería es constante. Se
considera un solo valor de rugosidad.
4.2 PROCEDIMIENTO DE CÁLCULO.
Se elaborarán bases de datos para la ejecución de los cálculos de forma
secuencial, los datos fueron obtenidos en campo y se refieren esencialmente
a dos aspectos:

Características de la tubería y

Propiedades físicas del fluido.
El caudal es conocido así como las alturas de la salida y llegada de la tubería,
se define una cabeza mínima de operación equivalente a toda la energía a
gastarse por fricciones menos la altura del lugar.
En base a lo establecido se determinará el número de Reynolds, factor de
fricción, pérdida de energía por Darcy y potencia.
76
4.2.1 BASE DE DATOS PARA REALIZAR EL DISEÑO DE LA LÍNEA.
4.2.1.1 Características de la tubería.
La tubería que se utilizará para la construcción de la línea de flujo entre las plataformas Yamanunka 2 y Limoncocha 4
tiene las siguientes características:
Tabla 3. Características de la tubería.
Diámetro interno de la tubería.
8,25 pulgadas
Diámetro externo de la tubería.
8,62 pulgadas
Longitud de la línea de flujo.
3045 metros
Rugosidad de la tubería.
ANSI.
0,0018
600
Presión máxima de diseño.
Schedule
1440 psi
40
Calidad de construcción.
Grado de resistencia.
A
Fuente: Petroamazonas EP.
77
API 5L
4.2.1.2 Características del fluido.
Se desarrollará una propuesta para el diseño de una línea de flujo que transportará fluido incompresible, emulsionado (crudo
y agua); desde la plataforma Yamanunka 2 hasta la plataforma Limoncocha 4, pertenecientes al campo Limoncocha.
En la plataforma Yamanunca-2 se encuentran 7 pozos productores operativos al momento, las características del fluido de
estos pozos están detalladas en la tabla 04, y en base a estos datos se podrán realizar los cálculos necesarios para el diseño
adecuado de la línea.
Tabla 4. Características del fluido de los pozos de la plataforma Yamanunka 2.
Fuente: Petroamazonas EP.
78
4.3 DESARROLLO DE CÁLCULOS.
En base a los datos obtenidos en campo se desarrollarán los principales
cálculos hidráulicos, para el diseño adecuado de la línea de flujo entre las
plataformas Yamanunka 2 y Limoncocha 4.
Se realizarán los cálculos hidráulicos en el siguiente orden:

Número de Reynolds.

Factor de fricción.

Pérdidas de cabeza causadas por la fricción.

Energía adicionada a las bombas (HP).

Potencia al freno (BHP).
Empezaremos por calcular el número de Reynolds, el cual nos permitirá
identificar con qué tipo de flujo trabajaremos en esta línea.
4.3.1 CÁLCULO DEL NÚMERO DE REYNOLDS.
Para calcular el número de Reynolds utilizaremos la ecuación 5 descrita
anteriormente. De los datos obtenidos en campo sabemos que diámetro
interno de la tubería es de 8,25 pulgadas, entonces desarrollaremos los
cálculos para determinar la velocidad y viscosidad del fluido.
𝑸=VxA
Donde:
Q= caudal (pies 3 /seg).
V= velocidad (pie/seg).
A= área (pies 2).
79
Ec. [ 15 ]
Despejando la velocidad tenemos:
𝑉=
𝑄
𝐴
Para calcular el área utilizaremos la siguiente ecuación:
𝐷2
𝑨= 𝜋𝑥
Ec. [ 16 ]
4
Donde:
A= área del cilindro (pulg 2 ).
π = 3,1416
D= diámetro (pulg 2 ).
Remplazando los datos tenemos:
(8,25)2
𝑨 = 3,1416 𝑥
4
A= 53,46 pulg 2
A= 0,37 pie2
o
Transformamos el caudal de bls/día a pies 3 /seg:
𝑸 = 4695
𝑏𝑙𝑠
𝑑í𝑎
𝑸 = 0,3051
o
𝑝𝑖𝑒𝑠3
𝑠𝑒𝑔
Remplazando el área y el caudal en la ecuación para la velocidad del fluido
tenemos:
𝑉=
𝑄
𝐴
𝑝𝑖𝑒𝑠 3
0,3051 𝑠𝑒𝑔
𝑽=
0,37 𝑝𝑖𝑒 2
𝑽 = 0,82
80
𝑝𝑖𝑒
𝑠𝑒𝑔
Para calcular la viscosidad del fluido utilizaremos la ecuación 2 descrita
anteriormente. De los datos obtenidos en campo conocemos que la viscosidad
cinemática del oil es 335.9 cp, entonces procederemos a realizar los cálculos
necesarios para determinar la densidad del fluido líquido (oil + agua):
Para calcular la densidad del fluido líquido total utilizaremos la siguiente
ecuación:
𝝆𝒇𝒍𝒖𝒊𝒅𝒐 𝒍í𝒒𝒖𝒊𝒅𝒐 = 𝝌𝒐𝒊𝒍(𝝆𝒐𝒊𝒍) + 𝝌𝒘(𝝆𝒘)
Ec. [ 17 ]
Donde:
𝜒𝑜𝑖𝑙 = Fracción volumétrica oil (bls/día).
ρ oil = densidad del oil (gr/cm3).
𝜒𝑤 = Fracción volumétrica oil (bls/día).
ρ w = densidad del agua (gr/cm3).
Primeramente calcularemos la gravedad específica del oil con la ecuación 4
mencionada anteriormente y con ese resultado determinaremos la densidad
del oil a la temperatura promedio (173°F) con la que va a fluir a través de la
tubería, para esto utilizaremos las siguientes ecuaciones:
º 𝑨𝑷𝑰 =
𝟏𝟒𝟏.𝟓
𝑮𝒆
− 𝟏𝟑𝟏. 𝟓
Despejando la gravedad específica tenemos:
𝐺𝑒 𝑜𝑖𝑙 =
141.5
𝐴𝑃𝐼 + 131.5
𝐺𝑒 𝑜𝑖𝑙 =
141.5
20.3 + 131.5
𝑮𝒆 𝒐𝒊𝒍 = 𝟎. 𝟗𝟑
Realizaremos el cálculo de la densidad del oil con la ecuación 3 mencionada
anteriormente:
81
𝑮𝒆 =
𝝆 𝒇𝒍𝒖𝒊𝒅𝒐
𝝆 𝒂𝒈𝒖𝒂
Despejando la densidad del oil tenemos:
𝝆 𝒐𝒊𝒍 @ 60°F = Ge ∗ 𝜌 𝑎𝑔𝑢𝑎
𝝆 𝒐𝒊𝒍 @ 60°F = 0.93 ∗ 0.999
𝝆 𝒐𝒊𝒍 @ 60°F = 0.929
𝑔𝑟
𝑐𝑚3
𝑔𝑟
𝑐𝑚3
Utilizaremos la ecuación 18 para corregir la densidad del oil a la temperatura
promedio (173 °F) con la que va a fluir a través de la tubería:
𝝆 𝒇𝒍𝒖𝒊𝒅𝒐 @ 𝑻° =
𝝆 𝒇𝒍𝒖𝒊𝒅𝒐 @ 𝟔𝟎°𝑭
𝑻−𝟔𝟖
𝟏𝟖𝟖𝟓
𝟏+
Ec. [ 18 ]
Donde:
ρ fluido @ T°= densidad del fluido a determinada temperatura (gr/cm3).
ρ fluido @ 60°F= densidad del fluido a 60 °F (gr/cm3).
T= temperatura a la cual se desea corregir la densidad (°F).
Remplazando los datos obtenidos en campo en la ecuación 18 tenemos:
𝒈𝒓
𝒄𝒎𝟑
𝝆 𝒐𝒊𝒍 @ 𝟏𝟕𝟑 °𝑭 =
𝟏𝟕𝟑 − 𝟔𝟖
𝟏+
𝟏𝟖𝟖𝟓
𝟎. 𝟗𝟐𝟗
𝝆 𝒐𝒊𝒍 @ 173°F = 0.8799
𝑔𝑟
𝑐𝑚3
Ahora realizaremos el cálculo de la densidad del agua con sal, a la
temperatura promedio (173 °F) con la que va a fluir a través de la tubería,
para esto primeramente calcularemos la gravedad específica del agua con sal
con las siguientes fórmulas:
𝑮𝒆 𝒘 𝒔𝒂𝒍 = 1 + 𝑆𝑇𝐷 ∗ 0695 ∗ 10−6
Donde:
Ge w sal= gravedad específica del agua con sal.
STD= total de sales disueltas en agua.
82
Ec. [ 19 ]
Remplazando los datos obtenidos en campo en la ecuación 19 tenemos:
𝑮𝒆 𝒘 𝒔𝒂𝒍 = 1 + 49173 ∗ 0695 ∗ 10−6
𝑮𝒆 𝒘 𝒔𝒂𝒍 = 1.034
Para obtener la densidad del agua con sal utilizaremos la ecuación 3:
𝑮𝒆 =
𝜌 𝑓𝑙𝑢𝑖𝑑𝑜
𝜌 𝑎𝑔𝑢𝑎
Despejando la densidad del agua con sal tenemos:
𝝆 𝒘 𝒔𝒂𝒍 @ 60°F = Ge ∗ 𝜌 𝑎𝑔𝑢𝑎 𝑝𝑢𝑟𝑎
𝝆 𝒘 𝒔𝒂𝒍 @ 60°F = 1.034 ∗ 0.999
𝝆 𝒘 𝒔𝒂𝒍 @ 60°F = 1.033
𝑔𝑟
𝑐𝑚3
𝑔𝑟
𝑐𝑚3
Así mismo se debe corregir la densidad del agua con sal a la temperatura
promedio (173 °F), con la que va a fluir a través de la tubería, para esto
utilizaremos la ecuación 18.
Remplazando datos tenemos:
𝒈𝒓
𝟑
𝒄𝒎
𝝆 𝒘 𝒔𝒂𝒍 @ 𝟏𝟕𝟑 °𝑭 =
𝟏𝟕𝟑 − 𝟔𝟖
𝟏+
𝟏𝟖𝟖𝟓
𝟏. 𝟎𝟑𝟑
𝝆 𝒘 𝒔𝒂𝒍 @ 173°F = 0.978
𝑔𝑟
𝑐𝑚3
Ahora que tenemos el resultado de las densidades del oil y del agua a la
temperatura promedio con la que van fluir por la tubería, procederemos a
remplazar estos datos en la ecuación 17, para determinar la densidad
ponderada del fluido líquido:
𝝆𝒇𝒍𝒖𝒊𝒅𝒐 𝒍í𝒒𝒖𝒊𝒅𝒐 = 𝝌𝒐𝒊𝒍(𝝆𝒐𝒊𝒍) + 𝝌𝒘(𝝆𝒘)
𝜌𝑓𝑙𝑢𝑖𝑑𝑜 𝑙í𝑞𝑢𝑖𝑑𝑜 =
846
3849
(0.879) +
(0.978)
4695
4695
83
𝜌𝑓𝑙𝑢𝑖𝑑𝑜 𝑙í𝑞𝑢𝑖𝑑𝑜 =
846
𝑔𝑟
3849
𝑔𝑟
(0.879 3 ) +
(0.978 3 )
4695
𝑐𝑚
4695
𝑐𝑚
𝝆𝒇𝒍𝒖𝒊𝒅𝒐 𝒍í𝒒𝒖𝒊𝒅𝒐 = 0.96
𝑔𝑟
𝑐𝑚3
Continuaremos con el cálculo de la viscosidad cinemática del oil, para esto
utilizaremos la ecuación 2:
𝜇
𝑈=
𝑼𝒐𝒊𝒍 =
𝜌
335.9 𝑐𝑃
𝑔𝑟
0.879
𝑐𝑚3
𝑼𝒐𝒊𝒍 = 381.7 𝑐𝑆𝑡
𝑚𝑚2
𝑼𝒐𝒊𝒍 = 381.7
𝑠𝑒𝑔
Para calcular la viscosidad cinemática del agua utilizaremos la ecuación 20:
𝑼𝒘 = 𝑒 (1.003−1.479(10
−2 )(𝑇)+1.982(10−5 )(𝑇)2 )
Donde:
Uw= viscosidad cinemática del agua (cSt).
e= 2.7172
T= temperatura (°F).
Remplazando los datos en la ecuación 20 tenemos:
−2 )(173)+1.982(10−5 )(173)2 )
𝑼𝒘 = 2.7172(1.003−1.479(10
𝑼𝒘 = 2.7172(1.003−2.5587+0.5932)
𝑼𝒘 = 0.382 𝑐𝑆𝑡
𝑚𝑚2
𝑼𝒘 = 0.382
𝑠𝑒𝑔
84
Ec. [ 20 ]
A continuación calcularemos el índice de viscosidad tanto del oil como del
agua, para posteriormente calcular la viscosidad cinemática del fluido líquido
total.
Para calcular el índice de viscosidad del oil y el agua utilizaremos la ecuación
21:
𝑰𝜸 = 41.10743 − [49.48258 log(log(U fluido líquido + 0.8))]
Ec. [ 21 ]
Donde:
𝐼𝛾 𝑜𝑖𝑙 = índice de viscosidad.
𝑈𝑜𝑖𝑙 = viscosidad del oil.
Remplazando los datos en la ecuación 21 para el oil tenemos:
𝑰𝜸 𝒐𝒊𝒍 = 41.10743 − [49.48258 log(log(381.7 + 0.8))]
𝑰𝜸 𝒐𝒊𝒍 = 41.10743 − (20.3929)
𝑰𝜸 𝒐𝒊𝒍 = 20.7145
Remplazando los datos en la ecuación 21 para el agua tenemos:
𝑰𝜸 𝒘 = 41.10743 − [49.48258 log(log(0.382 + 0.8))]
𝑰𝜸 𝒘 = 41.10743 − (−56.3638)
𝑰𝜸 𝒘 = 97.4712
Con los resultados de los índices de viscosidad tanto del oil como del agua,
podemos desarrollar la ecuación 22 y determinar el índice de viscosidad del
fluido líquido total.
𝑰𝜸 𝒇𝒍𝒖𝒊𝒅𝒐 𝒕𝒐𝒕𝒂𝒍 𝒍í𝒒𝒖𝒊𝒅𝒐 = ∑ ᴂ 𝑖 (𝐼𝛾 )𝑖
85
Ec. [ 22 ]
Donde:
Iγ fluido total líquido = índice de viscosidad del fluido total líquido.
∑ = sumatoria.
ᴂ= fracción volumen.
Iγ = índice de viscosidad.
Remplazando los datos en la ecuación 22 tenemos:
846
3849
(20.7145) +
(97.4712)
4695
4695
𝑰𝜸 𝒇𝒍𝒖𝒊𝒅𝒐 𝒕𝒐𝒕𝒂𝒍 𝒍í𝒒𝒖𝒊𝒅𝒐 =
𝑰𝜸 𝒇𝒍𝒖𝒊𝒅𝒐 𝒕𝒐𝒕𝒂𝒍 𝒍í𝒒𝒖𝒊𝒅𝒐 = 79.908 + 3.733
𝑰𝜸 𝒇𝒍𝒖𝒊𝒅𝒐 𝒕𝒐𝒕𝒂𝒍 𝒍í𝒒𝒖𝒊𝒅𝒐 = 83.6405
Ahora desarrollaremos la ecuación 23, esta nos ayudará a determinar la
viscosidad cinemática del fluido total líquido.
41.10743−(𝐼𝛾 𝑓𝑙𝑢𝑖𝑑𝑜 𝑡𝑜𝑡𝑎𝑙 𝑙í𝑞𝑢𝑖𝑑𝑜)
[
]
49.48258
10
𝑐𝑆𝑡 𝑓𝑙𝑢𝑖𝑑𝑜 𝑡𝑜𝑡𝑎𝑙 = 10
Ec. [ 23 ]
Donde:
cSt fluido total líquido = Viscosidad cinemática fluido total líquido (cSt).
Iγ fluido total líquido = índice de viscosidad del fluido total líquido.
Remplazando los datos en la ecuación 23 tenemos:
41.10743−(83.6405)
[
]
49.48258
𝑐𝑆𝑡 𝑓𝑙𝑢𝑖𝑑𝑜 𝑡𝑜𝑡𝑎𝑙 = 1010
(−0.8596)
𝑐𝑆𝑡 𝑓𝑙𝑢𝑖𝑑𝑜 𝑡𝑜𝑡𝑎𝑙 = 1010
𝑐𝑆𝑡 𝑓𝑙𝑢𝑖𝑑𝑜 𝑡𝑜𝑡𝑎𝑙 = 100.1382
𝑐𝑆𝑡 𝑓𝑙𝑢𝑖𝑑𝑜 𝑡𝑜𝑡𝑎𝑙 = 1.3746 𝑐𝑆𝑡
86
𝑐𝑆𝑡 𝑓𝑙𝑢𝑖𝑑𝑜 𝑡𝑜𝑡𝑎𝑙 = 1.3746
Transformando de
mm2
seg
a
pies2
seg
𝑚𝑚2
𝑠𝑒𝑔
tenemos:
𝒗𝒊𝒔𝒄𝒐𝒔𝒊𝒅𝒂𝒅 𝒄𝒊𝒏𝒆𝒎á𝒕𝒊𝒄𝒂 𝒇𝒍𝒖𝒊𝒅𝒐 𝒕𝒐𝒕𝒂𝒍 𝒍í𝒒𝒖𝒊𝒅𝒐 = 0.000014796
𝑝𝑖𝑒𝑠 2
𝑠𝑒𝑔
Con todos los resultados obtenidos, podemos desarrollar la ecuación para
determinar el número de Reynolds con la ecuación 5.
𝑹𝒆 =
𝐷.𝑉
ᶹ
𝑝𝑖𝑒𝑠
0.69 𝑝𝑖𝑒𝑠 ∗ 0.82 𝑠𝑒𝑔
𝑹𝒆 =
𝑝𝑖𝑒𝑠 2
0.000014796 𝑠𝑒𝑔
𝑹𝒆 = 38240.1
Según el número de Reynolds obtenido (3840.1), podemos determinar que el
flujo que tendremos en esta tubería será turbulento.
4.3.2 CÁLCULO DEL FACTOR DE FRICCIÓN.
Para calcular el factor de fricción utilizaremos la ecuación 8 descrita
anteriormente:
𝒇 = 0.16 (𝑅𝑒)−0,16
𝒇 = 0.16 (38240.1)−0,16
𝒇 = 0.02957
87
4.3.3 CÁLCULO DE LA PÉRDIDA DE CABEZA CAUSADA POR FRICCIÓN.
El cálculo de pérdida de cabeza causada por la fricción se lo desarrollará
utilizando la ecuación 9 de Darcy.
𝒉𝒇 = 𝑓 .
𝐿
𝐷
.
𝑉2
2𝑔
Para desarrollar esta ecuación se trasformará la longitud a pies, la velocidad
a pies/seg, el diámetro a pies y la aceleración de la gravedad a pies/𝑠𝑒𝑔2 .
L= 3045 mt o 9990.2 pies
V= 0.82 pies/seg.
D= 8.250 pulg o 0.69 pies.
g= 9.8 m/seg 2 o 32.2 pies/seg 2
Remplazando los datos en la ecuación 9 tenemos:
𝑝𝑖𝑒𝑠 2
9990.2 𝑝𝑖𝑒𝑠 (0.82 𝑠𝑒𝑔 )
𝒉𝒇 = 0.02957 ∗
∗
𝑝𝑖𝑒𝑠
0.69 𝑝𝑖𝑒𝑠
2(32.2
)
seg 2
𝒉𝒇 = 0.02957 ∗
𝒉𝒇 =
9990.2 0.672 𝑝𝑖𝑒𝑠
∗
0.69
64.4
198.52 𝑝𝑖𝑒𝑠
44.44
𝒉𝒇 = 4.5 𝑝𝑖𝑒𝑠
88
4.3.4 CÁLCULO PARA DETERMINAR LA ENERGÍA ADICIONADA A LAS
BOMBAS (HP).
Para determinar la energía adicionada a las bombas (HP), se utilizará la
ecuación 12, que se refiere a la energía de estado estable.
Hay que señalar que la altura en el punto A (Yamanunka2) es similar la altura
en el punto B (Limoncocha-4), por tal motivo ZA y ZB serán igual a cero. Se
realizará el cálculo de la gravedad específica del fluido total líquido con la
ecuación 24.
𝑮𝒆 𝒇𝒍𝒖𝒊𝒅𝒐 𝒕𝒐𝒕𝒂𝒍 𝒍í𝒒𝒖𝒊𝒅𝒐 = ∑ ᴂ 𝑖 (𝐺𝑒)𝑖
Ec. [ 24 ]
Donde:
Ge fluido total líquido = gravedad específica del fluido total líquido.
ᴂ= fracción volumen.
Ge = gravedad específica de cada fluido.
Para desarrollar la ecuación 24, primero se tiene que obtener la gravedad
específica del oil y del agua, ambas a la temperatura promedio (173 °F) con
la fluirán por la tubería, para esto se utilizará la ecuación 3.
𝑮𝒆 =
𝜌 𝑓𝑙𝑢𝑖𝑑𝑜
𝜌 𝑎𝑔𝑢𝑎
𝑮𝒆 𝒐𝒊𝒍 @ 𝟏𝟕𝟑°𝑭 =
𝜌 𝑜𝑖𝑙 @ 173°𝐹
𝜌 𝑤 @ 173°𝐹
𝑮𝒆 𝒐𝒊𝒍 @ 𝟏𝟕𝟑°𝑭 =
0.8799
0.946
𝑮𝒆 𝒐𝒊𝒍 @ 𝟏𝟕𝟑°𝑭 = 0.93
Remplazando los datos en la ecuación 3 para el agua con sal tenemos:
89
𝑮𝒆 𝒘 𝒔𝒂𝒍 @ 𝟏𝟕𝟑°𝑭 =
𝜌 𝑤 𝑠𝑎𝑙 @ 173°𝐹
𝜌 𝑤 𝑝𝑢𝑟𝑎 @ 173°𝐹
𝑮𝒆 𝒘 𝒔𝒂𝒍 @ 𝟏𝟕𝟑°𝑭 =
0.978
0.946
𝑮𝒆 𝒘 𝒔𝒂𝒍 @ 𝟏𝟕𝟑°𝑭 = 1.034
Ahora remplazaremos las gravedades específicas obtenidas del oil y el agua
@ 173 °F en la ecuación 24:
𝑮𝒆 𝒇𝒍𝒖𝒊𝒅𝒐 𝒕𝒐𝒕𝒂𝒍 𝒍í𝒒𝒖𝒊𝒅𝒐 @ 𝟏𝟕𝟑°𝑭 =
846
3849
(0.93) +
(1.034)
4695
4695
𝑮𝒆 𝒇𝒍𝒖𝒊𝒅𝒐 𝒕𝒐𝒕𝒂𝒍 𝒍í𝒒𝒖𝒊𝒅𝒐 @ 𝟏𝟕𝟑°𝑭 = 0.168 + 0.848
𝑮𝒆 𝒇𝒍𝒖𝒊𝒅𝒐 𝒕𝒐𝒕𝒂𝒍 𝒍í𝒒𝒖𝒊𝒅𝒐 @ 𝟏𝟕𝟑°𝑭 = 1.016
Con la gravedad específica del fluido total líquido obtenida podemos
desarrollar la ecuación 12, para obtener la energía adicionada a las bombas
(HP).
Remplazando los datos en la ecuación 12 tenemos:
162 𝑝𝑠𝑖
𝑉 2𝐴
140 𝑝𝑠𝑖
𝑉 2𝐵
+
+ 𝑍𝐴 + 𝐻𝑝 =
+
+ 𝑍𝐵 + 4.5 𝑝𝑖𝑒𝑠
𝑝𝑠𝑖
𝑝𝑠𝑖
2. 𝑔
2. 𝑔
0.4333
(1.016)
0.4333
(1.016)
𝑝𝑖𝑒
𝑝𝑖𝑒
Como se mencionó anteriormente la altura en A (ZA) y la altura en B (ZB) son
iguales, por tal motivo se eliminan. Así mismo ya que la velocidad del fluido
permanece constante a lo largo de la tubería, la velocidad en el punto A será
igual a la velocidad en el punto B, debido a esto estas también se eliminan,
quedando la ecuación de la siguiente manera:
162 𝑝𝑠𝑖
140 𝑝𝑠𝑖
+ 𝐻𝑝 =
+ 4.5 𝑝𝑖𝑒𝑠
𝑝𝑠𝑖
𝑝𝑠𝑖
0.4333
(1.016)
0.4333
(1.016)
𝑝𝑖𝑒
𝑝𝑖𝑒
90
Despejando HP tenemos:
𝐻𝑝 =
140 𝑝𝑠𝑖
162 𝑝𝑠𝑖
+ 4.5 𝑝𝑖𝑒𝑠 −
𝑝𝑠𝑖
𝑝𝑠𝑖
0.4333
(1.016)
0.4333
(1.016)
𝑝𝑖𝑒
𝑝𝑖𝑒
𝐻𝑝 =
140 𝑝𝑖𝑒𝑠
162 𝑝𝑖𝑒𝑠
+ 4.5 𝑝𝑖𝑒𝑠 −
0.44
0.44
𝑯𝒑 = − 𝟒𝟓. 𝟓 𝒑𝒊𝒆𝒔
El resultado del cálculo del Hp es un valor negativo (- 45.5 pies) debido a que
no es necesario adicionar energía en superficie para empujar el fluido desde
la plataforma Yamanunka 2 hacia la plataforma Limoncocha 4, ya que la
energía proporcionada por las bombas electrosumergibles de cada pozo es
suficiente para desplazar este fluido hasta la plataforma Limoncocha 4.
4.3.5 CÁLCULO PARA DETERMINAR LA POTENCIA AL FRENO (BHP).
Por último se determinará la potencia al freno con la ecuación 13. De la
investigación realizada en campo se ha podido establecer que las bombas
electrosumergibles que están en funcionamiento en los 7 pozos de la
plataforma Yamanunka 2, se encuentran trabajando con una eficiencia
promedio del 85%.
Remplazando los datos en la ecuación 13 tenemos:
𝑩𝑯𝑷 =
𝑄 . 𝐻 . 𝐺𝑒
5651 . ℎ
𝑩𝑯𝑷 =
(195.6) (−45.5) (1.016)
(5651)(0.85)
𝑩𝑯𝑷 =
(195.6) (−45.5) (1.016)
(5651)(0.85)
𝑩𝑯𝑷 =
−9042.19
4803.35
𝑩𝑯𝑷 = −𝟏. 𝟗
91
Se obtuvo un valor negativo (- 1.9) en el cálculo del BHP, debido a que no se
necesita de una bomba en superficie para desplazar el fluido hacia la
plataforma Limoncocha 4.
92
CAPÍTULO V
93
5.
CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES.
5.1 CONCLUSIONES.

Con el desarrollo de esta tesis se concluye que para diseñar
apropiadamente un oleoducto, se deben entender las siguientes
condiciones: características de la tubería, las propiedades físicas del
fluido, y la relación entre la tubería y la tasa del flujo del fluido, llamado
el número de Reynolds (Re).

En el capítulo IV al obtener un valor negativo (- 45.5 pies) en el cálculo
del Hp, se puede determinar que no es necesario adicionar energía en
superficie para empujar el fluido desde la plataforma Yamanunka 2
hasta la plataforma Limoncocha 4, debido a que la energía
proporcionada por las bombas electro sumergibles de cada pozo es
suficiente para desplazar este fluido hasta la plataforma Limoncocha
4.

De igual manera en el capítulo IV se obtuvo un valor negativo (- 1.9) en
el cálculo del BHP, debido a que no se necesita de una bomba en
superficie para desplazar el fluido hacia la plataforma Limoncocha 4, y
por ende no será aplicable el cálculo de potencia requerida.

Se pudo establecer que el proceso de soldadura
es de gran
importancia en la construcción de oleoductos, debido a que si los tubos
no son soldados apropiadamente, no soportarán la presión requerida
para transportar los productos y podrían romperse durante las
operaciones normales del oleoducto y esto puede costar millones de
dólares en pérdidas de producto, disminución del despacho, limpieza,
reparaciones y litigaciones; por tal motivo es necesario que los
soldadores sean calificados para realizar este trabajo.
94

El proceso de aplicación con soldadura con arco manual es de mayor
utilización y aceptación en la construcción de oleoductos, ya que este
proceso es menos costoso, de amplia aceptación y fácil de adaptarse
a cualquier topografía; no así los procesos automáticos que en los
ensayos son más eficientes, pero el uso de consumibles es mayor, por
lo tanto son más costosos y además el principal inconveniente es su
falta de adaptación a cualquier terreno.

En el capítulo II se resaltó la importancia de las pruebas hidrostáticas
en las tuberías, pues con ellas se verifica la calidad de estas,
comprobando la integración física, química y mecánica de un sistema
antes de ponerlo en operación.

Según lo estipulado en la norma ASME B31.4, en
el capítulo II
referente a inspecciones y pruebas se sabe que las porciones de
tubería que vayan a operar a más del 20% de la mínima resistencia de
fluencia especificada, deben ser sometidas en cualquier punto a una
prueba hidrostática equivalente a no menos de 1,25 veces la presión
interna de diseño durante por lo menos 4 horas.

El comisionamiento es la preparación de la línea para entrar en servicio,
en esta fase, las válvulas, bombas y sistemas centrales deben ser
revisados minuciosamente, para asegurar que estén operando
adecuadamente.

Una vez finalizada la construcción de la línea de flujo, todos los
reclamos por daños deben ser atendidos, se debe mantener una
política estricta de regresar el derecho de paso a sus condiciones
originales.
95
5.2 RECOMENDACIONES.

En la construcción de oleoductos, se recomienda tomar en cuenta en
la etapa de planificación los asuntos especiales tales como vías de
acceso, vías acuáticas, terrenos complejos y áreas ambientales
sensibles, ya que se minimizará los costos de construcción en estas
áreas habiendo planificado cuidadosamente la ruta del oleoducto.

Se recomienda examinar la vía terrestre mediante el uso de fotografías
aéreas, esta inspección garantizará que todos los aspectos
encontrados en la ruta seleccionada para el tendido del oleoducto, sean
conocidos y evaluados.

Se recomienda planificar la cantidad necesaria de equipos para la
construcción de la línea de flujo, así como también disponer del número
adecuado de personal para realizar el trabajo y que estos sean
debidamente calificados para cada una de sus funciones.

Es de gran importancia que luego de la etapa de soldadura de la línea,
los inspectores realicen la inspección de la soldadura utilizando
métodos radiográficos, para garantizar la integridad de la tubería.

Hay que tomar en cuenta que la presión hidrostática máxima de prueba
no será mayor que 1 ½ veces la presión máxima permisible de trabajo,
esto quiere decir que la presión hidrostática máxima de prueba de un
sistema, estará limitada por la presión máxima de prueba del
componente más débil de dicho sistema.
96
GLOSARIO.
Densidad. Es una propiedad característica de un objeto que relaciona la masa
del material por unidad de volumen.
Cabeza dinámica (HD). Es la presión, expresada como cabeza en pies o
metros, que tiene un líquido en movimiento, en virtud de la velocidad del
líquido.
Cabeza estática (HS). Es un término que describe la cantidad de energía
almacenada en un líquido como presión.
Cabeza neta positiva de succión (CNPS). Es la presión de cabeza que
previene la formación de vapor en la boquilla de succión de una bomba
centrífuga o cavitación en el impulsor.
Cabeza de elevación (HE). Es un término que representa la energía potencial
de un fluido debido a su altura por encima de un nivel de referencia,
generalmente se toma el nivel del mar.
Cabeza total. Se refiere a la suma de la presión estática y la altura en un
punto determinado del oleoducto. Cuando no hay flujo en la línea, la cabeza
estática total es una constante para cada carga de líquido entre estaciones de
bombeo.
Compresibilidad. Es el grado al cual el volumen de un fluido cambiará con
una variación de presión.
Diagrama de Moody. Es la representación gráfica de los factores de fricción
para una serie de condiciones de flujo relacionadas. Estas curvas relacionan
dos parámetros adimimensionales, el número de Reynolds, Re, y la rugosidad
relativa, e/D, de la pared interna de la tubería, con la factor de fricción, f.
97
Disposición de bombas en paralelo. Es un arreglo de bombas en donde el
flujo se divide en dos o más ramas que son bombeadas separadamente, luego
se vuelven a combinar en un solo flujo.
Disposición de bombas en serie. Es un arreglo de bombas en donde la
descarga de una bomba fluye hacia la succión de la siguiente.
Ecuación de Bernoulli. Es una ecuación que relaciona la energía total en dos
puntos en un líquido incompresible fluyendo a una tasa constante.
Ecuación de Darcy. Se usa para calcular la cantidad de cabeza que se
convierte en energía térmica debido a la fricción, a medida que el líquido fluye
por la tubería.
Ecuación de la energía de estado estable. Es una modificación de la
ecuación de Bernoullli la cual combina la fricción y el trabajo suministrado por
las bombas. Compara la energía en dos puntos diferentes y explica la adición
o la remoción de energía entre los mismos puntos.
Factor de fricción (f). Se determina experimentalmente por la correlación del
número de Reynolds y la rugosidad relativa de la tubería con la fricción del
fluido en la tubería por donde fluye.
Flujo crítico. Es el flujo de fluido que es inestable, alternando entre un flujo
turbulento y uno laminar. El flujo crítico se da en los números de Reynolds
entre 2400 y 3600.
Flujo laminar. Es el flujo de un fluido caracterizado por una mínima mezcla
entre el fluido en el centro de la tubería con el que está cerca a la pared de la
tubería. La velocidad en el centro es considerablemente mayor que aquella en
98
la pared de la tubería. El flujo laminar se da en el número Reynolds inferior a
2400.
Flujo turbulento. Es un flujo caracterizado por la mezcla entre el líquido que
va por el centro del tubo con el que va cerca a las paredes de la misma. La
velocidad prototipo es tal que es casi constante a través del área transversal
de la tubería hasta una pequeña distancia de la pared de esta tubería. El flujo
turbulento se da en el número Reynolds por encima de 3600.
Gradiente hidráulico. Es una línea en el diagrama de energía total que
muestra la suma de cabeza por altura y de la cabeza estática en cualquier
punto. La pendiente del gradiente hidráulico muestra la tasa en la cual se
pierde cabeza por fricción.
Gravedad específica. Es la razón de la densidad de un líquido comparado
con la densidad de un volumen igual de agua a una temperatura de referencia
de 60°F (15°C).
Máxima presión de operación (MPO). Es la presión máxima a la cual se
puede operar seguramente en un determinado lugar de la tubería.
Número de Reynolds (Re). Es una relación matemática que describe la
interdependencia entre el diámetro de la tubería, viscosidad del líquido y
velocidad de flujo. Es un número adimensional usado para describir el tipo de
flujo mostrado por un fluido en movimiento a través de una tubería de un
diámetro particular.
Pérdida de cabeza por fricción (hf). Es la pérdida de cabeza presión por la
fricción de un fluido en movimiento en una tubería. La cabeza se convierte en
energía térmica.
99
Perfil de elevación. Es una representación gráfica de la elevación de un
oleoducto por encima de una línea de referencia (generalmente el nivel del
mar) graficada contra la distancia a lo largo de ese oleoducto.
Presión de vapor. Es la presión por encima de la cual el líquido no se
evaporará más, a una temperatura dada.
Punto de fluidez. Es la temperatura más baja a la cual un líquido fluye o se
vierte cuando se enfría.
Rugosidad relativa (e/D). Es la razón entre la rugosidad absoluta de la pared
interna de la tubería sobre el diámetro interno de la tubería. Rugosidad
absoluta es la altura promedio de las imperfecciones en la superficie de la
pared de la tubería y es representada con el símbolo e.
Viscosidad. Es la tendencia de un líquido de resistirse a fluir.
100
BIBLIOGRAFÍA.
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de fluidos, Fundamentos del diseño de oleoductos. Alberta – Canada,
IPL TECHNOLOGY & CONSULTING SERVICES INC, pág. 3 – 26.
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Álvarez, Javier (2004). Bombas teoría, diseño y aplicaciones. Balderas
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rough microtubes. Estados Unidos, International Journal of Thermal
Sciences, pág. 248–255.
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101
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Recuperado
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02
Julio
del
2015,
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
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Parroquia Limoncocha. Recuperado el 05 de Diciembre del 2014, de:
http://vototransparente.ec/apps/resultados2014/images/planes_trabajo
102
ANEXOS
103
Anexo N° 1
MANUAL DE PROCEDIMIENTOS
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CONSTRUCCIÓN LÍNEA DE FLUJO
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1. OBJETIVO.
Este procedimiento establece las técnicas a seguirse en la ejecución del
zanjado para tubería enterrada.
2. ALCANCE.
Este documento se aplica a todas las actividades del zanjado para el Proyecto:
Construcción de línea de flujo desde la Plataforma Yamanunka 2 hasta la
plataforma Limoncocha 4.
DEFINICIONES.
Zanjado.- Actividad de excavación de la tierra en el cual se colocará la tubería.
Derecho de Vía (DDV).- Ancho permitido para los trabajos de construcción
del oleoducto, en toda su longitud.
3. RESPONSABILIDADES.
Superintendente de Construcción.- Planificación de las actividades
relacionadas con la aplicación de este procedimiento y provisión de recursos
para esta actividad.
Supervisor de Control de Calidad.- Es responsable del registro de las
actividades del zanjado en los formatos correspondientes.
Supervisor de Seguridad.- Es responsable de verificar las condiciones de
seguridad en lo relacionado a las actividades de excavación manual y de
tomar las acciones preventivas para garantizar el bienestar del personal que
se encuentre involucrado en esta actividad.
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MANUAL DE PROCEDIMIENTOS
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CONSTRUCCIÓN LÍNEA DE FLUJO
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EXCAVACION DE ZANJA
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4. DESCRIPCION DEL PROCEDIMIENTO.
4.1. Aspectos a ser considerados antes del inicio de la actividad de
zanjado.
· Realizar una inspección con el detector de cables y tubería para la ubicación
de estos y posteriormente realizar las calicatas.
· Verificar que este señalizado el eje de la zanja
· La zanja, será identificada cada 20 metros con estacas y marcado el eje de
zanja con cal para que quede marcado la ruta de la excavación.
· En caso de curvas cerradas, el estacado será ubicado a 2m
· Las dimensiones de la zanja, estarán de acuerdo con las especificaciones
técnicas del proyecto tomando en cuenta el diámetro de la tubería.
4.2. En la ejecución del zanjado, los siguientes puntos deben ser
considerados.
· El material de excavación será ubicado con una separación mínima de 0.50
m del filo, siempre evitando la sedimentación de las fuentes de agua natural.
· Las irregularidades existentes de la base de la zanja serán retiradas a fin de
garantizar el asentamiento de la tubería.
· La profundidad mínima de zanjado será de 1.50m por 0.8m mínimo de ancho,
como lo muestra la figura de diseño de zanja. La profundidad mínima será
medida desde el tope de la tubería hacia el tope de la superficie más baja del
terreno imperturbable.
105
MANUAL DE PROCEDIMIENTOS
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· Donde existan calles, caminos, o senderos etc., con accesos de vehículos o
animales, la zanja será abierta solamente antes de la instalación.
· El material de la excavación será ubicada de una forma correcta para evitar
obstrucciones.
· Si el material no puede ser puesto al lado contrario al dejado para paso de
máquinas, será puesto en montículos con una inclinación de 15º esparcidos
en el derecho de vía.
· El ayudante de máquina verificara que la profundidad de la zanja terminada
sea la correcta.
· En los tramos en donde se tenga interferencias tales como tuberías en
operación, cables energizados o sistemas de fibra óptica, se realiza la
excavación manual de calicatas para su ubicación y se realiza la identificación
de su recorrido haciendo uso de detectores de cable o metales, con el objeto
de eliminar el riesgo de daño de alguna instalación existente.
5. SEGURIDAD, SALUD Y PROTECCION AMBIENTAL
Riesgos potenciales relacionados con esta actividad:
a) Accidentes producidos con equipo pesado de zanjado
b) Derrumbe de zanja
Consideraciones relacionadas a los riesgos listados
· Los trabajadores tendrán una capacitación acerca de las normas que deben
seguir para trabajar con equipo pesado. El operador de equipo también será
capacitado para prevenir a otros trabajadores de las maniobras que ejecutará
el equipo.
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MANUAL DE PROCEDIMIENTOS
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· Será necesario tener una escalera para poder entrar o salir de la zanja, en
caso de usar escaleras de madera o metal, estas deben sobre salir por encima
del borde como mínimo un metro para tener una salida segura de la zanja.
· Antes de comenzar a trabajar en una excavación, revise las paredes de la
zanja, particularmente luego de una lluvia, debiendo ser solo el encargado del
frente quien autorice el inicio de actividades previo a una inspección.
· Los restos de la excavación u otros materiales en ningún momento deben
ser almacenados a menos de 0.50 metros del borde de cualquier excavación.
· Solamente el personal autorizado será permitido entrar o estar a un lado de
la zanja después de que el jefe de la fase de zanjado haga una inspección y
verifique que no hay peligro de derrumbe.
SEGURIDAD
Equipo de seguridad personal (EPP) obligatorio
· Gafas de protección o plástico transparente
· Uniforme
· Casco
· Botas
· Protección auditiva
Especificaciones para evitar accidentes
· No permanecer alrededor del radio de giro del tractor
· Nadie será transportado sobre los tubos
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MANUAL DE PROCEDIMIENTOS
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· Cuando la maquinaria es operada en terreno inclinado, el operador debe
estar atento cuando el tractor gire y hacer siempre el giro con la pala cerca al
suelo y también hacer el anclaje con el suelo, en el lado opuesto de la
excavación
· El operador debe estar atento con la gente alrededor de la maquinaria.
· Toda excavación, pozo o zanja debe resguardarse con el guía, tipo de
señalización para impedir la caída personas o animales.
· No se debe permanecer dentro de la excavación si hay algún equipo
trabajando en el borde.
SALUD
Un botiquín de primeros auxilios debe estar en campo bajo la responsabilidad
del jefe, y su contenido es:
· Algodón
· Gasa
· Vendas
· Agua oxigenada
· Alcohol
· Analgésicos
· Crema para quemaduras
· Esparadrapo
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PROTECCION AMBIENTAL.
Toda la basura generada por causa de esta actividad tales como: papel, cartón
plástico, lubricantes, etc., serán embalados en fundas plásticas y enviadas al
campamento principal al final del día en donde serán administrados de
acuerdo con el plan de manejo de basura.
6. REFERENCIAS.
· ASME B31.4 “Sistemas de Tubería para Transportación de Petróleo
Líquido”.
7. REGISTROS.
RG-2.1- PR-OC-OL-3-1 (REGISTRO DE APERTURA DE ZANJA).
8. ANEXOS.
No aplica.
Autor:
QA / QC
Revisado por:
109
Supervisor
QA/ QC
Aprobado
por:
Fiscalizador
PAM
Anexo N° 2
MANUAL DE PROCEDIMIENTOS
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DESFILE Y DOBLADO DE TUBERÍA
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1. OBJETIVO.
Definir el procedimiento de desfile y doblado de tubería a lo largo de una ruta
establecida para la construcción de la línea de flujo desde la plataforma
Yamanunka 2 hasta la plataforma Limoncocha 4.
2. ALCANCE.
Este procedimiento describe las actividades de inspección y documentación
necesaria para el control del regado y doblado de tubería en el proyecto.
2. DEFINICIONES.
Doblador.- Operador con experiencia en pre-doblado y doblado de tubería,
de acuerdo con los estándares aplicables de proyecto.
Desfile.- Acción de ubicar los tubos de manera correcta de tal manera que
facilite la instalación de los mismos en la fase de doblado y soldadura.
Doblado.- Curvatura de tubería producida de acuerdo con la condición del
terreno cumpliendo las especificaciones técnicas del proyecto.
Eje neutro.- lugar geométrico de la tubería doblada que se encuentra libre de
esfuerzos de tracción y compresión.
SAG.- Curva dada al tubo doblado en forma cóncava respecto a la superficie
del terreno.
OVER.- Curva dada al tubo doblado en forma convexa respecto a la superficie
del terreno.
LT: Curva dada al tubo doblado a lado izquierdo respecto al avance de
montaje de la tubería.
110
MANUAL DE PROCEDIMIENTOS
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DESFILE Y DOBLADO DE TUBERÍA
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RT: Curva dada al tubo doblado a lado derecho respecto al avance de montaje
de la tubería.
Placa calibradora.- Es una placa que verifica que el diámetro interior de la
tubería este dentro de las tolerancias. Es aplicada justo después del doblado
de la tubería
4. REPSONSABILIDADES.
Superintendente de Construcción.- Planificación de las actividades
relacionadas con la aplicación de este procedimiento y provisión de recursos
para esta actividad.
Doblador.- El doblador es el responsable de la ejecución del doblado de la
tubería.
Supervisor de Control de Calidad.- Es responsable de inspeccionar y
registrar diariamente esta actividad, y hacer cumplir con este procedimiento.
Supervisor de Seguridad.- Es responsable de verificar las condiciones de
seguridad en lo relacionado a las actividades de excavación manual y de
tomar las acciones preventivas para garantizar el bienestar del personal que
se encuentre involucrado en esta actividad.
5. DESCRIPCION DEL PROCEDIMIENTO
5.1. Especificaciones de la tubería
API 5L A STD, diámetro 8” NPS, espesor 0.322”.
5.2. Identificación de Tubería
El Supervisor de la fase de desfile y doblado es el responsable de elaborar la
planilla de tubos desfilados y doblados, describiendo: el kilómetro, número de
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DESFILE Y DOBLADO DE TUBERÍA
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fábrica, longitud, espesor, material, y cuando sean doblados la descripción de
la curva (desenvolvimiento, posición de la curva y grado).
5.3. Inspección del desfile y doblado de tubería.
5.3.1. Desfile
La distribución de la tubería se ejecuta de acuerdo a las especificaciones del
proyecto.
Esta actividad se documenta según el reporte de Desfile e Identificación de
tubería.
La tubería desfilada se la coloca sobre sacos de polipropileno rellenos de
arcilla y los extremos de la misma deben permanecer tapados para evitar que
se introduzcan objetos extraños dentro de la tubería.
El inspector QA-QC verifica la condición del desfile de la tubería.
Si un tubo es rechazado, se documenta mediante el formato de Reporte de
No-Conformidades.
El responsable del desfile marcará en los dos lados del tubo la soldadura
longitudinal (vena).
5.3.2. Doblado
Se utiliza una máquina hidráulica dobladora de tubo de Ф = 6” a Ф = 20”.
El doblado de la tubería se ejecuta en concordancia a las especificaciones del
proyecto y los estándares aplicables.
En consideración al ASME B31.4-2002, se establecen las siguientes
condiciones:
Radio mínimo de curvado: para tubería de 8” de diámetro se establece un
radio mínimo de 18 diámetros (párrafo 406.2.1) con lo que se obtiene una
112
MANUAL DE PROCEDIMIENTOS
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DESFILE Y DOBLADO DE TUBERÍA
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curvatura de 1.6º para un desarrollo en el tubo de 1 diámetro, esto es 1.6º / Ø.
Distancia recta en los extremos: Aproximadamente 2 m. (párrafo 434.7.1
d.)
Ovalamiento permitido: Menor al 2,5 % del diámetro nominal. (párrafo
434.7.1 b.)
Para la verificación del ovalamiento se realiza el paso de la placa calibradora
con las dimensiones de acuerdo a la tabla 1.
Tabla 1. Diámetros de placa calibradora.
Ø TUBERIA (pulg)
8
ESPESOR DE PARED
Ø PLACA CALIBRADORA
(pulg)
(mm)
0,322
195,88
Reducción espesor.- La pared de la tubería no será reducida a menos de
95% de su espesor nominal debido al proceso de curvado en frío.
Las soldaduras longitudinales no deberán ser expuestas a un gran esfuerzo
de curvatura y para evitar tal esfuerzo las mismas deberán ser ubicadas dentro
de 60 mm del eje neutral de la curva.
6. SEGURIDAD INDUSTRIAL, SALUD Y PROTECCION AMBIENTAL
SEGURIDAD INDUSTRIAL
Para el proceso de doblado se deben seguir las siguientes normas:
113
MANUAL DE PROCEDIMIENTOS
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DESFILE Y DOBLADO DE TUBERÍA
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· Las actividades se iniciarán con la realización de una reunión de seguridad
en la cual se explicarán los riesgos presentes en la fase, esta reunión será
registrada en el formato del permiso de trabajo respectivo.
· El equipo de izaje (sideboom) debe estar inspeccionado y en perfecto estado
de funcionamiento, los elementos y accesorios de izaje (fajas, grilletes, etc.)
deben ser verificados diariamente por parte del operador y semanalmente por
el personal de HES o el Departamento de Mantenimiento.
· Está prohibido que cualquier persona se coloque debajo de una carga en
suspensión.
· La movilización de tubería se la realizará con cabos guías por lo menos en
un extremo de la tubería para poder manipular y estabilizar posibles
movimientos bruscos de la misma.
· Se presenta el riesgo de atrapamientos de miembros superiores, por lo tanto
se evitará en lo posible el tomar directamente el tubo con las manos.
· El Uso del EPP en todas las actividades de esta fase y en todo el proyecto
se considera obligatorio.
PROTECCION AMBIENTAL.
Se deberán tomar en cuenta las siguientes normas:
· Está prohibido cazar, pescar o recolectar especies de flora y fauna presentes
en el área de trabajo.
· Está prohibido prender fogatas u hogueras a lo largo de todo el DDV.
· Se debe mantener en el sitio material absorbente para controlar cualquier
tipo de liqueos, tanto de combustible como de aceites y grasas de los equipos.
· Las actividades de abastecimiento de combustibles no se realizarán por lo
menos a 30 metros de distancias de cuerpos de agua.
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MANUAL DE PROCEDIMIENTOS
Doc. No.: PR-OM-OL-1-1
CONSTRUCCIÓN LÍNEA DE FLUJO
YAMANUNKA 2- LIMONCOCHA 4.
DESFILE Y DOBLADO DE TUBERÍA
Rev. No.: 01
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· Por ningún concepto está autorizado a transitar, cortar o talar vegetación
fuera del tramo asignado para el DDV.
· El cruce de maquinaria por los cuerpos de agua debe realizárselo aplicando
medidas que eviten la contaminación de los mismos y especialmente
levantamiento de sólidos que afecten a las comunidades que se abastecen de
los mismos.
· El control y evacuación de desechos generados será estricto, no se permitirá
que ningún tipo de desecho sea dejado en el DDV.
7. REFERENCIAS.
· ASME B31.4 “Sistemas de Tubería para Transportación de Petróleo
Líquido”.
8. REGISTROS.
· RG-1.1-PR-OM-OL-1-1 (DESFILE E IDENTIFICACION DE TUBERIA)
· RG-1.2-PR-OM-OL-1-1 (DOBLADO DE TUBERIA)
9. ANEXOS
Autor:
QA / QC
Revisado por:
115
Supervisor
QA/ QC
Aprobado
por:
Fiscalizador
PAM
Anexo N° 3
MANUAL DE PROCEDIMIENTOS
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BAJADO Y TAPADO DE TUBERÍA
Doc. No.: PR-OC-OL-4-1
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1. OBJETIVO.
Establecer los criterios necesarios para el proceso de bajado y tapado de
tubería.
2. ALCANCE.
Este procedimiento detalla los pasos a seguirse para bajar la tubería y tapar
la zanja, cumpliendo las especificaciones técnicas del proyecto de
construcción de la línea de flujo desde la plataforma Yamanunka 2 hasta la
plataforma Limoncocha 4.
3. DEFINICIONES.
Bajado de tubería.- Acción de colocar la tubería soldada en el fondo de la
zanja.
Tapado la tubería.- Acción de cubrir la tubería con el mismo material
removido durante la operación de zanjado.
Dique.- Una pared artificial utilizada para fijar la tubería y para la estabilización
del material de zanjado.
Zanja.- Una excavación larga y estrecha realizada en el suelo donde se
colocará la tubería.
4. RESPONSABILIDADES.
Superintendente de Construcción.- Planificación de las actividades
relacionadas con la aplicación de este procedimiento y provisión de recursos
para esta actividad.
Supervisor de Control de Calidad.- Es responsable de la testificación y
registro de las actividades de bajado y tapado del oleoducto.
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MANUAL DE PROCEDIMIENTOS
CONSTRUCCIÓN LÍNEA DE FLUJO
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BAJADO Y TAPADO DE TUBERÍA
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Supervisor de Seguridad.- Es responsable de verificar las condiciones de
seguridad en lo relacionado a las actividades de bajado y tapado y de tomar
las acciones preventivas para garantizar el bienestar del personal que se
encuentre involucrado en esta actividad.
5. DESCRIPCION DEL PROCEDIMIENTO
5.1. Bajado de la Tubería.
El bajado de tubería se inicia después de verificar la terminación de las fases
previas para cada sección e inmediatamente después de la inspección final
de holiday.
La tubería se levantará mediante un equipo adecuado utilizando fajas de
nylon, colocadas fuera de las áreas de uniones de suelda a ser probadas con
el Holiday Detector para verificar defectos o daños en el revestimiento. Se
realizarán las reparaciones necesarias de acuerdo con la especificación
apropiada.
Durante el proceso de bajado de la tubería:
Bajo ninguna circunstancia, a ninguna persona se le permitirá estar en la zanja
durante el proceso de bajado de la tubería.
El largo de la sección a ser bajada será tal que no ponga en riesgo la seguridad
del personal y equipo involucrados en la operación, y de modo que no
ocasione daños a la tubería o al ambiente.
El bajado de la tubería deberá hacerse preferiblemente durante la menor
temperatura ambiental. Esta operación deberá realizarse de modo que la
mayor extensión posible de la tubería esté basada en un punto medio de la
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MANUAL DE PROCEDIMIENTOS
CONSTRUCCIÓN LÍNEA DE FLUJO
Doc. No.: PR-OC-OL-4-1
YAMANUNKA 2- LIMONCOCHA 4.
BAJADO Y TAPADO DE TUBERÍA
Rev. No.: 01
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zanja y para que todas las secciones de la tubería sean puestas bajo
compresión longitudinal.
No permitir la localización de cualquier accesorio u objeto extraño en juntas
cubiertas.
No se colocarán bandas en las juntas circunferenciales soldadas.
Durante la operación de bajar la tubería, todos los doblajes deben basarse en
el centro de la zanja de modo que no tengan que ser apoyados.
El acabado del piso y paredes de la zanja se terminará mediante la eliminación
de raíces, inmediatamente antes de bajar la tubería.
En general, se espera que la tubería sea bajada en un tramo seco.
Donde sea necesario, el del fondo de la zanja deberá tener mayor profundidad
para garantizar el mínimo de cobertura establecido en el proyecto.
Para rellenar el fondo de la zanja, se utilizará de preferencia la tierra
proveniente de la excavación de la zanja, libre de materia orgánica, terrones,
raíces o piedras, etc.
Si la zanja estuviera llena de agua y no se hubiere previsto el uso de tubería
protegida por concreto, el agua será bombeada hacia afuera antes de bajar la
tubería de modo que se pueda inspeccionar la zanja y evaluar la necesidad
de tomar medidas protectoras antes de bajar la tubería.
Cuando las juntas circunferenciales soldadas no se ajusten al centro de la
zanja, se realizará una excavación adicional de modo que la sección encaje
adecuadamente.
Cuando exista contacto entre la tubería y las paredes de la zanja, se colocarán
bolsas de tierra entre la tubería y las paredes de la zanja.
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MANUAL DE PROCEDIMIENTOS
CONSTRUCCIÓN LÍNEA DE FLUJO
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BAJADO Y TAPADO DE TUBERÍA
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5.2. Tapado de la zanja.
La operación de tapar o llenar la zanja se realizará inmediatamente después
de bajar la tubería, mediante la utilización de un método y equipo adecuados
para prevenir cualquier daño a la tubería tomando en cuenta las condiciones
del terreno.
Antes de iniciar la operación de tapado de cualquier sección, se realizará una
inspección visual de la tubería bajada, la zanja se tapa con el material
proveniente de la excavación verificando que no exista la presencia de piedras
u objetos duros que puedan causar daños en la tubería o en su revestimiento.
El material del tapado debe ser compactado mecánicamente para garantizar
que no se presente acumulación de agua en las partes internas de la zanja.
6. SEGURIDAD INDUSTRIAL, SALUD Y AMBIENTE
SEGURIDAD INDUSTRIAL
Dentro de las normas de seguridad para las actividades de bajado y tapado
de la tubería se deben cumplir las siguientes:
· Previo al inicio de las actividades diariamente se realizará una reunión de
seguridad en la cual se explicarán las actividades y los riesgos inherentes a
las mismas, además de las medidas preventivas a ser aplicadas para el
control de los mismos, esta capacitación se registrará en el formulario adjunto
al permiso de trabajo emitido por PAM.
· Durante el proceso de bajado y tapado ninguna persona está autorizada a
ingresar a la zanja.
· El personal se mantendrá en el lado donde se ubiquen las máquinas mientras
se realice el izaje y el bajado de la tubería soldada, no se ubicarán al frente,
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MANUAL DE PROCEDIMIENTOS
CONSTRUCCIÓN LÍNEA DE FLUJO
Doc. No.: PR-OC-OL-4-1
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BAJADO Y TAPADO DE TUBERÍA
Rev. No.: 01
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esto evitará que pueda haber golpes o aplastamientos por la tubería en
proceso de ser bajada.
· El tramo a ser bajado deberá estar dentro de la capacidad de carga de la
maquinaria para asegurar la integridad de las mismas, se evitará de esta
manera que se puedan producir vuelcos de las mismas.
· El uso del EPP básico es obligatorio en esta y en todas las actividades que
se realicen en el proyecto.
· Existe la posibilidad de riesgo eléctrico en el proceso de detección de fallas
(holiday detector), se asegurará que este equipo esté conectado
correctamente, incluida la pinza de tierra.
· Una vez terminado el bajado se evitará en la medida de lo posible el ingreso
del personal a la zanja.
· El equipo pesado a utilizarse debe estar inspeccionado diariamente por el
operador y semanalmente por el supervisor de HES o el Departamento de
Mantenimiento, esta inspección semanal será registrada en los formatos
correspondientes. El mismo sistema de inspecciones se aplicará a los
elementos de izaje.
· Se mantendrá en el sitio la cantidad necesaria de agua para rehidratación
del personal causada por la temperatura del sector.
PROTECCCIÓN AMBIENTAL.
Se deberán tomar en cuenta las siguientes normas:
· Está prohibido cazar, pescar o recolectar especies de flora y fauna presentes
en el área de trabajo.
· Está prohibido prender fogatas u hogueras a lo largo de todo el DDV.
· Se debe mantener en el sitio material absorbente para controlar cualquier
tipo de liqueos, tanto de combustible como de aceites y grasas de los equipos.
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BAJADO Y TAPADO DE TUBERÍA
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Rev. No.: 01
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· Las actividades de abastecimiento de combustibles no se realizarán por lo
menos a 30 metros de distancias de cuerpos de agua.
· Por ningún concepto está autorizado a transitar, cortar o talar vegetación
fuera del tramo asignado para el DDV.
· El cruce de maquinaria por los cuerpos de agua debe realizárselo aplicando
medidas que eviten la contaminación de los mismos y especialmente
levantamiento de sólidos que afecten a las comunidades que se abastecen de
los mismos.
· El control y evacuación de desechos generados será estricto, no se permitirá
que ningún tipo de desecho sea dejado en el DDV.
7. REFERENCIAS.
· ASME B31.4 “Sistemas de Tubería para Transportación de Petróleo
Líquido”.
8. REGISTROS.
· RG-3.1- PR-OC-OL-4-1 (LIBERACION PARA BAJADO Y TAPADO DE
TUBERIA)
· RG-3.2- PR-OC-OL-4-1 (TAPADO DE ZANJA)
9. ANEXOS
No aplica.
Autor:
QA / QC
Revisado por:
121
Supervisor
QA/ QC
Aprobado
por:
Fiscalizador
PAM
Anexo N° 4
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CONSTRUCCIÓN LÍNEA DE FLUJO
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ACOPLE, SOLDADURA E
INSPECCIÓN DE OLEODUCTOS
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1. OBJETIVO.
Describir las actividades y definir los estándares de aceptabilidad para el
acople de tubería, soldadura e inspección en el proyecto.
2. ALCANCE.
Este procedimiento se aplica al acople, soldadura, e inspección de soldadura
en las actividades de la instalación de tubería.
3. DEFINICIONES.
Procedimiento de Soldadura Calificado.- Un método probado y detallado
por el cual las sueldas con propiedades mecánicas adecuadas pueden ser
producidas.
Radiólogo.- Persona calificada que realiza operaciones de gammagrafía
industrial.
Reparación.- Cualquier trabajo nuevo en una suelda completada, que
requiera soldadura para corregir una falla en la suelda, que ha sido
descubierta visualmente o con la prueba no destructiva y está fuera de los
límites o estándares de aceptabilidad
Consumibles de Soldadura.- El material de soldadura tales como:
electrodos, alambres, y varillas que cuando son soldados pasan a ser parte
de la suelda.
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CONSTRUCCIÓN LÍNEA DE FLUJO
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Rev. No.: 01
ACOPLE, SOLDADURA E
INSPECCIÓN DE OLEODUCTOS
Pág.: 2 de 11
4. RESPONSABILIDADES.
Superintendente de Construcción.- Planificación de las actividades
relacionadas con la aplicación de este procedimiento y provisión de recursos
para esta actividad.
Supervisor de Control de Calidad.- Es responsable de verificar las
operaciones detalladas en este procedimiento y documentar los resultados en
el registro de inspección respectiva / formatos de reportes.
Supervisor de Seguridad.- Es responsable de verificar las condiciones de
seguridad en lo relacionado a las actividades de soldadura y de tomar las
acciones preventivas para garantizar el bienestar del personal que se
encuentre involucrado en esta actividad.
5. DESCRIPCION DEL PROCEDIMIENTO
5.1. Acople.
El ángulo de bisel puede variar desde 30º a 35º
El ángulo del chaflán después del ensamblado puede variar desde 60º a 70º
La tolerancia de la apertura de raíz debe estar de acuerdo con el PQR y el
WPS aprobados
Biselado en Campo: Cuando el biselado es hecho nuevamente, se realiza con
una biseladora.
Las irregularidades serán eliminadas con amoladora y cepillos metálicos.
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ACOPLE, SOLDADURA E
INSPECCIÓN DE OLEODUCTOS
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La tubería es cortada en el ángulo anticipado para el bisel, con la maquina
biseladora.
El bisel debe ser limpiado aproximadamente 20 mm, desde los extremos de
la tubería, utilizando un cepillo metálico.
La posición de la costura de suelda longitudinal será verificada para asegurar
que no estén alineadas entre si, las mismas que deben tener una separación
de 3” (76.2 mm).
Las costuras longitudinales deben estar posicionadas en la mitad superior del
tubo es decir en sentido horario de 9 a 3.
El martilleo para dar forma a los extremos de la tubería no está permitido y si
el extremo de la tubería es martillado será rechazada.
Tapas en los terminales o tapas nocturnas serán puestas al final de cada día
para evitar la entrada de animales o cuerpos extraños de cualquier naturaleza.
Todo Arc-Strikes “pinchazo” que se detecte en la soldadura, será cortado.
5.2. Antes de la soldadura.
Inspección de Electrodos
Para la recepción de electrodos se procederá de acuerdo con el procedimiento
de recepción de materiales.
Inspección visual del contenedor para asegurar que no ha sufrido cualquier
daño, se ha mantenido su integridad y esta herméticamente sellado.
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ACOPLE, SOLDADURA E
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INSPECCIÓN DE OLEODUCTOS
El diámetro, la clasificación de electrodos debe ser verificada y los posibles
defectos en el revestimiento tales como: reducción de espesor, señales de
oxidación, deficiencia en la longitud dimensional, y excentricidad.
Electrodo de Soldadura
Las
varillas
y
electrodos
de
soldadura
deben
ser
almacenados
cuidadosamente para evitar cualquier daño. Cuando las varillas y los
electrodos de soldadura muestren cualquier daño no serán utilizados.
Los contenedores abiertos o cerrados deben ser mantenidos en la bodega en
un horno o caja de almacenamiento con focos para que la temperatura sea
más alta que la del ambiente y no menor a 20º C.
En el campo los electrodos deben ser almacenados en sus cajas en un lugar
seco y libre de humedad.
El stock de electrodos y varillas de soldadura serán utilizados en una rotación
para usar la varilla y/o el electrodo más antiguo primero
La varilla y/o el electrodo de soldadura no debe ser sacada de la caja de
almacenamiento a menos que se la vaya utilizar inmediatamente.
La varilla y/o el electrodo de soldadura que fuese rechazado por la inspección
o durante la ejecución de trabajo debe ser identificada y retirada del lugar de
almacenamiento y no ser usada para el trabajo de ensamblado de la tubería.
Es recomendado que la transportación del material sea hecho en cajas
cerradas de acuerdo con las recomendaciones del fabricante.
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ACOPLE, SOLDADURA E
INSPECCIÓN DE OLEODUCTOS
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Especificación del Procedimiento de Soldadura.
Estará de acuerdo con las especificaciones técnicas del material,
especificaciones del cliente y API-1104 y ASME B31.4 según corresponda.
Calificación del Procedimiento de Soldadura.
El procedimiento de soldadura será calificado de acuerdo con las
especificaciones del cliente y API-1104 y ASME B31.4 según corresponda.
Calificación de los Soldadores.
Todos los soldadores serán calificados de acuerdo con las especificaciones
del procedimiento de soldadura calificado.
Identificación de los Soldadores.
El soldador calificado es identificado con un número único, ejemplo: SP-01,
SP-02 etc. Es colocado en la capucha de soldadura y cerca de la suelda con
un marcador indeleble o adhesivo.
En caso de reparación de suelda, el número de soldador que realiza la
reparación será marcado en la tubería.
Si el soldador renuncia, su número no será utilizado por otro soldador.
Toda junta soldada será identificada para facilitar la trazabilidad, según
procedimiento.
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INSPECCIÓN DE OLEODUCTOS
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5.3. Ejecución de la soldadura.
Todos los procedimientos serán aprobados por la Gerencia de Control de
calidad de la empresa contratista y por el cliente.
- Especificación del Procedimiento de Soldadura (WPS)
- Registro de Calificación del Procedimiento de Soldadura ( PQR)
- Registro de Soldadores Calificados ( WPQ )
El Procedimientos de Soldadura ( WPS ) será dispuesto en el sitio de trabajo.
Todas las sueldas serán realizadas de acuerdo con la especificación del
Proceso de Soldadura (WPS Calificado).
Los biseles de la tubería son limpiados en cada lado de la región de soldadura
(dentro y fuera), y estarán libres de polvo, pintura, óxido, y si hay aceite o
grasa un solvente adecuado será utilizado.
Se utilizará mantas para protección de la soldadura cuando por el factor clima
se lo requiera.
Cuando la suelda es inaceptable y necesita ser cortada, la sección de corte
debe medir mínimo 2 pulgadas a cada lado del eje de soldadura.
En el caso de producirse alguna fisura en la realización de las juntas, esta
será cortada “no existe reparación”.
El inicio y la parada en cada pase de suelda, no debe empezar en el mismo
lugar.
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ACOPLE, SOLDADURA E
INSPECCIÓN DE OLEODUCTOS
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Los trabajos de soldadura no se realizaran cuando el clima afecte la calidad
de las juntas.
Todas las varillas de suelda serán recolectadas durante la ejecución del
trabajo.
El soldador tendrá un máximo del 4% de defectos del total de juntas soldadas.
5.4. Inspección después de la soldadura.
Todas las juntas soldadas son inspeccionadas visualmente por el Supervisor
de QA/QC después de la soldadura. Las sueldas que son aceptadas son
marcadas con un OK visual. Las sueldas que no son aceptadas son marcadas
para reparación.
El alcance de la prueba no destructiva a ser utilizado es el siguiente:
- El 100% de las sueldas serán radiadas en la totalidad de la circunferencia.
- El técnico de rayos X ASNT nivel II marcará las sueldas rechazadas
anotando la clase de defecto en su locación.
- Los criterios de aceptación y rechazo de las discontinuidades de soldaduras
y –reparación deben estar de acuerdo a lo especificado en API 1104 y ASME
B31.4 según corresponda.
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ACOPLE, SOLDADURA E
INSPECCIÓN DE OLEODUCTOS
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5.5. Reparación de la soldadura.
Dos intentos de reparación serán permitidos. Ninguna otra reparación será
realizada sin la autorización del cliente.
En caso de reparación parcial, el área a ser reparada debe ser abierta con un
ángulo de 60º y la parte de la base debe tener el ancho suficiente para evitar
la formación de socavadura externa según el procedimiento de reparación de
soldadura aprobado.
Cuando el defecto está en la raíz una cierra será utilizada y la reparación será
hecha de acuerdo con el procedimiento de reparación de soldadura aprobado.
Las reparaciones de suelda mayores o iguales al 30% del área de soldadura
deben ser cortadas.
6. SEGURIDAD, SALUD Y PROTECCION AMBIENTAL
· Previo al inicio de esta actividad se realizará una capacitación diaria de pre
jornada en la cual se explicarán los riesgos existentes y las medidas de
prevención a ser aplicadas, esta capacitación será registrada en el formato
del permiso de trabajo respectivo.
· El equipo de protección está conformado por:
- Casco
- Gafas de seguridad
- Mascara contra el polvo
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ACOPLE, SOLDADURA E
INSPECCIÓN DE OLEODUCTOS
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- Mascaras Faciales
- Botas
- Protección auditiva
- Ropa de protección (manga larga)
- Guantes
- Pechera y mangas de cuero.
-Se debe asegurar que todos los cables están tendidos correctamente y que
no representen peligro.
· Las moto soldadoras deben estar conectados a tierra durante todo el tiempo
que permanezcan prendidas.
· El cable debe ser inspeccionado constantemente y encontrarse en buenas
condiciones, cualquier daño menor en el recubrimiento de los mismos debe
ser reparado mediante la utilización de cinta termo fundente, siempre que no
se vea afectada la estructura interna del cable.
· De igual manera el Supervisor de HES realizará inspecciones periódicas de
todos los equipos, cables y herramientas utilizadas en esta actividad.
PROTECCION AMBIENTAL.
Se deberán tomar en cuenta las siguientes normas:
· Está prohibido cazar, pescar o recolectar especies de flora y fauna presentes
en el área de trabajo.
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INSPECCIÓN DE OLEODUCTOS
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· Está prohibido prender fogatas u hogueras a lo largo de todo el DDV.
· Se debe mantener en el sitio material absorbente para controlar cualquier
tipo de liqueos, tanto de combustible como de aceites y grasas de los equipos.
· Las actividades de abastecimiento de combustibles no se realizarán por lo
menos a 30 metros de distancias de cuerpos de agua.
· Por ningún concepto está autorizado a transitar, cortar o talar vegetación
fuera del tramo asignado para el DDV.
· El cruce de maquinaria por los cuerpos de agua debe realizárselo aplicando
medidas que eviten la contaminación de los mismos y especialmente
levantamiento de sólidos que afecten a las comunidades que se abastecen de
los mismos.
· El control y evacuación de desechos generados será estricto, no se permitirá
que ningún tipo de desecho sea dejado en el DDV.
7. REFERENCIAS.
· ASME B31.4 “Sistemas de Tubería para Transportación de Petróleo
Líquido”.
· API 1104 “Sistemas de Tubería para Transportación de Petróleo Líquido”.
8. REGISTROS.
· RG-2.1-PR-OM-OL-2-1 (REGISTRO DIARIO DE SOLDADURA)
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ACOPLE, SOLDADURA E
INSPECCIÓN DE OLEODUCTOS
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· RG-2.2-PR-OM-OL-2-1 (WELD LOG)
· RG-2.3- PR-OM-OL-2-1 (REPORTE DE REPARACIÓN DE SUELDAS.)
· RG-2.4-PR-OM-OL-2-1 (INSPECCION DE ELECTRODOS)
9. ANEXOS
No aplica.
Autor:
QA / QC
Revisado por:
132
Supervisor
QA/ QC
Aprobado
por:
Fiscalizador
PAM
Anexo N° 5
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CRUCE DE CAMINOS, RÍOS
MENORES Y ÁREAS PANTANOSAS
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1. OBJETIVO.
Este procedimiento describe las técnicas a ser usadas en la ejecución de
cruces de caminos, ríos menores, cursos de agua y zonas inundables.
2. ALCANCE.
Este procedimiento es aplicable en la ejecución de cruces de caminos, ríos
menores, esteros y pantanos que se encuentran a lo largo del recorrido de las
tuberías a instalarse en el proyecto.
3. DEFINICIONES.
Cruce.- Obra especial correspondiente al paso de la tubería a través de
caminos, ríos, riachuelos, lagos y regiones permanentemente anegadas.
4. RESPONSABILIDADES.
Superintendente de Construcción.- Planificación de las actividades
relacionadas con la aplicación de este procedimiento y provisión de recursos
para esta actividad.
Supervisor de Control de Calidad.- Es responsable del cumplimiento y
registro de las actividades contempladas en este procedimiento.
Supervisor de Seguridad.- Es responsable de verificar las condiciones de
seguridad en lo relacionado a las actividades y de tomar las acciones
preventivas para garantizar el bienestar del personal que se encuentre
involucrado en esta actividad.
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CRUCE DE CAMINOS, RÍOS
MENORES Y ÁREAS PANTANOSAS
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5. DESCRIPCION DEL PROCEDIMIENTO
5.1. Cruce de caminos.
Apertura de Zanja
La secuencia de eventos seguirá este método:
· Apertura y preparación de la zanja.
· El tapado mínimo de la tubería estará dada por las especificaciones técnicas
del proyecto.
· Todas las precauciones deben ser tomadas de tal forma que la zanja sea
abierta y tapada el mismo día.
· Tomar todas las precauciones para minimizar la interrupción de tráfico en el
cruce.
· Los cruces en calles, autopistas y caminos deben ser restaurados
inmediatamente una vez que el trabajo es terminado.
· El ángulo de las paredes de la zanja varía en función de factores como: tipo
de suelo, condiciones ambientales y aplicación de cargas superficiales.
5.2. Cruces de ríos.
· Los cruces serán preferentemente perpendiculares a los ríos, esteros u otros
cursos de agua, a menos que el diseño de la ruta prevea lo contrario.
· Durante la ejecución de cruces de río no se deberá obstaculizar el flujo
normal de agua.
· La ejecución del cruce de río atenderá a las siguientes indicaciones:
· Levantamiento topográfico y batimétrico de la sección a lo largo del río, antes
y después de la apertura de la zanja.
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CRUCE DE CAMINOS, RÍOS
MENORES Y ÁREAS PANTANOSAS
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· La zanja será ejecutada utilizándose excavadoras hidráulicas.
· La tubería deberá ser lanzada horizontalmente, siendo permitidas curvas
verticales a fin de evitar grandes excavaciones.
· Después de ejecutar los ensayos no destructivos, todas las juntas serán
revestidas y protegidas.
· Antes de hacer el bajado del tramo, deberá ser verificada la profundidad de
excavación de la zanja, después del bajado del tramo deberá ser verificado
su tapado.
· Luego del bajado deberá ser hecho el tapado mínimo de la tubería que es
de 1.5 metros con relación al lecho original del curso de agua, excepto cuando
otra profundidad sea establecida por el cliente.
5.3. Cruces de pantanos.
Las zonas pantanosas que requieren un método especial de construcción
están divididas en dos clases:
A) Áreas semi-húmedas que solo están temporalmente inundadas y que al
momento de la construcción se encuentran con una profundidad de agua entre
0 y 20 cm.
B) Áreas húmedas que están permanentemente inundadas y que al momento
de la construcción se encuentran con una profundidad de agua entre 20 y 70
cm.
Instalación del oleoducto en zonas pantanosas clase A.
La zona tiene que ser empalizada para permitir el ingreso de maquinaria. El
montaje de la tubería en esta clase de pantanos sigue un esquema
convencional. Un tractor tiende tubos, realizará el desfile de tubería
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concretada, la cual va a ser soldada y empatada con la línea regular. Se
excavará una zanja con excavadora, la cual, debido a las condiciones del
terreno ya descritas, se va a llenar con agua, por lo cual el bajado y el tapado
se realizarán lo más rápido posible.
Instalación del oleoducto en zonas pantanosas clase B.
Una excavadora realizará la apertura de la zanja. A fin de no hundirse, la
máquina se va a apoyar en esteras hechas de varillas de metal, las cuales
serán movidas por la misma máquina durante el proceso de construcción de
la zanja. El material excavado será depositado al margen derecho e izquierdo
de la zanja, sirviendo como guía durante el lanzamiento.
6. SEGURIDAD, SALUD Y PROTECCION AMBIENTAL
SEGURIDAD
Los riesgos especiales asociados a esta actividad son:
· Colapso de la zanja del cruce.
· Accidentes viales provocados por la excavación de la zanja del cruce.
· Contaminación de los cuerpos de agua con aceite o combustible.
· Accidentes con el equipo pesado de instalación del cruce.
Consideraciones relacionadas a los riesgos descritos:
· Se realizará previo el inicio de esta actividad una capacitación de pre jornada
en la cual se analizarán las medidas preventivas a ejecutar para minimizar y
controlar los riesgos, esta será registrada en el formato correspondiente
adjunto al permiso de trabajo.
· El uso del EPP para esta actividad y para todo el proyecto en general es
obligatorio.
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· Se dará al talud de la zanja la inclinación necesaria para que ésta no colapse
en función de la consistencia del suelo, además la zanja estará abierta durante
el menor tiempo posible.
· Durante la realización de cruces de caminos se instalará señalización diurna
que alerte al tráfico automotor sobre la interrupción de la vía.
· Las máquinas que trabajen en los cuerpos de agua serán sometidas a una
inspección previa para verificar la no existencia de fugas de aceite y
combustible. Si pese a esto se produce un derrame, la cuadrilla de cruces será
equipada con un “kit” de derrames para limpiar el agua.
· Se instruirá a los trabajadores involucrados en esta fase sobre las normas
que se deben observar para trabajar con equipo pesado. El operador del
equipo también será instruido para que se valga de su ayudante en prevenir
a otros trabajadores sobre las maniobras que ejecutará el equipo.
· Se deberá mantener agua de consumo en cantidad suficiente que garantice
la rehidratación del personal inmerso en esta actividad.
· No pasar bajo cargas suspensas durante la ejecución de la actividad.
· No quedarse en posición del radio de acción de la pluma del “Side-Boom” o
el brazo de la excavadora.
· Ningún trabajador deberá ser transportado sobre los tubos.
· Serán instaladas señalizaciones móviles en ambos lados del cruce.
· Los operadores deben estar atentos al movimiento de personas en torno a
la máquina.
· Las personas relacionadas con esta actividad no deben pasar por atrás del
equipo, deben aguardar la señal del operador.
· Cada encargado debe orientar a los funcionarios sin experiencia sobre la
utilización de los equipos y herramientas de trabajo en su fase, a fin de que
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haya una adaptación adecuada por parte de ellos y así evitar posibles
accidentes por desconocimiento del tipo de trabajo que se realiza, luego
complementando en el campo la información de entrenamiento inicial de
seguridad.
· Para el ingreso a las zanjas. El personal será provisto de un arnés y de la
línea de guía, la cual será asistida por una persona en el exterior.
· El material extraído de la zanja se colocará por lo menos a 50 cm. del filo de
la misma para evitar desmoronamientos laterales en las paredes de la zanja.
· Se utilizará escaleras que sobrepasen el nivel del suelo mínimo un metro
una a cada lado del cruce para el cazo de ingreso a la zanja.
PROTECCION AMBIENTAL.
Se deberán tomar en cuenta las siguientes normas:
· Está prohibido cazar, pescar o recolectar especies de flora y fauna presentes
en el área de trabajo.
· Está prohibido prender fogatas u hogueras a lo largo de todo el DDV.
· Se debe mantener en el sitio material absorbente para controlar cualquier
tipo de liqueos, tanto de combustible como de aceites y grasas de los equipos.
· Las actividades de abastecimiento de combustibles no se realizarán por lo
menos a 30 metros de distancias de cuerpos de agua.
· Por ningún concepto está autorizado a transitar, cortar o talar vegetación
fuera del tramo asignado para el DDV.
· El cruce de maquinaria por los cuerpos de agua debe realizárselo aplicando
medidas que eviten la contaminación de los mismos y especialmente
levantamiento de sólidos que afecten a las comunidades que se abastecen de
los mismos.
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· El control y evacuación de desechos generados será estricto, no se permitirá
que ningún tipo de desecho sea dejado en el DDV.
7. REFERENCIAS.
· Standard Specification for Onshore Pipeline Installation API-1102
8. REGISTROS.
No aplica.
9. ANEXOS
No aplica.
Autor:
QA / QC
Revisado por:
139
Supervisor
QA/ QC
Aprobado
por:
Fiscalizador
PAM
Anexo N° 6
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1. OBJETIVO.
Este documento establece los criterios operacionales y requerimientos para la
ejecución de la limpieza, calibración, llenado y prueba hidrostática en
oleoductos.
2. ALCANCE.
Este procedimiento cubre los métodos de ejecución de limpieza, calibración,
llenado, prueba de presión, desalojo de agua y la inspección.
Con el fin de realizar la prueba, la siguiente metodología será aplicada:
- Presentación de documentos de construcción y de instrumentación a ser
utilizada en la prueba.
- Movilización del equipo para las pruebas hidrostáticas.
- Limpieza y paso de placa calibradora.
- Análisis físico químico del agua a ser utilizada para llenado y descarga de
agua de prueba, de acuerdo a la tabla 4.A anexo 2, del decreto ejecutivo 1215
del RAOH.
- Prueba Hidrostática.
- Desalojo de agua.
- Desmovilización del equipo encargado de las pruebas hidrostáticas.
- Toda esta operación se la realizará respetando el plan de manejo ambiental
manejado por Petroamazonas E.P.
3. DEFINICIONES.
Prueba Hidrostática.- El sistema es llenado con agua y la presión es
incrementada para probar la tubería del sistema.
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Desalojo de Agua.- Acción de retiro completo de agua de la tubería antes de
ponerla en servicio.
4. RESPONSABILIDADES.
Superintendente de Construcción.- Planificación de las actividades
relacionadas con la aplicación de este procedimiento y provisión de recursos
para esta actividad.
Supervisor de Control de Calidad.- Es el responsable de la prueba que será
aprobada por el cliente. Él será responsable de la ejecución correcta de las
actividades y de registrar la información requerida de la misma.
Supervisor de Seguridad.- Es responsable de verificar las condiciones de
seguridad en lo relacionado a las actividades de limpieza, calibración y
pruebas en tuberías, de tomar las acciones preventivas para garantizar el
bienestar del personal que se encuentre involucrado en esta actividad.
5. DESCRIPCION DEL PROCEDIMIENTO
5.1. Preparativos preliminares.
· Terminar la parte mecánica de la sección que debe someterse a prueba
hidrostática, incluyendo cualquier trabajo pendiente o ítem de la lista de
pendientes.
· Revisar toda la documentación requerida para la verificación de la
terminación mecánica.
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· Aprobar las secciones para prueba hidrostática, longitud, volumen,
ubicaciones de llenado y descarga.
· Muestra de análisis físico químico de la fuente de agua a ser tomada.
· Fabricar los lanzadores de chanchos temporales y cabezales de prueba.
· Instalar el lanzador y el equipo de prueba.
· Verificar la operación correcta del equipo e instrumentación.
· Verificar los certificados de calibración de los instrumentos de prueba.
· Verificación de la provisión del agua para la prueba y su calidad.
· Ubicación de un lugar adecuado para la evacuación del agua, con el fin de
evitar la erosión de la tierra.
· Colocar señales de precaución en el área de la prueba, aislando la
posibilidad de acceso a personal no involucrado en las pruebas. Mantener
constante vigilancia de las instalaciones para la prueba.
5.2. Especificaciones Técnicas de las líneas.
Material API 5L A ᶲ 8”, espesor: 0.322”
Longitud de la sección 3045 m aproximadamente.
Volumen de agua de prueba = 98.75 m3 ~ 621.1 BBL ~ 26086.9 gls.
5.3. Determinación de la presión de la prueba.
P min. = Presión hidrostática mínima de prueba (psi) a 1.25 x (PID).
P máx. = Presión hidrostática máxima de prueba (psi) al 90% de (EMFE)
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La presión de prueba en cualquier punto será mayor o igual a la presión
mínima de prueba de 1.25 multiplicada por la presión interna de diseño (PID)
en el punto más alto, y no excederá la presión de prueba máxima del 90% del
esfuerzo mínimo de fluencia (EMFE) en el punto más bajo, o según se indique
en las especificaciones del proyecto. La presión de prueba en el lugar del peso
muerto será determinada en el campo de acuerdo a la ubicación del mismo.
Cualquier tubería expuesta será cubierta con plástico o con cualquier otro
material adecuado para evitar la exposición directa a la luz solar.
Obtención de la presión máxima de prueba:
𝑃𝑚𝑎𝑥 =
2 ∗ 0.9 ∗ 𝑆𝑦 ∗ 𝑡
= 2169.76 𝑃𝑆𝐼
𝐷
En donde:
Sy = Esfuerzo de fluencia mínimo especificado para tuberías API 5L
Para API 5L A = 29948.4 psi
t = Espesor nominal (Pulg.)= 0.322”
D = Diámetro nominal externo (Pulg.)= 8”
Obtención de la presión mínima de prueba:
PID= 1440 psi (ANSI Clase 600)
Pmin. A 8” = 1440 x 1.25 = 1800 psi.
5.4. Plan de prueba.
El siguiente plan describe en forma detallada todas las actividades a
ejecutarse en la prueba hidrostática.
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Limpieza de la línea y calibración.
Se inserta un PIG de copas con cepillos de ᶲ 8”, en el cabezal de lanzamiento
ubicado en la abscisa 00+000 en la plataforma Yamanunka 2 y un cabezal
recibidor ubicada en la abscisa 03+045 en la plataforma Limoncocha 4. Estos
cabezales de limpieza se acoplarán a la línea mediante soldadura, se
insertara una columna de agua de 200 gls aproximadamente en la primera
pasada para lubricar la línea y como freno hidráulico al momento de la
recepción del PIG.
El PIG de copas y el PIG de esponja son lanzados mediante aire comprimido
con la presión de aire proveniente de un compresor de 750 cfm con un rango
de presión de 70 a 150 psi, estimándose que el proceso dure 180 minutos
aproximadamente la primera pasada y 150 minutos la segunda pasada. La
presencia de piedras, palos u otros materiales ajenos a la tubería determinará
la necesidad de realizar una o más corridas del PIG de copas.
En el cabezal de recepción de PIG tendremos instalado en la parte inferior un
drenaje por el cual fluirá el agua y en el extremo de éste un disipador de
energía para evitar la erosión. Esta agua se encausará hacia un tanque
temporal de sedimentación donde se recibirá todo el material residual
proveniente de la limpieza de la línea que se transportará al campamento para
tratarlos con el plan de manejo de desechos, posteriormente el agua se
encausará a un drenaje natural cercano al sitio.
Luego de recibido el chancho de limpieza y constatado que cualquier cuerpo
extraño que hubiese estado dentro del tubo ha sido retirado y que el proceso
de limpieza sea aceptado, se realiza el lanzamiento de un PIG con placa
calibradora.
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PLACA CALIBRADORA AL 95.00% - LINEA 8”, mayor espesor 0.322”
Ø Placa calibradora:
(Ø Exterior – 2 espesores) * 95.00 / 100
Ø Placa calibradora:
192.5 mm
7.58 pulg.
Por último, se analizará el estado de la placa calibradora, si sufrió algún daño
o deformación, y si el estado de la placa es aceptable se da por aprobado la
limpieza y calibración de la sección, y se procede al retiro de estos cabezales
para instalar los cabezales de prueba hidrostática continuando con las
siguientes actividades.
Llenado de la línea.
Para esta operación se instalarán, un cabezal de prueba hidrostática principal
ubicado en la abscisa 00+000 y un cabezal de prueba secundario ubicado en
la abscisa 03+045.
Dichas cabezas están provistas de todos los accesorios para realizar las
conexiones correspondientes al llenado de agua, venteo y puntos de control.
El llenado se realiza con una bomba (Peerless & wheatley o Garner Denver)
presión máxima 5000 psi y 250 gls/min.
Se utilizará el agua proveniente del estero Abs 01+715 previo al análisis físicoquímico de la misma, la cual será inyectada por el cabezal ubicado en la
abscisa 00+000 hacia la abscisa 03+045. Para evitar vacíos en el llenado de
la tubería se utilizará un PIG de esponja que será impulsado por el agua
inyectada por la bomba.
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Presurización de la línea.
La presión debe ser elevada moderadamente a una razón constante (máx de
20 psi/min) hasta llegar al 50%, en este momento, el supervisor de la prueba
empezará a trazar el gráfico presión/tiempo. La presión será incrementada al
70% del valor de prueba con periodos de estabilización y la inspección visual
entre ellos a partir de este punto, el bombeo debe hacerse sin grandes
variaciones de presión garantizando incrementos de 1 kg/cm2. Se mantienen
14.5 psi por minuto, hasta obtener el 100% de la presión de prueba.
Permitir a la presión de la línea estabilizarse por una hora.
En este punto la bomba de presión será desconectada. Verificar todas las
conexiones y medidores para cerciorarse que no haya fugas.
Se da inicio al periodo de mantenimiento de la prueba de 24 horas.
La presión se monitoreará continuamente durante la presurización, la
estabilización y los periodos de mantenimiento. La temperatura y presión se
registrarán simultáneamente, por lo menos cada 30 minutos durante el
período de mantenimiento.
La línea será aprobada si la línea está libre de fugas y si la presión no cae por
debajo del 1% de la presión de prueba designada dentro de las 24 horas.
Si la presión de prueba cae debajo del 99% de la presión de prueba designada
la línea será represurizada al 100% de la presión de prueba. Si llega a ser
necesario la represurización, el volumen de agua introducido será registrado.
Si la presión de prueba cae más allá del 1% de la presión de prueba designada
en las próximas 4 horas, y la pérdida de presión no puede atribuirse a
variaciones de temperatura, es evidente que existe una fuga.
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La presión de prueba de preferencia debe obtenerse durante las horas de
mayor calor del día, de modo que se eviten las sobre-presiones en la tubería
debido a la recuperación de la temperatura.
Para la presurización de la línea, se utilizará la misma bomba del llenado para
incrementar presión, bombeando agua hasta llegar al 40% de la presión de
prueba y mantenerle constante por 30 minutos hasta poder realizar inspección
visual de todas las partes acopladas y si no presentan fugas o liqueos,
continuamos con la elevación de presión hasta llegar a 70% de la presión de
prueba por 30 minutos y realizar inspección visual, luego continuamos con el
presurizado de la línea hasta llegar al 100 % de la presión de prueba, en donde
se mantendrá constante por 30 min., se realizarán las últimas purgas del
sistema, venteo y chequeo de fugas; a partir de esto, se da inicio a la prueba
hidrostática por 24 horas.
Se registra la presión y temperatura en el registrador Barton, y se debe tomar
lecturas en el manómetro y balanza de pesos muertos cada 15 minutos
durante la primera hora y posteriormente cada 30 minutos durante la prueba.
Despresurización de la línea.
La despresurización se realiza mediante el uso de las válvulas de drenaje,
ubicadas en el cabezal principal (00+000), y el cabezal secundario (03+045).
La presión se bajará lentamente hasta llegar a 0 psi, en ese momento se retira
la carta registrada en el registrador Barton para su aprobación por parte de los
delegados del cliente, para dar por concluida la prueba hidrostática.
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Desalojo del agua.
Para proceder con el desalojo se realizará un análisis físico químico de la
misma y con los resultados satisfactorios bajo la autorización del cliente se
procederá a vaciar la tubería
El desalojo de agua se lo realizara con flujo inverso al de llenado, haciendo
recorrer el PIG de esponja para desalojar el agua de la sección. El desalojo
deberá continuar según se requiera con corridas subsecuentes del PIG de
esponja para garantizar que la línea quede libre de agua. El desalojo de agua
de prueba debe ser realizado de forma similar al agua desalojada de limpieza
de la tubería.
6. SEGURIDAD, SALUD Y PROTECCION AMBIENTAL
SEGURIDAD
· Previo al inicio de las actividades diariamente se realizará una reunión de
seguridad en la cual se explicarán las actividades y los riesgos inherentes a
las mismas, además de las medidas preventivas a ser aplicadas para el
control de los mismos, esta capacitación se registrará en el formulario adjunto
al permiso de trabajo emitido por Petroamazonas.
· Se deberá mantener el área de pruebas en los dos extremos aisladas y
correctamente señalizadas, solo el personal asignado a esta actividad podrá
ingresar a los sitios de pruebas.
· Todo trabajo con maquinaria pesada en el DDV será suspendido mientras
dure el proceso de Prueba Hidrostática.
· Se deberá en coordinación con el personal de Petroamazonas en la medida
de lo posible restringir el tráfico pesado en el área a realizarse la prueba
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hidrostática. Adicionalmente se establecerá una velocidad de 10 Km/h en los
tramos donde la línea cruce la carretera.
· Previo al incremento y aumento de la presión se deberá verificar que no
existan liqueos en los accesorios instalados, además de que estos accesorios
cumplan con la especificación y rangos de presión requeridos para la prueba.
De presentarse estos liqueos se deberá bajar la presión a 0 (cero) para poder
realizar cualquier ajuste, no está permitido bajo ninguna circunstancia
realizarlos con presión.
· Toda conexión de mangueras, tanto de agua como de aire, que soporten
presiones altas, deberán estar asegurados con cables de acero para evitar el
efecto de látigo en caso de producirse una falla o rotura de los acoples.
PROTECCCION AMBIENTAL
Se deberán tomar en cuenta las siguientes normas:
· Una vez terminada la prueba se tomarán muestras del agua para ser
enviadas a un laboratorio certificado y ser analizadas de acuerdo a la tabla
establecida por el Reglamento 1215. Una vez que se tengan los resultados de
los análisis y cumplan con los parámetros se procederá previa autorización de
Petroamazonas a ser descargados al ambiente, aplicando métodos de control
de erosión adecuados.
· Está prohibido cazar, pescar o recolectar especies de flora y fauna presentes
en el área de trabajo.
· Está prohibido prender fogatas u hogueras a lo largo de todo el DDV.
· Se debe mantener en el sitio material absorbente para controlar cualquier
tipo de liqueos, tanto de combustible como de aceites y grasas de los equipos.
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· Las actividades de abastecimiento de combustibles no se realizarán por lo
menos a 30 metros de distancias de cuerpos de agua.
· Por ningún concepto está autorizado a transitar, cortar o talar vegetación
fuera del tramo asignado para el DDV.
· El cruce de maquinaria por los cuerpos de agua debe realizárselo aplicando
medidas que eviten la contaminación de los mismos y especialmente
levantamiento de sólidos que afecten a las comunidades que se abastecen de
los mismos.
· El control y evacuación de desechos generados será estricto, no se permitirá
que ningún tipo de desecho sea dejado en el DDV.
7. REFERENCIAS.
· API 1104, “Soldadura de oleoductos e instalaciones relacionadas”
· API 1110, Pruebas Hidrostáticas de Oleoductos”
· ASME B31.4 edition1998
8. REGISTROS.
RG-X- PR-OM-OL-5-1 (CERTIFICADO DE LIBERACIÓN DE PRUEBA DE
PRESIÓN)
RG-X- PR-OM-OL-5-1 (REGISTRO DE PRESIÓN Y TEMPERATURA)
RG-X- PR-OM-OL-5-1 (REPORTE DE LLENADO)
9. ANEXOS
No aplica.
Autor:
QA / QC
Revisado por:
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Aprobado
por:
Fiscalizador
PAM
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