“análisis del desgaste de un ducto astm a -53b sch...

MARZO 2015

INSTITUTO POLITÉCNICO NACIONAL ESCUELA SUPERIOR DE INGENIERÍA MECÁNICA Y ELÉCTRICA

SECCIÓN DE ESTUDIOS DE POSGRADO E INVESTIGACIÓN

PRESENTA:

LIC. EDITH GABRIELA RODRÍGUEZ ROJAS

DIRECTORES DE TESIS:

DR.JAIME REYNALDO SANTOS REYES

DR. DIEGO ALFREDO PADILLA PÉREZ

TESIS

TESIS

QUE PARA OBTENER E L GRADO DE MAESTRO EN CIENCIAS EN

INGE NIERÍA DE SISTEMAS

“Análisis del Desgaste de un Ducto

ASTM A -53B SCH 40”

Análisis del Desgaste de un Ducto ASTM A-53B SCH 40

Lic. Edith Gabriela Rodríguez Rojas Página I


Lic. Edith Gabriela Rodríguez Rojas Página II

INSTITUTO POLITÉCNICO NACIONAL ESCUELA SUPERIOR DE INGENIERÍA MECÁNICA Y ELÉCTRICA

SECCIÓN DE ESTUDIOS DE POSGRADO E INVESTIGACIÓN

CARTA CESIÓN DE DERECHOS

En la Ciudad de México D.F. el día 28 del mes de febrero del años 2015, la que

suscribe Edith Gabriela Rodríguez Rojas alumna de Posgrado de Maestría en

Ciencias en Ingeniería de Sistemas con número de registro A130792, adscrito

a la Sección de Estudios de Posgrado e Investigación de la E.S.I.M.E. Unidad

Zacatenco, manifiesta que es autor intelectual del presente trabajo de Tesis

bajo la dirección del Dr. Jaime Reynaldo Santos Reyes y el Dr. Diego Alfredo

Padilla Pérez y ceden los derechos del trabajo intitulado “Análisis del Desgaste

de un Ducto ASTM A-53B SCH 40”, al Instituto Politécnico Nacional para su

difusión, con fines académicos y de investigación.

Los usuarios de la información no deben reproducir el contenido textual,

gráficas o datos del trabajo sin el permiso expreso del autor y/o director del

trabajo. Este puede ser obtenido escribiendo a la siguiente dirección

[email protected]. Si el permiso se otorga, el usuario deberá dar el

agradecimiento correspondiente y citar la fuente del mismo.

Lic.Edith Gabriela Rodríguez Rojas Nombre y Firma

mailto:[email protected]


Lic. Edith Gabriela Rodríguez Rojas Página III

AGRADECIMIENTOS

A mi mama Edith

Por haberme apoyado en todo momento, por sus consejos, sus valores, por la motivación constante que me ha permitido ser una persona de bien, pero más que nada, por su amor.

Gracias

A mi esposo Miguel

Por siempre estar a mi lado en las buenas y en las malas; por su comprensión, paciencia y amor.

Gracias

A mi hija Valeria

Tu afecto y tu

cariño son los

detonantes de mi

felicidad, de mi esfuerzo

y de buscar lo mejor

para ti .Aun a tu corta

edad, me has enseñado

muchas cosas de esta

vida.

Gracias.

A mis maestros que

en este andar por la vida,

influyeron con sus lecciones

y experiencias en formarme

como una persona de bien y

preparada para los retos

que pone la vida, en especial

a mis asesores al Dr. Jaime

y al Dr. Diego a ellos les

dedico cada una de estas

páginas de mi tesis.

Gracias.


Lic. Edith Gabriela Rodríguez Rojas Página IV

A mi papa Jorge

Por los ejemplos de perseverancia y constancia que lo caracterizan y que me ha infundado siempre, por el valor mostrado para salir adelante y por su amor.

Gracias

A mis hermanos Jorge,

Toño y Fabián

Por su amor y enseñanza a salir adelante. Gracias por su paciencia, por preocuparse por su hermana mayor, gracias por compartir sus vidas, pero sobre todo, gracias por estar en otro momento tan importante en mi vida.


Lic. Edith Gabriela Rodríguez Rojas Página V

ANÁLISIS DEL DESGASTE DE UN DUCTO ASTM A-53B

SCH 40

RESUMEN

El sistema de transporte por ductos en nuestro país, consta de más de 55

000 km de tuberías dependientes de las cuatro subsidiarias sin contar los más de 14

mil kilómetros de líneas de descarga de pozos en operación que conforman Pemex,

los fluidos transportados son: crudo, gasolinas, diesel, gas licuado, gas natural y

productos petroquímicos, principalmente. En la actualidad los ductos son uno de los

principales sistemas de transporte de hidrocarburos.

Sin embargo, en la revisión de la literatura se encontró que ocurren

fallas en el sistema de ductos y que tiene consecuencias muy negativas en términos

de vidas humanas, lesiones, económicas e impactos negativos al medio ambiente. Por

lo consiguiente es de gran importancia estudiar estos sistemas técnicos y así tener un

mejor entendimiento de los mecanismos que conllevan a las fallas de los mismos.

Este proyecto de tesis abordó el estudio de un modelado del desgaste

de un ducto ASTM A-53B SCH 40 ampliamente usado en la industria del petróleo.

Para ello se emplearon los datos obtenidos mediante un sistema de diablos

instrumentado. Como resultado de la investigación, se diseñó una interfaz gráfica que

permite, por ejemplo, al usuario u operador de interactuar de manera gráfica, sencilla y

así poder estimar el desgaste de un ducto. Los resultados del análisis muestran, por

ejemplo, que el bloque 1B, al parecer es el más crítico con una 'proyección' de vida útil

de 19 años y posiblemente requiere un reemplazo o mantenimiento.

En general, el modelo tiene el potencial de poder hacer una 'proyección'

a futuro del desgaste de cualquier ducto; sin embargo, tiene limitaciones. Esto es, el

modelo puede emplearse para hacer una proyección futura del desgaste de ductos

siempre y cuando se tengan los datos, por ejemplo, de corridas de 'diablos'. De lo

contrario el modelo no se puede usar.


Lic. Edith Gabriela Rodríguez Rojas Página VI

WEAR ANALYSIS OF THE ASTM A-53B SCH 40 PIPELINE

ABSTRACT

The pipeline transportation system in our country, consists of more

than 55,000 km of pipelines dependent of four subsidiaries excluding more than

14,000 kilometers of lines discharge of operating wells that constitutes Pemex; the

transported fluid are mainly: crude, petrol, diesel, LPG, natural gas and

petrochemicals. Currently the pipelines are major hydrocarbon transportation

systems.

However, in the literature review it was found that failures occur in the

pipeline systems and has very negative consequences in terms of life loss, injury,

economic and negative impacts to the environment. It is therefore very important to

study these technical systems and thus have a better understanding of the

mechanisms leading to failures.

This thesis research project addressed the modeling of a pipeline

wear ASTM A-53B SCH 40 widely used in the petroleum industry. For this purpose

the data obtained through a system of instrumented inspection system was used. As

a result of the investigation, a graphical interface that allows, for example, the user

or operator graphical interface and simple manner; moreover, the tool my help to

estimate the wear of a pipeline. The results show, for example, that the block 1B,

apparently is the most critical; i.e., a 'projection' of useful life of 19 years was found

and possibly requiring a replacement or maintenance.

Overall, the model has the potential to make a 'projection' to wear of a

pipeline; however, has limitations. That is, the model can be used to make a future

projection of pipeline's wear as long as the data are available, for example, data from

an instrumented inspection system'. Otherwise the model cannot and should not be

used.


Lic. Edith Gabriela Rodríguez Rojas Página VII

INDICE

RESUMEN ................................................................................................................................... V

ABSTRACT ................................................................................................................................ VI

INTRODUCCIÓN ........................................................................................................................ X

OBJETIVOS ............................................................................................................................... XI

OBJETIVO GENERAL .............................................................................................................. XI

OBJETIVOS ESPECIFICOS ................................................................................................... XI

INDICE DE FIGURAS Y TABLAS.......................................................................................... XII

GLOSARIO ................................................................................................................................ XV

NOMENCLATURA ................................................................................................................ XVIII

CAPÍTULO 1 ............................................................................................................................... 1

ANTECEDENTES Y JUSTIFICACIÓN ................................................................................... 1

1.1 Importancia de la Industria Petrolera en el Contexto Internacional y Nacional . 1

1.1.1 Contexto Internacional ....................................................................................... 1

1.1.2 Contexto Nacional .............................................................................................. 3

1.1.3 Cadena de Valor de la Industria del Petróleo ................................................ 6

1.2 Accidentes en Ductos que Transportan Hidrocarburos en el Contexto

Internacional y Nacional ........................................................................................................ 8

1.2.1 Contexto Internacional ....................................................................................... 8

1.2.2 Contexto Nacional .............................................................................................. 9

1.3 Riesgo de Integridad de Ductos de Transporte de Hidrocarburos ................... 12

1.3.1 Integridad de Ductos ........................................................................................ 12

1.3.2 Inspección de Ductos ............................................................................................. 13

1.4 Justificación del Proyecto de Tesis ........................................................................ 15

1.5 Resumen del Capítulo ............................................................................................. 16

CAPÍTULO 2 ............................................................................................................................. 17

CONTEXTO ESPACIAL Y TEMPORAL, MARCO METODOLÓGICO Y TEÓRICO ..... 17

2.1 Contexto Espacial y Temporal ..................................................................................... 17

2.1.1 Contexto Espacial ................................................................................................... 17

2.1.2 Contexto Temporal ................................................................................................. 18

2.2 Marco Metodológico ...................................................................................................... 19

2.2.1 Primera Fase: Formulación del Problema .......................................................... 20


Lic. Edith Gabriela Rodríguez Rojas Página VIII

2.2.2. Segunda Fase: Formulación del Modelo ........................................................... 21

2.2.3 Tercera Fase: Obtención de una Solución y Prueba del Modelo ................... 21

2.2.4 Cuarta Fase: Establecer Controles e Implantación de la Solución ................ 22

2.3 Marco Teórico ........................................................................................................... 22

2.3.1 Teoría General de Sistemas ................................................................................. 24

2.3.2 Mecánica de Fluidos .............................................................................................. 25

2.3.3 Ductos en la Industria Petrolera .................................................................... 33


CAPITULO 3 ............................................................................................................................. 44

DESCRIPCIÓN DEL CASO DE ESTUDIO .......................................................................... 44

3.1.1 Sistema de Ductos Submarinos y Terrestres ................................................... 44

3.1.2 Pemex Gas y Petroquímica Básica .................................................................... 46

3.1.3 Pemex Refinación ................................................................................................. 47

3.1.4 Pemex Exploración y Producción (PEP) ........................................................... 48

3.1.5 Ductos que Transportan Diesel ........................................................................... 48

3.2 Ducto ASTM A-53B SCH 40 que Transporta Diesel ........................................... 49

3.2.1 Algunas Características de los Ductos que Transportan Diesel ..................... 50

3.2.2 Mapa de Localización del Ducto ......................................................................... 51


CAPITULO 4 ............................................................................................................................. 52

RESULTADOS DEL ANÁLISIS .............................................................................................. 52

4.1 Primera Fase: Formulación del Problema ................................................................. 52

4.1.1. Funcionamiento de Ductos ................................................................................. 52

4.1.2 Daños en Ductos .............................................................................................. 53

4.1.3 Mantenimiento de Ductos ................................................................................ 54

4.1.4 Formulación del Problema .............................................................................. 57

4.2 Segunda Fase: Construcción del Modelo ............................................................. 57

4.2.2 Presión Interna de Diseño ............................................................................... 58

4.2.3 El Factor de Capacidad Permisible (Fcp) ..................................................... 60

4.2.4 Espesor Mínimo Requerido ............................................................................ 61

4.2.5 Espesor de Tolerancia por Fabricación ........................................................ 62

4.2.6 Ecuación General de la Energía .................................................................... 63


Lic. Edith Gabriela Rodríguez Rojas Página IX

4.2.7 Ecuación de Reynolds ..................................................................................... 64

4.2.8 Ecuación del Factor de Fricción ..................................................................... 65

4.2.9 Ecuación de la Velocidad del Fluido .............................................................. 66

4.2.10 Ecuación de la Pérdida de Energía por Fricción en la Tubería. .................. 67

4.2.10 Ecuación del Sistema de Flujo ....................................................................... 68

4.3 Tercera Fase: Obtención de una Solución y Prueba del Modelo. .................... 70

4.3.2 Recolección de los Datos ................................................................................ 70

4.3.3 Análisis de los Datos ........................................................................................ 72

4.3.4 Diseño del Modelo para el Análisis del Desgaste de un Ducto ASTM A-

53B SCH 40 para medir el Desgaste. ........................................................................... 73

4.4 Cuarta Fase: Establecer Controles e Implantación de la Solución. ................. 81

4.5 Resumen del Capitulo ................................................................................................... 83

CAPITULO 5 ............................................................................................................................. 84

DISCUSIÓN, CONCLUSIONES Y FUTUROS TRABAJOS .............................................. 84

5.1 Discusión del Modelo Análisis del Desgaste de un Ducto ASTM A-53B SCH

40 84

5.2 Conclusiones ............................................................................................................. 91

5.2.1 Conclusiones en relación a los Objeticos Planteados ...................................... 91

5.2.1 Conclusiones en Relación al Modelo .................................................................. 91

5.2.1 Conclusiones en Relación al Enfoque Empleado en el Análisis ..................... 92

5.3 Consideraciones y Limitaciones .................................................................................. 92

5.3.1 Consideraciones ..................................................................................................... 92

5.3.2 Limitaciones ............................................................................................................. 93

5.4 Futuros Trabajos ............................................................................................................ 94

REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS ...................................................................................... 95

ANEXOS .................................................................................................................................. 101

ANEXO A: ACCIDENTES OCURRIDOS EN MÉXICO Y OTROS PAÍSES .................. 101

Fuente: Elaboración Propia .................................................................................................. 103

Fuente: Elaboración Propia .................................................................................................. 105

ANEXO B: EQUIPOS INSTRUMENTADOS ('DIABLOS')................................................ 106

ANEXO C: DATOS DE CORRIDAS DEL EQUIPO INSTRUMENTADO ('DIABLO') EN

EL DUCTO BAJO ESTUDIO DE LOS AÑOS 1994 Y 2004 ............................................ 114

ANEXO D: INFORMACIÓN TÉCNICA ADICIONAL ......................................................... 118


Lic. Edith Gabriela Rodríguez Rojas Página X

INTRODUCCIÓN

La evolución del transporte comenzó con la necesidad básica del

hombre de trasladar sus productos y hacer puentes de intercambio económico con

otras regiones por la preocupación del hombre de innovar en forma y diseño al

producto transportado. Es así como surge el sistema de transporte por ductos. Los

ductos que atiende inicialmente a la necesidad de trasladar hidrocarburos y otros

materiales potencialmente peligrosos, como una manera segura y confiable como

gases, líquidos, sólidos o multifásico.

En el año 1943 la demanda de combustibles aumentó por las

actividades económicas del país, se comenzó a construir ductos con la finalidad de

cubrir la necesidad de transporte y distribución de hidrocarburos. La industria petrolera

cuenta con una red de ductos distribuida en todo el país. El transporte por ductos de

hidrocarburos y materiales peligrosos ofrece seguridad en el traslado y manipulación

de estas sustancias por que representa una posible respuesta a preocupaciones

actuales para mejorar la eficiencia energética. Estos están diseñados ampliamente

para permitir el acceso a todos, a un costo razonable y de conformidad con el medio

ambiente.

Sin embargo, en la revisión de la literatura se encontró que ocurren

fallas en el sistema de ductos y que tienen consecuencias muy negativas en términos

de vidas humanas, lesiones, económicas e impactos negativos al medio ambiente. Por

lo consiguiente es de gran importancia estudiar estos sistemas técnicos y así tener un


Este proyecto de tesis se enfoca al estudio de un modelado del

desgaste de un ducto ASTM A-53B SCH 40 ampliamente usado en la industria del

petróleo. Para ello se emplearon los datos obtenidos mediante un sistema de diablos

instrumentado. El presente reporte presenta el desarrollo del proyecto de tesis.

http://es.wikipedia.org/wiki/Gas

http://es.wikipedia.org/wiki/L%C3%ADquido

http://es.wikipedia.org/wiki/S%C3%B3lido


Lic. Edith Gabriela Rodríguez Rojas Página XI

OBJETIVOS

OBJETIVO GENERAL

Llevar a cabo un modelado del desgaste de un ducto ASTM A-53B SCH

40 usado en la industria del petróleo para tener una mejor comprensión de los

mecanismos que conllevan a las fallas de los mismos.

OBJETIVOS ESPECIFICOS

Llevar a cabo una revisión de la literatura concerniente a los accidentes

de ductos en ambos contextos internacional y nacional.

Llevar a cabo una revisión de la literatura en relación a la normatividad

existente acerca de los ductos usados en la industria petrolera.

Recopilar ý analizar los datos obtenidos de la corrida del sistema de

diablos instrumentado.

Obtener una mejor comprensión del desgaste del tipo de ducto

seleccionado para así proponer posibles soluciones en cuanto al mantenimiento de los

mismos.

Documentar los resultados del proyecto de tesis.


Lic. Edith Gabriela Rodríguez Rojas Página XII

INDICE DE FIGURAS Y TABLAS

FIGURAS

Figura 1. 1 Países con mayor producción de petróleo en 2012 ............................... 2

Figura 1. 2 Principales países consumidores de petróleo en 2012 ......................... 3

Figura 1. 3 Producción En Las Regiones Noreste Y Suroeste En 2012 ................. 4

Figura 1. 4 Producción En Las Regiones Norte Y Sur En 2012 ............................... 5

Figura 1. 5 Cadena De Valor De La Industria Del Petróleo Y Sus Derivados. ......... 6

Figura 1. 6 Algunas Consecuencias De Accidentes En Ductos. ............................. 8

Figura 1. 7 Transporte Y Distribución De Crudo Y Derivados En Centros De

Refinación Y De Almacenamiento. .......................................................................... 10

Figura 1. 8 Algunas Estadísticas de Accidentes Ocurridos en las Diferentes

Etapas de la Cadena de Valor de la Industria Petrolera ......................................... 11

Figura 1. 9 Oleoducto de 30 Pulgadas Nuevo Teapa–Venta de Carpio ................ 12

Figura 1. 10 Equipo Instrumentado para la Inspección de Ductos....................... 14

Figura 2. 1 Focalización del Contexto Espacial ……………………………………..18

Figura 2. 2 Representación de cada Etapa de la Metodología de Churchman y

Ackoff ........................................................................................................................ 19

Figura 2. 3 Representación Gráfica de un Problema y de un Modelo ................... 20

Figura 2. 4 Representación Gráfica de la Solución y Prueba del Modelo y

Controles de la Solución .......................................................................................... 21

Figura 2. 5 Marco Teórico......................................................................................... 23

Figura 2. 6 La Presión Actúa de Forma Uniforme en Todas Direcciones ............. 26

Figura 2. 7 Gradiente de Velocidad en un Fluido en Movimiento .......................... 28

Figura 2. 8 Parte de un Sistema de Distribución de Fluido y Elementos de Fluido

Utilizados en la Ecuación de Bernoulli .................................................................... 29

Figura 2. 9 Sistema de Flujo de Fluido que Ilustra la Ecuación General de Energía

................................................................................................................................... 32

Figura 2. 10 Ejemplo de un Ducto. ........................................................................... 34

Figura 2. 11 Ejemplo De Un Equipo Instrumentado Tipo Magnético. ................... 36

Figura 2. 12 Técnica del Flujo Magnético en la Detección de Anomalías en

Ductos. ...................................................................................................................... 36

Figura 2. 13 Equipo del Tipo Ultrasonido ................................................................ 37

Figura 2. 14 Técnica de Eco Ultrasónico. ................................................................ 38


Lic. Edith Gabriela Rodríguez Rojas Página XIII

Figura 2. 15 Metodología para la Evaluación Directa de Integridad de Ductos. .. 40

Figura 3. 1 Sistema de Transporte por Ductos ……………………………………..44

Figura 3. 2 Ductos Marinos y su Localización ........................................................ 45

Figura 3. 3 Instalaciones Petroleras ....................................................................... 46

Figura 3. 4 Ductos de Transporte en PGPB ............................................................ 47

Figura 3. 5 Ductos de transporte en PR .................................................................. 47

Figura 3. 6 Ductos de transporte en PEP ................................................................ 48

Figura 3. 7 Ductos de Transporte de Diferentes Productos Derivados del Petróleo

................................................................................................................................... 49

Figura 3. 8 Localización del Ducto .......................................................................... 51

Figura 4. 1 Ductos de transporte y líneas de recolección …………………….53

Figura 4. 2 Elementos de un Ducto ......................................................................... 55

Figura 4. 3 Velocidad del Fluido .............................................................................. 66

Figura 4. 4 División de los Datos en Segmentos del año 1994 y 2004 .................. 72

Figura 4. 5 Elementos para la Construcción del Modelo ....................................... 74

Figura 4. 6 Parámetros en el Análisis Del Desgaste de un Ducto ASTM A-53B

SCH 40 ....................................................................................................................... 75

Figura 4. 7 Variables de Flujo en el Análisis del Desgaste de un Ducto ASTM A-

53B SCH 40 ............................................................................................................... 77

Figura 4. 8 Variables de Stock en el Análisis del Desgaste de un Ducto ASTM A-

53B SCH 40 ............................................................................................................... 78

Figura 4. 9 Sistema Dinámico del Análisis del Desgaste de un Ducto ASTM A-

53B SCH 40 ............................................................................................................... 79

Figura 4. 10 Porcentaje de Operación al 26% del Análisis del Desgaste de un

Ducto ASTM A-53B SCH 40 ...................................................................................... 80

Figura 4. 11 Elementos para Establecer los Controles en el Software AnyLogic

R6 Professional ......................................................................................................... 82

Figura 4. 12 Interfaz Gráfica de Usuario del Modelo de Análisis del Desgaste de

un Ducto ASTM A-53B SCH 40................................................................................. 83

Figura 5. 1 Resultados de la Ingeniería del Ducto con el Software AnyLogic R6

Professional ………………………………………………………………………….……86

Figura 5. 2 Contraste del Desgaste de la Corrida del Ducto en el año 1994 en el

Software. ................................................................................................................... 87

Figura 5. 3 Contraste del Desgaste de la Corrida del Ducto en el año 1994 en el

Software. ................................................................................................................... 88


Lic. Edith Gabriela Rodríguez Rojas Página XIV

Figura 5. 4 Porcentaje de Operación al 26% del Análisis del Desgaste de un

Ducto ASTM A-53B SCH 40 ...................................................................................... 89

Figura 5. 5 Diferentes Porcentaje de Operación del Ducto .................................... 89

TABLAS

Tabla 4. 1 Daños en Ductos ..................................................................................... 54

Tabla 4. 2 Características del Ducto ........................................................................ 58

Tabla 4. 3 Factor de diseño por temperatura (fTEMP) ............................................... 60

Tabla 4. 4 Factor de junta longitudinal (fJL) ............................................................. 60

Tabla 4. 5 Porcentaje de Tolerancia por Fabricación en el Espesor de Pared. .... 62

Tabla 4. 6 Pérdida de Espesor del año 1994 y 2004 ............................................... 71

Tabla 5. 1 Conclusiones De Los Objetivos ............................................................. 91

Tabla 5. 2 Limitaciones De La Investigación .......................................................... 93


Lic. Edith Gabriela Rodríguez Rojas Página XV

GLOSARIO

Abolladura: Depresión en la superficie de la tubería.

ASTM American Society for Testing and Materials (Sociedad Americana de Pruebas y

Materiales).

Bases de Diseño: Es toda la información requerida para el desarrollo adecuado del

proyecto.

Carbono (Carbón): Un elemento sólido que existe de muchas formas incluyendo

diamantes, grafito, coque y carbón vegetal. Las combinaciones de carbono con

hidrógeno son conocidas como hidrocarburos y pueden consistir de moléculas muy

grandes (tales como polipropilenos) o muy cortas (como metano).

Corrosión: Degradación o deterioro de un material por efecto del electrolito o medio

en que se encuentra, los metálicos como el acero sufren una reacción electroquímica

debido a la interacción con el medio..

Defecto: Discontinuidad de magnitud suficiente para ser rechazada por las normas o

especificaciones.

Diablo: Dispositivo con libertad de movimiento que es insertado en el ducto para

realizar funciones de limpieza y/o inspección del mismo.

Diablo de limpieza: Herramienta para limpieza interior del ducto.

Diablo geómetra: Equipo que se utiliza para verificar la existencia de abolladuras,

dobleces, cambios de espesor y geometría interna del ducto.

Diablo instrumentado: Equipo de inspección utilizado para registrar daños, defectos

y espesores en la pared del ducto.

Ducto: Sistema de tubería con diferentes componentes tales como: válvulas, bridas,

accesorios, espárragos, dispositivos de seguridad o alivio, entre otros, por medio del

cual se transportan los hidrocarburos (Líquidos o Gases).

Ducto enterrado: Es aquel ducto terrestre que está alojado bajo la superficie del

suelo.

Ducto de recolección: Es el ducto que colecta aceite y/o gas y agua de los pozos

productores para su envío a una batería o estación de separación.


Lic. Edith Gabriela Rodríguez Rojas Página XVI

Ducto de transporte: Es la tubería que conduce hidrocarburos en una fase o

multifases, entre estaciones y/o plantas para su proceso, traslado en el que no se

presenta ningún proceso físico o químico de los fluidos. Se consideran ductos de

transporte los que se encuentran dentro de estaciones de: bombeo, compresión y

almacenamiento.

Ducto no restringido: Ducto o tramo de tubería que no tiene restricción axial y por

tanto permite las deformaciones axiales.

Ducto restringido: Ducto o tramo de tubería que debido a sus condiciones en los

extremos tiene restricción o limitación para permitir deformaciones axiales.

Ducto sumergido: Es aquel ducto terrestre que debido a su trayectoria puede

encontrarse sobre el lecho de un cuerpo de agua (pantano, río, laguna, lago, etc. entre

otros) o enterrado en él.

Espesor nominal de pared: Es el espesor de pared de la tubería que es especificada

por las normas de fabricación.

Grieta: Discontinuidad del material interior o exterior que no ha llegado a traspasar el

espesor de pared de la tubería.

Mantenimiento correctivo: Acción u operación que consiste en reparar los daños o

fallas en los ductos para evitar riesgos en su integridad o para restablecer la operación

del mismo.

Mantenimiento preventivo: Actividades llevadas a cabo a intervalos predeterminados

o de acuerdo a criterios prescritos o como una recomendación emanada del resultado

de una actividad predictiva, para reducir la probabilidad de falla o la degradación del

funcionamiento por debajo de los límites aceptables de operación, seguridad y diseño

de un ducto, componente o accesorio.

Petróleo: Nombre genérico para hidrocarburos, incluyendo petróleo crudo, gas natural

y líquidos del gas natural. El nombre se deriva del Latín, oleum, presente en forma

natural en rocas, petra.

Picadura: Corrosión localizada confinada a un punto o un área pequeña, la cual tiene

forma de cavidad y que en corto plazo puede traspasar el espesor del material

afectado.

Presión interna de diseño (Pi): Es la presión interna a la que se diseña el ducto y es

igual a 1,1 veces la presión de operación máxima.

Presión Interna: Es la presión generada en las paredes internas de la tubería por

efecto del fluido transportado.

Ranura: Abertura delgada y poco profunda producida por algún objeto filoso.


Lic. Edith Gabriela Rodríguez Rojas Página XVII

Reparación definitiva: Es el reemplazo de la sección del ducto que está fuera de

norma.

Sistema: Un conjunto de objetos y relaciones entre esos objetos y sus propiedades.

Sinergia: Incremento de potencia causado por la combinación de dos o más factores,

cuya resultante es mayor a la esperada de la suma de tales potencias. Es decir, la

resultante de la suma de cada uno de los esfuerzos es más que cada uno de ellos en

particular.

Soporte: Elemento que soporta tanto cargas estáticas como dinámicas provenientes

de la tubería y equipos a los cuales se encuentra asociado.

Temperatura de diseño: Es la temperatura esperada en el ducto, bajo condiciones de

operación máxima extraordinaria y que puede ser igual o mayor a la temperatura de

operación.

Temperatura de operación: Es la temperatura máxima del ducto en condiciones

normales de operación.

Trampa de diablos: Dispositivo utilizado para fines de envío o recibo de diablos de

inspección o limpieza interna del ducto.

Tubería: Componente tubular que se utiliza para construir un sistema de ductos, tal

componente puede ser fabricado de diferentes materiales.

Viscosidad: Pegajoso, esto es: la resistencia de un líquido al movimiento o flujo;

normalmente se abate al elevar la temperatura.

Análisis del Desgaste de un Ducto ASTM A‐53B SCH 40

Lic. Edith Gabriela Rodríguez Rojas Página XVIII

NOMENCLATURA

A Área de la sección transversal de acero de la tubería, en mm2 (pulg2).

API American Petroleum Institute

D Diámetro exterior nominal de la tubería, en mm (pulg).

f Factor de fricción, adimensional

fCP Factor de capacidad permisible por presión interna de diseño.

fTEMP Factor de diseño por temperatura.

fDIS Factor de diseño por presión interna.

g Gravedad 9.81

m metros.

mm milímetros.

Presión en la sección 1, en

Presión en la sección 2, en

Pi Presión interna de diseño, en kPa (lb/pulg2).

PEMEX Petróleos Mexicanos.

Q Caudal, en

SMYS Specified Minimum Yield Strength (Esfuerzo de Cedencia Mínimo

Especificado), en kPa (lb/pulg2).

t Espesor de pared de diseño por presión interna, en mm (pulgadas)

tc Espesor de pared adicional por corrosión, en mm (pulgadas).

tr Espesor mínimo requerido por presión interna, en mm (pulgadas).

° Grados.

∈ Rugosidad, en mm.

Viscosidad del Diesel, en 0.003

Densidad del Diesel, en 860

Factores de corrección de energía cinética en tuberías circulares en la

sección 1, con flujo turbulento, adimensional.


Lic. Edith Gabriela Rodríguez Rojas Página XIX

Factores de corrección de energía cinética en tuberías circulares en la

sección 2, con flujo turbulento, adimensional.


Lic. Edith Gabriela Rodríguez Rojas 1

CAPÍTULO 1

ANTECEDENTES Y JUSTIFICACIÓN

El Capítulo presenta la problemática existente en cuanto a los riesgos

asociados con la integridad de ductos de transporte de hidrocarburos. La importancia

de la industria del petróleo en el contexto internacional y nacional se presenta en la

sección1.1. La sección 1.2, por otro lado, presenta algunas estadísticas de accidentes

que han ocurrido en nuestro país así como en otros países. Algunos aspectos de la

integridad de ductos se discuten en la sección 1.3. En la sección 1.4 se presenta la

justificación del proyecto de tesis. Finalmente, el resumen del Capítulo se presenta en

la sección 1.5.

1.1 Importancia de la Industria Petrolera en el Contexto

Internacional y Nacional

1.1.1 Contexto Internacional

En 2012, las reservas probadas mundiales de petróleo se ubicaron en

1,669 miles de millones de barriles de petróleo (mmbp), presentando un crecimiento

de 0.9% respecto a 2011. De dicho volumen, 72.6% correspondió a los países de la

Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP) y 19.8% a los países no

miembros de esta organización. Por otro lado, la región de Medio Oriente concentró

48.4% de las reservas mundiales. Respecto a las reservas probadas por país,

Venezuela se ubicó en el primer lugar, con 17.8% del total. Arabia Saudita concentró

15.9% de las reservas mundiales en 2012. México se ubicó en el décimo octavo lugar,

con 0.7% del total mundial. (SENER, 2013)



En 2012, la producción mundial de petróleo crudo fue de 86,152 miles

de barriles diarios (mbd), 2.3% mayor respecto a 2011. Las regiones de mayor

producción fueron Medio Oriente con 32.5% de dicho total, 20.3% de Europa y Eurasia

y 17.5% de Norteamérica. La Figura 1.1 muestra los 15 países con la mayor

producción de petróleo; se observa que los tres primeros lugares los ocupan Arabia

Saudita, la Federación Rusa, y los Estados Unidos con el 13.4%, 12.4% y 10.3%,

respectivamente. México ocupa el décimo lugar con el 3.4%. (SENER, 2013)

Al cierre de 2012, el comercio internacional de petróleo crudo ascendió

a 55,204 mbd, 1.4% mayor respecto a 2011. El Medio Oriente ha sido la región que ha

liderado este rubro y para el año 2012 mantuvo esta posición con el 35.7% de las

exportaciones mundiales. El volumen importado a nivel mundial alcanzó 55,314 mbd al

cierre de 2012, 1.3% de incremento en comparación con el 2011.Los principales

países exportadores de crudo fueron Arabia Saudita, Rusia e Iraq. Los principales

destinos de dichas exportaciones fueron Estados Unidos, China, India y Japón.

Respecto México, el 43% de la producción de petróleo en México se dirige al mercado

de exportación. (SENER, 2013)

Figura 1. 1 Países con Mayor Producción de Petróleo en 2012 Fuente: (SENER, 2013)



El consumo de petróleo crudo promedió 89,774 mbd en 2012, 1.0%

mayor a 2011. Las regiones con mayor demanda fueron Asia Pacífico y Norteamérica,

con participaciones de 33.2% y 25.7%, respectivamente. La Figura 1.2 muestra los

principales países consumidores de petróleo. De la figura se observa que Estados

Unidos consumió 20.7% del total mundial, seguido de China (11.4%) y Japón (5.3%).

México registró un consumo equivalente a 2.3%. (SENER, 2013)

Figura 1. 2 Principales Países Consumidores de Petróleo en 2012 Fuente: (SENER, 2013)

1.1.2 Contexto Nacional

En general, el país está dividido en cuatro regiones productoras de

petróleo: a) región marina Noreste; b) región marina Suroeste; c) región Norte; y d)

región Sur. A continuación se describen muy brevemente cada una de ellas.



a. Región Marina Noreste. b. Región Marina Suroeste.

Figura 1. 3 Producción En Las Regiones Noreste Y Suroeste En 2012 Fuente: (SENER, 2013)

En la Figura 1.3 la región Marina Noreste se caracteriza por la

producción de petróleo pesado en los Activos Cantarell y Ku-Maloob-Zaap. Esta región

es la única que presentó una disminución considerable entre los años 2002 y 2012 (-

5.0% promedio anual), provocado principalmente por la declinación en la producción

del Activo de Cantarell, misma que fue parcialmente compensada con las aportaciones

del Activo Ku-Maloob-Zaap. A partir de 2004, año en que se logró la mayor producción

de petróleo en México, se ha presentado una continua declinación de la misma a una

tasa media de crecimiento anual de -5.0% durante la última década. En 2012 la

aportación de Cantarell fue de 34.7% mientras Ku-Maloob-Zaap de 65.3%. (SENER,

2013)

La región Marina Suroeste está conformada por los Activos de

Producción Abkatún-Pool-Chuc y el Litoral de Tabasco. Su producción al cierre de

2012 se ubicó en 585.5 mbd, presentando así una variación de 4.4% con respecto al

año anterior. En lo que se refiere a su aportación nacional, contribuyó con 23.0% de la

producción total. El activo con mayor contribución es el Litoral de Tabasco, siendo de

54.5% y el restante por medio de Abkatún-Pool-Chuc con 45.5% del total regional.

Este último activo presentó un descenso de su producción en comparación al año

2011. En el Activo Litoral de Tabasco es el que ha mantenido la mayor producción en

la región, ya que ha presentado un crecimiento de su producción durante la última

década; a una tasa de 19.5% en el periodo 2002 a 2012, o equivalente a 273.8 mbd

mayor con respecto a niveles de 2002. (SENER, 2013)



c. Región Norte. d. Región Sur.

Figura 1. 4 Producción En Las Regiones Norte Y Sur En 2012 Fuente: (SENER, 2013)

En la Figura 1.4 la región Norte se ha caracterizado por ser la de menor

contribución nacional en la producción de petróleo (5.7% del total nacional), ya que

cuenta en su mayoría con campos maduros, por lo que requiere de importantes

inversiones para los proyectos de recuperación mejorada. La región está conformada

principalmente por los Activos Poza Rica-Altamira, Aceite Terciario del Golfo (ATG),

Veracruz y Burgos. Al cierre de 2012 esta región produjo 145.1 mbd, lo que representó

un incremento sustancial de 24.8% con respecto al año 2011. (SENER, 2013)

La región Sur está constituida por los Activos Cinco Presidentes,

Bellota-Jujo, Macuspana-Muspac y Samaria-Luna. Al cierre de 2012 alcanzó una

producción de 508.2 mbd, presentando así una variación negativa de 4.2% con

respecto a 2011. En esta zona, destacaron las producciones de Samaria-Luna y

Bellota-Jujo con una contribución de 40.4% y 25.6% del total regional,

respectivamente. Por lo que se refiere a su aportación nacional, contribuyó con 19.9%

de la producción total. El activo Cinco Presidentes es el único que ha presentado un

aumento gradual de producción de petróleo en la última década, mostrando una tasa

media de crecimiento anual de 10.3%, pasando de 34.3 mbd en 2002 a 96.0 mbd

(máximo histórico) en 2012. (SENER, 2013)



1.1.3 Cadena de Valor de la Industria del Petróleo

La Figura 1.5 muestra la cadena de valor de la industria del petróleo y

sus derivados. En general, la estructura de la industria petrolera está conformada por

diferentes actividades, comenzando con aquellas relacionadas con la exploración.

Esta fase comprende la realización de estudios geológicos, estudios

gravimétricos, aplicación de sísmica de reflexión, perforación de pozos de exploración,

entre otras, que permiten delimitar, evaluar la factibilidad y rentabilidad de los

proyectos de explotación de hidrocarburos. (SENER, 2013)

Figura 1. 5 Cadena De Valor De La Industria Del Petróleo Y Sus Derivados.

Fuente: (SENER, 2013)



De forma muy resumida, una vez que un yacimiento se encuentra en

etapa de producción, el petróleo que se obtiene es pre-tratado en el sitio de extracción,

para remover la sal y derivados de azufre, en caso de ser necesario, y es transportado

hacia las refinerías para su procesamiento, o a los puertos de embarque para su

exportación. Para esta actividad es necesario contar con medios de transporte vía

terrestre, marítima y por oleoductos. Hasta este punto, corresponde a PEMEX

Exploración y Producción (PEP) la realización de estas actividades. La regulación,

supervisión y evaluación de las actividades de exploración y explotación de

hidrocarburos están a cargo de la Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH).

(SENER, 2013)

Una vez que el petróleo se encuentra en las refinerías, en donde PR

tiene el derecho de propiedad, inicia su proceso para la obtención de petrolíferos y

petroquímicos. Cabe señalar que esta etapa es intensiva en capital por los costos de

infraestructura, ya sean derivadas de las reconfiguraciones o de nueva capacidad de

refinación, los costos de producción, los insumos y aditivos. (SENER, 2013)

Los productos obtenidos son transportados mediante poliductos, auto

tanques, buque tanques y carro tanques (en el caso de los líquidos, que son la

mayoría) a las terminales de almacenamiento y reparto (TAR); es aquí en donde se

realizan las ventas (comercialización) de primera mano y se ceden los derechos de

propiedad una vez realizada la venta, posteriormente se distribuyen los productos

terminados por ruedas a las estaciones de servicio (franquicias) para su consumo final.

(SENER, 2013)

En la Figura 1.5 todas las actividades que se encuentran entre el

proceso de crudo y las ventas de primera mano, son actividades exclusivas de PEMEX

Refinación (PR). La distribución y comercialización de petrolíferos se lleva a cabo en

conjunto con el sector privado. Es mediante la Subdirección Comercial de PR, la cual

tiene la función de administrar y controlar la comercialización de la producción del

Sistema Nacional de Refinación (SNR), que se otorgan los contratos a inversionistas

para la instalación de franquicias. (SENER, 2013)



1.2 Accidentes en Ductos que Transportan Hidrocarburos en el Contexto Internacional y

Nacional

En esta sección se presentan algunas estadísticas de accidentes en

ductos que han ocurrido en el contexto internacional y nacional. La idea es la de

ilustrar que estos eventos ocurren y en muchas ocasiones con consecuencias muy

graves.

1.2.1 Contexto Internacional

En el proceso de la revisión de la literatura se han encontrado una gran

cantidad de reportes, así como resultados de investigación, asociados con diferentes

aspectos de la falla ductos. Por ejemplo: Bartenev, et al., (1996); Hou, et al., (2014);

Papadakis, et al., (1999); Moloudi, et al., (2014); Papadakis, (1999); Hopkins, (2014); Zhao,

et al., (2013); Duncan & Wang, (2014); Zheng, et al., (2012); Otegui, et al., (2001); Sastri,

(2014); entre otros.

Figura 1. 6 Algunas Consecuencias De Accidentes En Ductos. Fuente: (Bolt, 2006)



En la Figura 1.6 se muestran los resultados y las consecuencias en una

región de EU. Donde reporta los accidentes relacionados con ductos de transporte de

hidrocarburos. En general, se observa en primer lugar que las consecuencias son de

las siguientes categorías: muertes, lesionados, intoxicación, y evacuados. Por ejemplo,

los años más críticos en términos de pérdidas de vidas humanas han sido los años

1999 y 2005 con 132 y 107, respectivamente. (Bolt, 2006)

Es evidente que cuando ocurre una explosión y se presentan fugas de

las sustancias químicas en los ductos, la población en la cercanía de dichas

instalaciones sufren intoxicaciones y algunos casos lesiones; por ejemplo, en la figura

se muestra, en general, que hay una tendencia a la baja en los años considerados en

el análisis; sin embargo, en los años 1995, 1996, 1999 y 2000, se registraron entre 800

y 1400 personas intoxicadas. Finalmente, cuando ocurren accidentes en ductos que se

encuentran instalados en áreas habitadas como se describe en la siguiente sección,

normalmente provocan evacuaciones masivas de la población. Por ejemplo, los

resultados mostrados en la Figura 1.6, muestran que en los años 2004 y 2005 se

evacuaron cerca 23,000 y 24,000 personas, respectivamente.

El Anexo A presenta más ejemplos de accidentes en ductos que han

ocurrido en otros países.

1.2.2 Contexto Nacional

Como se mencionó en la sección 1.1.3, PEP cuenta con una red de

oleoductos y oleo-gasoductos para transportar el petróleo desde el yacimiento hasta

los centros de almacenamiento para su distribución a terminales de exportación,

plantas de refinación y comercialización final. (SENER, 2013)

En la Figura 1.7 muestra que cuenta con poliductos, buque tanques,

carro tanques y tren para transportar el petróleo y sus derivados desde los centros de

producción hacia las terminales de exportación, almacenamiento y distribución. Al

cierre de 2012, PEP totalizó con 4,992 kilómetros de oleoductos y una capacidad

nominal de almacenamiento de 24,237 miles de barriles (mb) de petróleo en distintas

terminales (Dos Bocas, Pajaritos, los buque tanques cautivos Yùum K’ak’ Náab y

Ta’Kun Tah), así como Domo Salino de Tuzandépetl , tanques y baterías en campos

en los distintos activos. (SENER, 2013)



Figura 1. 7 Transporte y Distribución de Crudo y Derivados en Centros de Refinación y de Almacenamiento.

Fuente: (SENER, 2013)

Durante 2012, el sistema de ductos de PEMEX reflejó un incremento en

el volumen total transportado de 846.6 mmton/km respecto a 2011, esto como

resultado del mayor movimiento de petróleo de 755 mmton/km y de petrolíferos el cual

fue de 90.7 mmton/km. Es así, como en el 2012 se transportaron un total de 74,238.5

mmton/km de petróleo y productos petrolíferos, de los cuales 58.6% se distribuyeron

por ducto, 31.6% por vía marítima. 6.4% por auto tanque y el restante 3.4% por carro

tanque. Comparado con el año anterior, se registró un incremento del 0.8% en el

volumen del total transportado, explicado principalmente por el incremento de 1.0% en

el transporte de petróleo y de 0.2% en el transporte de petrolíferos. (SENER, 2013)



Figura 1. 8 Algunas Estadísticas de Accidentes Ocurridos en las Diferentes Etapas de la Cadena de Valor de la Industria Petrolera

Fuente: ( Pavia Pineda, 2012)

En la Figura 1.8 se muestra algunos ejemplos de accidentes 'mayores'

que han ocurrido en la cadena de valor en la sección 1.1.3 de Pemex. De la figura se

observa que 150 accidentes mayores han ocurrido en la etapa de "Transporte"

(principalmente en ductos) de hidrocarburos, con un total de 85, de los cuales 28

corresponden a la categoría de accidentes 'mayores'. La etapa de la cadena de valor

de la industria correspondiente a "Refinería" se encontró que ocurrieron un total de 9

accidentes mayores de un total de 22 ocurridos en esta etapa. Posteriormente, le

siguen las etapas correspondientes a "Complejo petroquímico" y "Exploración y

producción", de la cadena de valor, con 4 y 3, accidentes 'mayores', respectivamente.

Finalmente, cabe destacar, que en la etapa de "Petroquímica básica" solamente

ocurrieron 2 accidentes de los cuales uno correspondió a la categoría de “accidente

mayor”. ( Pavia Pineda, 2012)

La Figura 1.9 es un ejemplo de accidentes mayores. Es el caso de la

fuga de crudo del oleoducto de 30 pulgada. Nuevo Teapa-Venta de Carpio, en San

Martín Texmelucan, en diciembre 2010 .De acuerdo con las cifras oficiales (cabe

destacar que las cifras oficiales casi nunca son confiables), hubo un total de 30

muertos y cerca de 60 personas lesionadas; Pemex estimó el costo por daños de

aproximadamente 300 millones de pesos. Además, el accidente ocasionó daños

considerables al medio ambiente. (PEMEX, 2011) (Gonzales, 2010)

Exploración yextracción

Transporte Refinería Petroquímicabasica

Complejopetroquímico

27

85

22

1

15 3

28

9

1 4

Total de accidentesencontrados

Accidentes mayores



Figura 1. 9 Oleoducto de 30 Pulgadas Nuevo Teapa–Venta de Carpio Fuente: (PEMEX, 2011)

El Anexo A presenta más ejemplos de accidentes en ductos que han

ocurrido en nuestro país.

1.3 Riesgo de Integridad de Ductos de Transporte de

Hidrocarburos

1.3.1 Integridad de Ductos

En la sección 1.1.3 se mencionó la importancia del transporte de

hidrocarburos mediante ductos. Por otro lado, de acuerdo con la misión y funciones

generales de la subdirección de distribución de Pemex Refinación es:

"Transportar y distribuir de manera eficiente y segura petróleo crudo y productos

petrolíferos requeridos para satisfacer las necesidades del mercado..." (PEMEX

Refinación, 2013)



De manera similar, dentro de las funciones generales del Subdirección,

se menciona lo siguiente:

"Efectuar el transporte de crudo y petrolíferos a través de la operación y

mantenimiento de oleoductos, combustoleoductos y poliductos; buques tanque..."

(PEMEX Refinación, 2013)

De lo anterior se puede destacar la relevancia de la operación y

mantenimiento para el buen funcionamiento de los ductos, así como la atención a

emergencias y prevención de daños como en el ejemplo la sección 1.2. En particular,

la revisión de la integridad de los ductos tanto para identificar las causas potenciales

que amenazan su integridad, así como para proveer bases técnicas para lograr una

operación segura de vida útil de los mismos.

En la literatura se reportan investigaciones que se han hecho, por

ejemplo, el efecto de la corrosión al desgaste de los ductos (Hopkins, 2014; Zhao, et al.,

2013; Duncan & Wang, 2014; Wang & Duncan, 2014; Zheng, et al., 2012; Otegui, et al.,

2001; Sastri, 2014; Jiang & Chen, 2012; Netto, et al., 2007; entre otros.), así como

simulación (Martynov, et al., 2014; Wilkening & Baraldi, 2007; Molag & Dam, 2011;

Mahgerefteh, et al., 2006) y aspectos de gestión y mantenimiento de los mismos (M.M.J.

Knoope, et al., 2014; Singh, 2014; Yongshu, et al., 2013; Mohsin, et al., 2014; Ma, et al.,

2013; Huang & Li, 2012; Papadakis, 2000; Race, 2010; DeWolf, 2003). Lo anterior con la

finalidad de prevenir la recurrencia de los accidentes.

1.3.2 Inspección de Ductos

Las secciones anteriores han mostrado de alguna manera que los

ductos de transporte de hidrocarburos son de alto riesgo si no se mantiene su

integridad, por ejemplo, mediante un adecuado programa de mantenimiento. Este

puede ser preventivo o correctivo, pero ambos tienden a preservar la integridad de los

ductos y por lo tanto la seguridad de las instalaciones y de la población como el

ejemplo de la sección 1.2.2.



Figura 1. 10 Equipo Instrumentado para la Inspección de Ductos

Fuente: (GLND, 2013)

El mantenimiento correctivo ocurre cuando un elemento ya se venció o

se deterioró y por lo tanto hay que cambiarlo o reforzarlo y el preventivo es una

revisión periódica para conocer el estado que guarda la estructura y hacer los cambios

convenientes. Ambos requieren previamente de procedimientos de inspección.

Mediante la inspección se busca conocer el estado actual estructural, es decir la

integridad del ducto.

En la Figura 1.10 se muestra la inspección puede realizarse de muchas

maneras: desde una simple inspección visual con registros sistematizados, o mediante

equipo de muy alta tecnología, tal como es el caso de lo se conoce como 'diablos

instrumentados'.

De acuerdo con el procedimiento de (PEMEX Gas y Petroquímica Básica,

2007), un diablo o equipo instrumentado,

"Es un dispositivo mecánico electrónico que recolecta y almacena datos en todo el

perímetro interno/externo y trayectoria total del ducto, realiza inspección no destructiva

en la pared del ducto para diagnosticar su estado físico, mediante la detección de

anomalías."



En el Capítulo 2 se presentan más detalles sobre sistemas de

inspección de ductos de transporte de hidrocarburos.

1.4 Justificación del Proyecto de Tesis

La sección 1.1 ha mostrado que con el incremento en la demanda de

hidrocarburos, la sociedad se enfrenta a cuantiosos niveles de importaciones,

saturación de los sistemas de transporte por ductos y transporte marítimo, así como de

la capacidad de almacenamiento y distribución en las zonas de mayor demanda. Para

cumplir con el suministro de productos, ha sido necesario utilizar medios de transporte

de mayor costo por ejemplo, el 5.7% de los combustibles son transportados por auto-

tanques en comparación con el 3.4% en el 2000, con el consecuente deterioro de los

resultados financieros. Existe la tendencia de que siga creciendo la inversión en este

tipo de transporte, de no incrementarse la infraestructura en medios más baratos,

como son los ductos. (SENER, 2013)

En el proceso de la revisión de la literatura también se encontró que

ocurren fallas en el sistema de ductos y que tiene consecuencias muy negativas en

términos de vidas humanas/lesiones/económicas/impactos negativos al medio

ambiente como en la sección 1.2. Una gran cantidad de reportes de investigación han

sido reportados en la literatura; todas ellas con diferentes enfoques y con el propósito

de tener un mejor entendimiento de estos infraestructuras y así poder prevenir

accidentes. (Batzias, et al., 2011; Wang, et al., 2014; Papadakis, 1999; Chapetti, et al.,

2001; Xu & Cheng, 2014; Mohammed, et al., 2014; Hai, et al., 2011; Hu, et al., 2014; Liang,

et al., 2013; Huang, et al., 2012; Race, 2010; De Wolf, 2003)



Es de gran importancia estudiar estos sistemas técnicos para tener un

mejor entendimiento de los mecanismos que conllevan a las fallas de los mismos. Así

poder establecer mecanismos de prevención para evitar su ocurrencia. Este proyecto

de tesis se enfoca al estudio de un modelado del comportamiento de del sistema en

base a datos que se han obtenido mediante un sistema de diablos instrumentado

como en la sección 1.3.2; así como también el efecto que se tiene en un ducto de

diferentes variables, tales como el desgaste, tipo de fluido, etc. Los detalles se

presentan en los siguientes Capítulos de esta tesis.

1.5 Resumen del Capítulo

En el mundo actual, el petróleo es un recurso natural no renovable de

amplio uso industrial. Por tanto su importancia económica no resulta solo de su

utilización para generar energía. Existen grandes adelantos científicos y tecnológicos,

el tema de energía y en especial el del petróleo es de gran importancia para el

desarrollo. La industria del petróleo es la fuente de energía más importante en la

sociedad moderna.

En el país la extracción de petróleo debe realizarse buscando cubrir las

necesidades de la economía nacional, considerando escenarios de crecimiento

sostenido. Los hidrocarburos pertenecen a la nación, por ello y por la necesidad de

garantizar el suministro a largo plazo.

La conclusión más relevante del Capítulo es que existe la necesidad de

estudiar el sistema de ductos desde diferentes enfoques para así poder tener un

mejor entendimiento de los posibles mecanismos de falla de los mismos.



CAPÍTULO 2

CONTEXTO ESPACIAL Y TEMPORAL, MARCO METODOLÓGICO Y TEÓRICO

En el Capítulo 1 se presentó la problemática asociada con accidentes

en ductos así como el contexto de la industria petrolera en el contexto nacional e

internacional. El objetivo de este Capítulo es el de presentar algunos conceptos

teóricos y metodológicos relevantes al proyecto de tesis. El Capítulo está organizado

como sigue: la sección 2.1 presenta un contexto 'espacial' y 'temporal' del caso de

estudio. El marco metodológico se describe en la sección 2.2. Algunas

consideraciones teóricas sobre la integridad de ductos en la industria del petróleo se

discuten en la sección 2.3. Finalmente, las conclusiones más relevantes del Capítulo

se presentan en la sección 2.4.

2.1 Contexto Espacial y Temporal

2.1.1 Contexto Espacial

Para llevar a cabo el análisis de este trabajo de tesis, la ubicación del

sistema donde se transportan los hidrocarburos se observará de lo general a lo

particular para identificar el marco contextual. Para desarrollarlo se requiere localizar

geográficamente donde se ubica el sistema. En la Figura 2.1 el sistema se encuentra

ubicado en el tercer planeta del sistema solar de la Tierra, en el Continente Americano

en México, en la industria del petróleo en los ductos de hidrocarburos.



Figura 2. 1 Focalización del Contexto Espacial

Fuente: (Gloogle, 2015)

2.1.2 Contexto Temporal

La expropiación petrolera en México fue anunciada el 18 de marzo de

1938. Consistió en la expropiación legal de maquinaria, instalaciones, edificios,

refinerías, estaciones de distribución, embarcaciones, oleoductos y todos los bienes

muebles e inmuebles, de la industria petrolera.

En los inicios de la industria petrolera el crudo y sus productos se

almacenaron, transportaron y distribuyeron en barriles o bidones, causando grandes

gastos de mano de obra y pérdidas considerables de producto. Con ello, se vio a la

necesidad de crear un sistema eficiente de transporte que disminuyera gastos, tiempo

y pérdidas.

Por supuesto, los ductos es el método más barato, seguro y eficiente.

En el año 1943 la demanda de combustibles aumento por las actividades económicas

del país, se comenzó a construir ductos con la finalidad de cubrir la necesidad de

transporte y distribución de hidrocarburos en el país.

http://es.wikipedia.org/wiki/18_de_marzo

http://es.wikipedia.org/wiki/1938



2.2 Marco Metodológico

Este trabajo de tesis está sujeto a temas teóricos de un sistema duro,

debido a que se identifican procesos cibernéticos en donde interactúan hombres y

maquinas, tiene un enfoque en la manifestación concreta de la realidad, derivaciones

lógico-matemático. En este proyecto de tesis se empleó la metodología de Churchman

y Ackoff para el análisis del caso de estudio. En la Figura 2.2 muestra el análisis del

caso de estudio que consta de las siguientes fases: Fase1: Formulación del problema,

Fase 2: Formulación del Modelo, Fase 3: Obtención de una Solución y Prueba del

Modelo y Fase 4: Establecer Controles e Implantación de la Solución. (Prawda, 2004)

Figura 2. 2 Representación de cada Etapa de la Metodología de Churchman y Ackoff Fuente: (Prawda, 2004)



Es importante mencionar que la metodología mostrada en la Figura 2.2

consiste en una secuencia lógica y necesaria de las cuatro fases. Esto es, el

investigador tiene necesariamente que iniciar con la Fase 1, después seguir su

actividad con la Fase 2, y así sucesivamente hasta culminar con la Fase 4.

Efectivamente después de cada fase puede existir la necesidad de volver a reanalizar

la misma fase o la anterior (retroalimentación), este proceso está representado por la

'flecha' de doble sentido indicada en la figura. A continuación se describe brevemente

cada una de las fases de la metodología.

2.2.1 Primera Fase: Formulación del Problema

Según Churchman y Ackoff, para formular el problema se debe

establecer una diferencia entre lo que es la situación y lo que debe ser la situación

deseada. Además debe de existir cuando menos una forma de eliminar o disminuir esa

diferencia. En la Figura 2.3(a) se observa de manera gráfica la generación de un

problema, sujeto a las entradas, salidas y perturbaciones del entorno.

a. Representación gráfica de un problema. b. Representación gráfica de un modelo.

Figura 2. 3 Representación Gráfica de un Problema y de un Modelo Fuente: Elaboración Propia



2.2.2. Segunda Fase: Formulación del Modelo

De acuerdo con los proponentes de la metodología, un modelo siempre

debe ser menos complejo que el problema real, es una representación abstracta de la

realidad con consideraciones y simplificaciones que hacen más manejable el problema

y permiten evaluar eficientemente las alternativas de solución. En la Figura 2.3 (b) se

muestra de manera gráfica la formulación de un modelo para representar una realidad.

2.2.3 Tercera Fase: Obtención de una Solución y Prueba del Modelo

En general, la obtención de la solución consiste en encontrar los valores

de los parámetros del sistema, dentro de un marco de referencias. De la prueba del

modelo puede obtenerse un mejor conocimiento de la validez de éste, variando los

valores de los parámetros de entrada y comprobando que los resultados del mismo se

comporten de una manera factible; la Figura 2.4(a) se tiene de manera gráfica la

solución y prueba del modelo.

a. Representación de una solución. b. Representación de controles de la solución.

Figura 2. 4 Representación Gráfica de la Solución y Prueba del Modelo y Controles de la Solución

Fuente: Elaboración Propia



2.2.4 Cuarta Fase: Establecer Controles e Implantación de la Solución

El establecer controles de la solución consiste en determinar los rangos

de variación de los parámetros dentro de los cuales no cambia la solución del

problema. En la Figura 2.4 (b) se tiene una representación gráfica la generación de

los controles de la solución. Para llevar a cabo la implantación de la solución se debe

traducir la solución encontrada a instrucciones y operaciones comprensibles para los

individuos que intervienen en la operación y administración del sistema.

La investigación de esta tesis aborda un sistema duro, por tal motivo se

usó la Metodología de Churchman y Ackoff, que reconocen la necesidad de definir

explicita, sistemática y sistémicamente el método de la Investigación de Operaciones.

En el Capítulo 4 se presentan los resultados del análisis siguiendo cada

una de las fases aquí expuestas.

2.3 Marco Teórico

En el Capítulo 1 se mencionó la importancia de los ductos de transporte

de hidrocarburos en el sentido de mantener los más altos índices de confiabilidad de

los mismos. También se argumentó que uno de los aspectos importantes para

mantener la integridad de los mismos es contar con un adecuado sistema de

mantenimiento a los mismos; estos pueden ser del tipo preventivo y correctivo. El

mantenimiento correctivo ocurre cuando un elemento ya se venció o se deterioró y por

lo tanto hay que cambiarlo o reforzarlo y el preventivo es una revisión periódica para

conocer el estado que guarda la estructura y hacer los cambios convenientes.

(Gutierrez Pérez, 2010)



Ambos sistemas de mantenimiento requieren previamente de

procedimientos de inspección. Mediante la inspección se busca conocer el estado

actual estructural, es decir la integridad del ducto. La inspección puede realizarse de

muchas maneras: desde una simple inspección visual con registros sistematizados, o

mediante equipo de ultrasonido, hasta el uso de aparatos de muy alta tecnología

(diablos instrumentados). (PEMEX, NRF-060-PEMEX-2012)

En las subsecuentes secciones se presenta en forma muy resumida dos

tipos de inspección: a) inspección mediante el empleo de Diablos instrumentados y b)

inspección directa.

El Marco Teórico en este capítulo permite hacer una representación de

todos los elementos que interactúan generando una definición sistémica la cual es

sinergia por medio de los procesos cibernéticos. En la Figura 2.5 se muestra el

Análisis del Desgaste de un Ducto ASTM A-53B SCH 40.

Figura 2. 5 Marco Teórico Fuente: Elaboración Propia



2.3.1 Teoría General de Sistemas

Un sistema es una reunión o conjunto de elementos relacionados, estos

elementos pueden ser conceptos, objetos y sujetos. La Ingeniería de Sistemas

comprende la aplicación de las ciencias exactas para desarrollar sistemas y

transformar un problema en una descripción de un modelo del sistema con el uso de

definición, síntesis, análisis, diseño, prueba y evaluación. Los parámetros integran la

relación de todos los elementos del sistema para obtener una solución al problema

del sistema.

La Teoría General de Sistemas no busca solucionar problemas o

intentar soluciones prácticas, pero sí producir teorías y formulaciones conceptuales

que puedan crear condiciones de aplicación en la realidad empírica.

El enfoque de sistemas consiste en resolver todos los problemas del

sistema desde los subsistemas, la sobrevivencia del sistema global hasta el sistema

de mayor complejidad. Se puede visualizar como una metodología (diseño, científico,

ingeniería de sistemas, investigación de operaciones, etc.)

2.3.1.1 Sistemas 'Duros' vs. Sistemas 'Suaves'

Se puede argumentar que la investigación moderna en el área de

sistemas se divide en dos campos: Teoría matemática de sistemas “duros”. (Jensen,

1998; Bayraktar, et al. 1979); b) Sistemas de actividad humana “suaves”. (Checkland,

1995; Checkland & Scholes, 1990; Flood, 2001)

Sistemas 'suaves' (Situación no estructurada). En este tipo de

problemas no se tienen objetivos claramente definidos y se tiene la presencia del

componente humano, donde los participantes o interesados intervienen con distintos

puntos de vista sobre el problema. En la mayoría de los casos las opiniones pueden

ser diferentes o no se tiene una idea clara sobre cuál es el problema. Este tipo de

situación se presenta generalmente en niveles de gestión o administración, o en la

etapa previa a la definición de un proyecto. (Checkland & Scholes, 1990; Flood, 2001)

http://www.monografias.com/trabajos15/calidad-serv/calidad-serv.shtml#PLANT

http://www.monografias.com/trabajos14/soluciones/soluciones.shtml

http://www.monografias.com/trabajos4/epistemologia/epistemologia.shtml



Sistemas 'duros' (Situación estructurada o problemas

estructurados). En este tipo de sistemas, se habla generalmente de problemas

técnicos bien definidos, en donde todos los interesados u observadores coinciden en

la definición del problema. Por ejemplo, si se tiene claro que el objetivo, un proyecto,

es construir un puente y al respecto todos los interesados, hechos los estudios

previos, están de acuerdo sobre ello, estaríamos frente a un problema estructurado.

(Checkland & Scholes, 1990; Flood, 2001) Este es el caso del este proyecto de tesis y la

adopción de la metodología descrita en la sección 2.2 es ideal para el análisis del

desgaste de ductos que transportan diesel.

2.3.2 Mecánica de Fluidos

La mecánica de los fluidos se refiere al estudio del comportamiento de

los fluidos, ya sea en reposo o en movimiento. Los fluidos pueden ser líquidos (agua,

aceite, o gasolina) o gases (aire, oxigeno, nitrógeno o helio). El comportamiento de los

fluidos afecta nuestra vida cotidiana de muchas maneras; por ejemplo, cuando

cárganos el combustible en nuestros automóviles, la gasolina se carga a través de un

sistema de distribución compuesto de bombas, válvulas, mangueras y/o tubos. La

fuente de la gasolina puede ser un tanque de almacenamiento o un camión cisterna.

El flujo de la gasolina desde su fuente hasta la descarga en el

automóvil está controlado por los principios de la mecánica de fluidos.

A continuación se presentan algunos conceptos básicos relevantes en

este trabajo de tesis. Todos los conceptos aquí expuestos están basados en la

siguiente referencia: Mott (2006)

2.3.2.1 Líquidos, Gases, Fuerza, Masa y Presión

En el estudio de la mecánica de fluidos es importante la diferencia entre

gases y líquidos: los líquidos son sólo ligeramente compresibles. Los gases son

fácilmente compresibles. La compresibilidad se refiere al cambio en el volumen de una

sustancia cuando hay un cambio en la presión que experimenta.



Masa (m) es una medida de la cantidad de fluido y está dada en (Kg).

Peso (w) es la cantidad que pesa un cuerpo, es decir, la fuerza con la que el cuerpo

es atraído hacia la Tierra por la acción de gravedad, g, por la ley de gravitación de

Newton. Es decir,

(2. 1)

Donde g = 9.81 m/s2. Así que la unidad del Peso está dada en N

(Newton).

La presión (p) se define como la cantidad de fuerza ejercida sobre un

área unitaria de una sustancia. Esta dada por:

(2. 2)

Donde

p = Presión; F = Fuerza (N); A = Área (m2); Pascal (Pa) = N/m2

En la Figura 2.6 la presión actúa uniformemente en todas direcciones

sobre un pequeño volumen de fluido. Además, en un fluido confinado entre fronteras

sólidas, la presión actúa perpendicularmente a la frontera, como en la Figura 2.8 es el

caso de un ducto.

Figura 2. 6 La Presión Actúa de Forma Uniforme en Todas Direcciones

Fuente: (Mott, 2006)

Superficie del fluido

p p

Ducto



2.3.2.2 Densidad y Peso Específico

La Densidad (ρ) se define como la cantidad de masa por unidad de

volumen de una sustancia. Por lo consiguiente, está dada por:

(2. 3)

En donde V es el volumen de la sustancia cuya masa es m. Las

unidades de la densidad son kilogramos por metro cúbico.

El Peso Específico (γ) es la cantidad de peso de peso por unidad de

volumen de una sustancia y está dado por:

(2. 4)

Donde V es el volumen de la sustancia que tiene el peso w. Las

unidades del peso específico son Newtons por metro cúbico (N/m3).

2.3.2.3 Viscosidad

La facilidad con que un líquido se derrama es una indicación de su

viscosidad. Por ejemplo, el aceite frío tiene una alta viscosidad y se derrama muy

lentamente, mientras que el agua tiene una viscosidad relativamente baja y se

derrama con bastante facilidad. Viscosidad puede ser definida como la propiedad de

un fluido que ofrece resistencia al movimiento relativo de sus moléculas.

Cuando un fluido se mueve, se desarrolla en él una tensión de corte,

cuya magnitud depende de la viscosidad del fluido. La tensión de corte (τ), puede

definirse como la fuerza requerida para deslizar una capa de área unitaria de una

sustancia sobre otra capa de la misma sustancia. En un fluido como el agua, el aceite,

el alcohol, o cualquier otro líquido, encontramos que la magnitud de la tensión de corte

es directamente proporcional al cambio de velocidad entre diferentes posiciones de

fluido.



Figura 2. 7 Gradiente de Velocidad en un Fluido en Movimiento

Fuente: (Mott, 2006)

Una condición fundamental que se presenta cuando un fluido está en

contacto con una superficie frontera, es que el fluido tiene la misma velocidad que la

frontera. En la Figura 2.7, el fluido que está en contacto con la superficie inferior tiene

velocidad cero y el que está en contacto con la superficie superior tiene velocidad v.

Si la distancia entre las dos superficies es pequeña, entonces la rapidez de cambio de

velocidad con respecto a la posición y es lineal; esto es, varía como línea recta. El

gradiente de velocidad es una medida del cambio de velocidad y se define como Δv /

Δy. El hecho de que la tensión de corte del fluido es directamente proporcional al

gradiente de velocidad puede establecerse matemáticamente como:

(2. 5)

Donde la constante de proporcionalidad μ se conoce como viscosidad

dinámica del fluido.

Una diferencia importante que se debe entender es la de los fluidos

newtonianos y los fluidos no newtonianos. Cualquier fluido que se comporte de

acuerdo con la Ecuación (2.5) se conoce como newtoniano. Los fluidos más

comunes, como agua, aceite, gasolina, alcohol, queroseno, benceno y glicerina, están

clasificados como fluidos newtonianos.

𝑣

𝑦

𝑦

Superficie en movimiento

Superficie estacionaria

Fluido Fluido

𝑣



2.3.2.4 Flujo de Fluidos, Conservación de la Energía y la Ecuación de Bernoulli

El caudal (Q) es el volumen de flujo de fluido que pasa por una sección

por unidad de tiempo. Se calcula con la ecuación:

(2. 6)

Donde A es el área de la sección y v es la velocidad de flujo. Por lo consiguiente, las

unidades de Q se pueden derivar como sigue: ⁄

.

El método para calcular la velocidad de flujo de un fluido en un sistema

de conducto cerrado (tubería, ductos), dependen del principio de continuidad.

Considerando la Figura 2.8, un fluido fluye de la sección 1 a la sección 2 con una

rapidez constante. Es decir, la cantidad de fluido que pasa por cualquier sección en un

cierto tiempo dado es constante. Si no se agrega fluido, se almacena o se retira de la

sección 1 y la sección 2, entonces la masa del fluido que pasa por la sección 2 en un

tiempo dado, debe ser la misma que la que fluye por la sección 1, en el mismo tiempo.

Lo anterior se puede expresar en términos de la rapidez de flujo de masa (M) como:

Donde , por lo tanto se tiene que:

(2. 7)

Figura 2. 8 Parte de un Sistema de Distribución de Fluido y Elementos de Fluido

Utilizados en la Ecuación de Bernoulli Fuente: (Mott, 2006)

p1

p2

v2

v1

Nivel de referencia

Flujo

1

2

z1

z2

1

2

𝑝1, 𝑧1, 𝑣1

𝑝1, 𝑧1, 𝑣1

Elemento

de fluido

Elemento

de fluido



La ecuación anterior se le conoce como ecuación de continuidad. Es válida para

todos los fluidos, ya sean gases o líquidos. Sin embargo, si el fluido se encuentra en el

tubo de la Figura 2.8 es un líquido que puede ser considerado incompresible,

entonces los términos ρ1 y ρ2 de la ecuación 2.6 son iguales; la ecuación finalmente

queda como:

(2. 8)

Así que: Q1 = Q2

En el análisis de un problema de línea de conductos, como el que se

ilustra en la Figura 2.8, toma en cuenta toda la energía del sistema. Si se considera un

elemento de fluido, como el que se muestra en la Figura que puede estar dentro de un

conducto de un sistema de flujo. Puede estar localizado a una cierta elevación z, tener

una cierta velocidad v y una presión p. El elemento de fluido tendrá las siguientes

formas de energía.

Energía potencial. Debido a su elevación, la energía potencial del

elemento con respecto de algún nivel de referencia está dada por:

(2. 9)

Donde w= peso del elemento.

Energía Cinética. Debido a su velocidad, la energía cinética del

elemento es:

⁄ (2. 10)

Energía de Flujo. En ocasiones conocida como energía de presión o

trabajo de flujo, ésta representa la cantidad de trabajo necesario para mover el

elemento de fluido a través de una cierta sección en contra de la presión p. La energía

de flujo (FR) se calcula como:



⁄ (2. 11)

La cantidad total de energía de estas tres formas que posee el elemento

de fluido será la suma, representada con E:

1

Considerando el elemento de fluido de la Figura 2.11, que se mueve de

la sección 1 a la sección 2. Los valores de p, z y v son diferentes en las dos secciones.

En la sección 1, la energía total es:

1 1

1

1

En la sección 2, la energía total es:

Si no se agrega energía al fluido o se pierde entre las secciones 1 y 2,

entonces el principio de conservación de la energía requiere que:

1

1

1

El peso (w) del elemento es común a todos los términos y se le puede

cancelar. la ecuación se convierte en:

(2. 12)

A ésta se le conoce como Ecuación de Bernoulli.



2.3.2.5 Pérdidas de Energía y la Ecuación General de la Energía

A continuación se presentan las Pérdidas deEnergía de un sistema en

términos de energía por unidad de peso o de fluido que fluyen en un sistema. Como

símbolo se usa la letra h, específicamente se usan las siguientes pérdidas de energía

en un sistema: hA = Energía añadida o agregada al fluido mediante un dispositivo

mecánico como puede ser una bomba; hR = Energía removida o retirada del fluido

mediante un dispositivo mecánico como puede ser un motor; y hL = Pérdidas de

energía por parte del sistema, debidas a fricción en la tubería, o pérdidas menores

debidas a la presencia de válvulas, codos y conectores.

La Ecuación General de Energía, en general, es una expansión de la

ecuación de Bernoulli, que hace posible resolver problemas en los que se presentan

pérdidas y adiciones de energía. La interpretación lógica de la ecuación de energía se

puede observar en la Figura 2.9, que representa un sistema de flujo.

Figura 2. 9 Sistema de Flujo de Fluido que Ilustra la Ecuación General de Energía Fuente: (Mott, 2006)

Motor

𝐸1 𝑝1

𝛾 𝑧1

𝑣1

𝑔

𝐸 𝑝

𝛾 𝑧

𝑣

𝑔

1

2

Bomba

Válvula de

compuerta

Tubería

Dirección de

Flujo hA

hR

hL



Los términos E1 y E2 denotan la energía que posee el fluido por unidad

de peso en las secciones 1 y 2, respectivamente, para tal sistema, la expresión del

principio de conservación de energía es:

(2. 13)

La energía que posee el fluido por unidad de peso es:

(2. 14)

La ecuación queda entonces:

(2. 15)

La ecuación anterior se conoce como la Ecuación de Energía. Al igual

que con la ecuación de Bernoulli, cada término de la Ecuación (2.15) representa una

cantidad de energía por unidad de peso de fluido que fluye en el sistema.

2.3.3 Ductos en la Industria Petrolera

Un ducto de acuerdo con los Procedimiento de la industria petrolera, se

define como un: (PEMEX Gas y Petroquímica Básica, 2007)

"Sistema de tubería con diferentes componentes tales como: válvulas,

bridas, accesorios, espárragos, dispositivos de seguridad o alivio, entre otros, por

medio del cual se transportan los hidrocarburos (Líquidos o Gases)."

La Figura 2.10 muestra un ejemplo de los componentes de un ducto en

el contexto de la industria del petróleo.



Figura 2. 10 Ejemplo de un Ducto. Fuente: (Procedimiento-Pemex, 2007).

2.3.3.1 Tipos de Ductos

De acuerdo con la Normatividad de PEMEX, existen los siguientes tipos de ductos:

Ducto Enterrado: Es aquel ducto terrestre que está alojado bajo la

superficie del suelo.

Ducto de Recolección: Es el ducto que colecta aceite y/o gas y agua

de los pozos productores para su envío a una batería o estación de separación.

Ducto de Transporte: Es la tubería que conduce hidrocarburos en una

fase o multifases, entre estaciones y/o plantas para su proceso, traslado en el que no

se presenta ningún proceso físico o químico de los fluidos. Se consideran ductos de

transporte los que se encuentran dentro de estaciones de: bombeo, compresión y

almacenamiento.

Ducto no Restringido: Ducto o tramo de tubería que no tiene

restricción axial y por tanto permite las deformaciones axiales.

Ducto Restringido: Ducto o tramo de tubería que debido a sus

condiciones en los extremos tiene restricción o limitación para permitir deformaciones

axiales.



Ducto Sumergido: Es aquel ducto terrestre que debido a su trayectoria

puede encontrarse sobre el lecho de un cuerpo de agua (pantano, río, laguna, lago,

etc. entre otros) o enterrado en él.

2.3.3.2 Inspección Mediante el Empleo de Equipo Instrumentado

Un equipo instrumentado, es considerado como un dispositivo mecánico

electrónico que permite la colecta de datos en todo el perímetro interno/externo y en la

trayectoria total del ducto, inspecciona con procedimientos no destructivos la pared de

la tubería para determinar el estado físico del mismo. (PEMEX, NRF-060-PEMEX-2012)

En la industria petrolera, la inspección con 'equipo instrumentado, se

considera que son los dispositivos que indican con precisión el estado físico de la

tubería en toda su longitud, tanto en lo interior, como en lo exterior, sin necesidad de

excavar. Existen dos tipos de equipos que se usan hoy en día: a) tipo flujo magnético y

b) tipo ultrasonido. (GLND, 2013) (PEMEX, 2012)

A continuación se describen muy brevemente cada uno de ellos:

2.3.3.2.1 Tipo Flujo Magnético

Este tipo de equipo se emplea, en general, para detectar daños por

corrosión interior y exterior, defectos de fabricación y disminución de espesores del

ducto. La Figura 2.11 muestra un ejemplo de este tipo de equipo usado en la industria

petrolera.



Figura 2. 11 Ejemplo De Un Equipo Instrumentado Tipo Magnético.


En la Figura 2.11 la técnica de flujo magnético, es un tipo de tecnología

de inspección en línea en el que un campo magnético es inducido en la pared del

ducto entre dos polos de un magneto. Las indicaciones afectan la distribución del flujo

magnético en la pared. La dispersión de la fuga de flujo magnético es usada para

detectar y caracterizar las indicaciones. (PEMEX, 2012)

a. Sin anomalía en el ducto. b. Con anomalía en el ducto.

Figura 2. 12 Técnica del Flujo Magnético en la Detección de Anomalías en Ductos. Fuente: (GLND, 2013)



2.3.3.2.2 Tipo Ultrasonido

Este tipo de equipo se emplea para detectar y dimensionar fallas muy

específicas de cierto tipo de fenómenos químico-metalúrgicos, la información que

proporciona es muy precisa. (GLND, 2013). La Figura 2.13 muestra un ejemplo de este

equipo.

Figura 2. 13 Equipo del Tipo Ultrasonido


En la Figura 2.14 la técnica de eco ultrasónico, es un tipo de tecnología

cuyo principio es la emisión de pulsos u ondas de baja intensidad y alta frecuencia.

Estos pulsos se generan mediante accesorios electromecánicos (tales como cristales

piezoeléctricos). (PEMEX, 2012)



Figura 2. 14 Técnica de Eco Ultrasónico. Fuente: (GLND, 2013)

La Tabla 2.1 muestra algunos ejemplos de ventajas y desventajas de

estos dos tipos de equipos instrumentados empleados en la industria del petróleo.



Tabla 2. 1 Comparación entre Equipo de Flujo Magnético y Ultrasonido.

Característica Flujo Magnético

(MFL)

Ultrasónicas

Aplicación

Líneas de gas y

líquido

La medición no se ve

afectada por el flujo

que esté presente en

la línea.

Ductos con fluidos en fase

líquida

Los gasoductos requieren el

uso de un bache de líquidos.

Detección de defectos

internos y externos.

Diferencia entre defectos

internos y externos. Detección

de corrosión generalizada.

Sí

Sí

Profundidad mínima necesaria

para detectar corrosión

generalizada en el cuerpo del

ducto

0.15t con una

Precisión de 0.1t y

un intervalo de

confianza del 80%

0.04 Pulgadas con una

Precisión de 0.02 pulgadas y

un intervalo de confianza del

95%

Profundidad Mínima

Necesaria para Detectar

Picaduras en el Cuerpo del

Tubo

0.20t con una


un intervalo de

confianza del 80%




95%

Profundidad Mínima

Necesaria para Detectar

Picaduras en las Soldaduras

0.30t con una


un intervalo de

confianza del 80%




95%

Detección de Abolladuras y

Soldaduras Circunferenciales

Sí

Sí




2.3.3.3 Inspección con la Metodología EDCE y EDCI

Para los ductos de transporte, inyección, regulación y medición que no

se pueden inspeccionar con diablo instrumentado (ver sección anterior) y dada la

dificultad de inspeccionarlos por sus características físicas y condiciones operativas

particulares, Pemex Gas y Petroquímica Básica (PGBP), por ejemplo, ha adoptado

una metodología conocida como 'Evaluación Directa' (ED) para determinar la

integridad mecánica de ductos. (PEMEX Gas y Petroquímica Básica, 2007).

La Evaluación Directa de Integridad, es un proceso estructurado que

identifica las localidades donde el ducto estará sujeto a excavaciones, mediante una

selección con base en inspecciones indirectas del ducto. Dichas inspecciones tienen

como finalidad evaluar la calidad y / o condición del revestimiento, el posible desarrollo

de defectos y los niveles de protección catódica (donde esto aplique), todo esto con el

fin de obtener los datos que se utilizarán en la evaluación de integridad inmediata

(resistencia remanente) y la integridad futura (intervalo de re-evaluación) del ducto.

(PEMEX Gas y Petroquímica Básica, 2007)

La Figura 2.15 muestra una metodología estructurada para la

Evaluación Directa de Integridad.

Figura 2. 15 Metodología para la Evaluación Directa de Integridad de Ductos. Fuente: (PEMEX Gas Y Petroquímica Básica, 2007)

A continuación se describen las etapas de la Figura 2.15 muy brevemente de cada

una de ellas:

1. Pre-

Evaluación

Identificación de

los métodos

2. Evaluación

Indirecta

Bajo costo/Amplia

cobertura

3. Evaluación

Directa

Mayor

costo/Cobertura

deseada

4. Análisis

Integridad

inmediata/futura



2.3.3.3.1 Etapa 1: Pre-Evaluación

Debido a la variación de las características físicas asociada con ductos

largos y enterrados; tales como tipo de suelo, protección catódica y / o cruce de vías,

se requiere de una planificación detallada de la Pre-Evaluación para cada ducto y

segmento individual. Por ejemplo, en esta fase incluye la recopilación, el análisis y la

evaluación de datos, incluyendo, más no limitado a los conceptos listados en un

diseño de ducto. (PEMEX Gas y Petroquímica Básica, 2007)

2.3.3.3.2 Etapa 2: Evaluación Indirecta

Los levantamientos indirectos para EDCE (Evaluación Directa de

Corrosión Externa) son ejecutados de acuerdo a los Planes establecidos en la

industria utilizando las herramientas adecuadas y especializadas. Los datos

provenientes de los levantamientos indirectos en esta etapa son integrados y

analizados utilizando criterios comprobados como indicadores relevantes, en conjunto

con una priorización de la severidad para identificar los sitios para la Evaluación

Directa. (PEMEX Gas y Petroquímica Básica, 2007)

2.3.3.3.3 Etapa 3: Evaluación Directa

Esta fase de la Evaluación Directa aplica tanto al proceso de EDCE,

como al proceso de EDCI (Evaluación Directa de Corrosión Interna) y requiere de

excavaciones en localidades (por ejemplo, identificadas en la Etapa 2 - Evaluaciones

Indirectas) que permitan acceso directo a los ductos para la aplicación de Pruebas No-

Destructivas para detectar y medir la corrosión, pérdida de metal, abolladuras o

agrietamiento y para documentar la condición del revestimiento y del suelo. Para

ductos no enterrados en los cuales se haga una evaluación Directa Completa para

EDCI y EDCE, no se utilizará la Etapa 2 de Evaluaciones Indirectas. (PEMEX Gas y

Petroquímica Básica, 2007)



2.3.3.3.4 Etapa 4: Análisis

En esta etapa generalmente se produce un reporte con los resultados

de las actividades de las Etapas 2 y 3 de EDCE y de EDCI para cada sección de cada

línea. Además, se deberá ejecutar una Post-Evaluación de los resultados de EDCE y

EDCI y con un especial énfasis en los siguientes aspectos (PEMEX Gas y Petroquímica

Básica, 2007)

Integridad Inmediata. Las anomalías que se detecten como resultado

de la Etapa 3, tales como pérdida de metal, abolladuras, y agrietamientos deberán ser

evaluadas para determinar si tienen impacto alguno sobre la 'Presión Operativa

Máxima', utilizando el método más apropiado para evaluar los defectos. Ejemplos de

métodos aceptables son ASME B31G y la evaluación detallada mediante técnicas

equivalentes a RSTRENG. (PEMEX Gas y Petroquímica Básica, 2007)

Integridad Futura. El crecimiento de anomalías debidas a mecanismos

que dependen del tiempo o el modo de operación, tales como corrosión, fatiga, etc.,

deberá ser caracterizado para establecer los intervalos de re-inspección. En esta

etapa deberá documentarse la velocidad de corrosión utilizada, la cual deberá

establecerse mediante una metodología adecuada. Adicionalmente, se deberá

identificar la tecnología de re-inspección más apropiada, reconociendo los riesgos de

los ductos, los cuales serán validados como resultado de la post-evaluación. En caso

de ductos enterrados, el análisis deberá tomar en cuenta los datos de una técnica de

inspección indirecta que evalúe la condición del revestimiento y la condición de la

protección catódica, según aplique. (PEMEX Gas y Petroquímica Básica, 2007)

2.3.3.4 Investigación Reportada en la Literatura sobre Ductos

En el proceso de la revisión de la literatura se ha encontrado una gran

cantidad de reportes de investigación asociados, de alguna manera, con la integridad

estructural de estas infraestructuras en la industria del petróleo.



En general, se encontró investigación sobre: accidentes (Bartenev, et al.,

1996; Hou, et al., 2014; Papadakis, et al., 1999; Moloudi, et al., 2014; Bartenev, et al., 1996;

Papadakis, 1999); análisis de riesgos y sistemas de gestión de riesgos (Knoope, et al.,

2014; Singh, 2014; Ma, et al., 2013; Mohsin, et al., 2014; Huang & Li, 2012; Papadakis,

2000; Race, 2010; DeWolf, 2003); diseño y trabajos experimentales (Batzias, et al., 2011;

Wang, et al., 2014; Papadakis, 1999; Song, 2014; Chapetti, et al., 2001; Xu & Cheng, 2014);

falla o corrosión (Hopkins, 2014; Zhao, et al., 2013; Duncan & Wang, 2014; Zheng, et al.,

2012; Otegui, et al., 2001; Sastri, 2014; Jiang & Chen, 2012; Netto, et al., 2007);

simulación y modelos de predicción (El-Abbasy, et al., 2014; Hai, et al., 2011; Hu, et al.,

2014; Liang, et al., 2013); y modelado sobre diferentes aspectos de los ductos

(Martynov, et al., 2014; Wilkening & Baraldi, 2007; Molag & Dam, 2011; Mahgerefteh, et

al., 2006).


El Capítulo ha presentado el marco teórico y metodológico, los cuales

se consideran como el soporte para el desarrollo de este trabajo de tesis. La

conclusión más relevante del capítulo es que los ductos de transporte de

hidrocarburos son vulnerables a fallas y es de vital importancia mantener un alto grado

de confiabilidad de los mismos. Otra conclusión importante es que en el proceso de la

revisión de la literatura se encontró que existe una gran cantidad de investigación

sobre fallas de ductos. Finalmente, los dos tipos de inspección que se realizan en

ductos son los asociados con: equipos instrumentados y la evaluación directa de

integridad de ductos.



CAPITULO 3

DESCRIPCIÓN DEL CASO DE ESTUDIO

3.1.1 Sistema de Ductos Submarinos y Terrestres

En el capítulo anterior se definió lo que es un ducto y sus

características, así como sus accesorios.

Figura 3. 1 Sistema de Transporte por Ductos Fuente: Elaboración Propia

La Figura 3.1 muestra el sistema de transporte de ductos de Pemex. En

general, el sistema de ductos instalados en nuestro país se divide en el sistema de

ductos submarinos y el sistema de ductos terrestres.



Los ductos submarinos son de material de acero y normalmente

transportan hidrocarburos líquidos y gaseosos y/o productos relacionados, agua y gas

nitrógeno. Así mismo, el ducto submarino comprende la tubería de trampa a trampa

entre dos plataformas, tubería de trampa a interconexión submarina, tubería de

interconexión a interconexión, tubería de trampa a la línea de costa, y tubería de

plataforma a arreglo submarino. En la Figura 3.2 también muestra la localización de

los ductos marinos. En la actualidad hay instalados cerca de 2 mil Kilómetros en el

mar.

Figura 3. 2 Ductos Marinos y su Localización Fuente: (Pemex, 2013)

La Figura 3.1 también muestra el sistema de ductos terrestres; los ductos terrestres se

clasifican en los siguientes (Pemex, 2013):

Oleoductos (aceite crudo)

Gasoductos (productos en dos fases aceite/gas)

Oleogasoductos (productos en dos fases aceite/gas)

Poliductos (productos refinados del petróleo)

Combustoleoductos (productos residuales del refino del petróleo)

LPG (gas licuado del petróleo)

Quimioductos (productos petroquímicos)

Acueductos (agua)



El sistema de transporte por ductos en el país, consta de más de 55,000

km de tuberías dependientes de las cuatro subsidiarias que conforman Pemex: los

fluidos transportados son: crudo, gasolinas, diesel, gas licuado, gas natural y

productos petroquímicos (Gutiérrez Pérez, 2010); ver un ejemplo mostrado en la Figura

3.3 así como la Figura 1.7 del Capítulo 1). Los diámetros de las tuberías varían desde

3 pulgadas (7.6 cm) hasta 48 pulgadas (122 cm) de diámetro, y comparten en gran

medida los corredores de los derechos de vía (DDV´s), donde se realizan las tareas y

actividades de operación, mantenimiento e inspección principalmente. (Anuario

Estadistico de Pemex, 2005,2013).

Figura 3. 3 Instalaciones Petroleras Fuente: (Anuario Estadistico, 2013)

3.1.2 Pemex Gas y Petroquímica Básica

De un total de 58,881 Km. de ductos distribuidos en el país; 16,035

Km. (27.2% del total) corresponden a la subsidiaria PEMEX Gas y Petroquímica

Básica (PGPB), incluyendo los ductos privados. La Figura 3.4 muestra la distribución

del tipo de ducto así como su longitud en Km. (Hernández Mejía, 2013)



Figura 3. 4 Ductos de Transporte en PGPB Fuente: (Gutierrez Pérez, 2010)

3.1.3 Pemex Refinación

De un total de 58,881 Km. de ductos distribuidos en el país, el 24%

(14,182 Km.) corresponden a la subsidiaria PEMEX Refinación (PR). En la Figura 3.5

se muestran las longitudes de los ductos y los poliductos.

Figura 3. 5 Ductos de transporte en PR Fuente: (Gutierrez Pérez, 2010)



3.1.4 Pemex Exploración y Producción (PEP)

De acuerdo con los reportes de Pemex, de un total de 58,881 km de

ductos distribuidos en nuestro país, el mayor porcentaje corresponde a PEP con el

48.8% (28,771 km), incluyendo los ductos privados. En la Figura 3.6 la distribución de

los mismos se indica.

Figura 3. 6 Ductos de transporte en PEP Fuente: (Gutierrez Pérez, 2010)

3.1.5 Ductos que Transportan Diesel

En las secciones anteriores se mencionó el total de ductos instalados en

todo el país, incluyendo las tres subsidiaras de Pemex, así como ductos privados.

Muchos de los ductos comparten en gran medida los corredores de los derechos de

vía (DDV´s), donde se realizan las tareas y actividades de operación, mantenimiento

e inspección, entre otros.



Figura 3. 7 Ductos de Transporte de Diferentes Productos Derivados del Petróleo Fuente: (PEP, 2012)

De acuerdo a un reporte sobre los derechos de vía compartidos (PEP,

2012), reporta que existen instalados un total de 19,947 Km. de ductos entre las

subsidiarias PEMEX Gas y Petroquímica Básica y Pemex Refinación que transportan

diferentes productos derivados del petróleo. La Figura 3.7 muestra un ejemplo de las

longitudes de los diferentes ductos así como el tipo de productos derivados del

petróleo que transportan.

De acuerdo con la figura, los ductos que transporta Diesel constituyen el

3.6% (718 Km) del total de 19,947 Km.

3.2 Ducto ASTM A-53B SCH 40 que Transporta Diesel El diesel producido en las refinerías de Pemex, cumple con estándares

de calidad nacional e internacional y con lo exigido por los motores del parque

vehicular de las compañías automotrices que operan en nuestro país y el de los

vehículos de procedencia y fabricación extranjera. El mercado nacional demanda

actualmente cerca de 250 mbpd de diesel.



Desde 1986, el diesel que se vende en México ha venido reduciendo

gradualmente los niveles de azufre, hasta llegar a un contenido máximo de 0.5 por

ciento para el diesel desulfurado y para pasar a 0.05 por ciento en el Pemex Diesel,

éste último con un contenido de aromáticos del 30 por ciento y con un índice de cetano

desde 52 hasta 55, superando las especificaciones de este combustible producido en

otros países. El diesel mexicano, Pemex Diesel, lo sitúan como uno de los mejores del

mundo.

3.2.1 Algunas Características de los Ductos que Transportan Diesel

A continuación se describen algunas características de los materiales y

accesorios de este tipo de ductos. La Tabla 4.2 del capítulo 4 presenta las

características técnicas del ductos bajo estudio.

Tubería. El material de las tuberías es acero al carbono y su fabricación

debe cumplir con la norma APIEspecificación5L. Para la adquisición de tuberías

nuevas deberá especificarse: API 5L nivel PSL2, Grado B, respetándose el proceso de

soldadura SAW o ERW y costura longitudinal indicado en la norma de referencia

citada.

Accesorios. Las bridas, conexiones soldables, espárragos, tuercas,

empaques y demás accesorios utilizados en los oleoductos de Operaciones Talara,

satisfacen los requisitos de composición química, capacidad mecánica, fabricación,

componentes y calidad, indicados en las especificaciones correspondientes.

Bridas. Para diámetros de 24”Ø y menores; las bridas serán de acero al

carbono, ASTM A-181 o ASTM A-105 / ANSI B16.5 clase 150, W.N.R.F. (para soldar,

con cara realzada).

Codos. Codos de 90º y 45° Radio largo, extremos biselados para

soldar. Norma de fabricación: ASTM A-234 / ANSI B 16-9.

Válvulas. Bola y Compuerta,API 6D, API 600. Cuerpo A-216 Gr. WCB

bridas en extremos ANSI B 16.5 de 24” o menores y ANSI/ASME B 16.47 Serie A

MSS-SP-44 para diámetros mayores. (PETROPERU, 2011).



3.2.2 Mapa de Localización del Ducto

En México, la industria petrolera abastece de hidrocarburos a todo el

país. Este producto se transporta y se distribuye a través de ductos, los cuales operan

sin interrupción las 24 horas del día, los 365 días del año. Por los sistemas de

transporte es posible tener acceso de forma segura y económica en todo el país.

En la Figura 3.8 se muestra el tramo del ducto para el análisis.

Figura 3. 8 Localización del Ducto Fuente: (Casco, 2002)


El Capítulo ha presentado algunas estadísticas básicas sobre los tipos

de ductos, así como sus longitudes. En particular, las estadísticas de los ductos que

transportan Diesel, nuestro caso de estudio.

El Capítulo 4 presenta los resultados del análisis para el caso de

estudio.



CAPITULO 4

RESULTADOS DEL ANÁLISIS

En el Capítulo 2 se describió la metodología de análisis adoptada para

nuestro caso de estudio descrito en el Capítulo 3. El objetivo de este capítulo es

presentar los resultados del análisis. Los resultados de cada una de las cuatro fases

de la metodología de Churchman y Ackoff se presentan en las secciones 4.1 - 4.4

respectivamente. La sección 4.5, presenta el resumen del Capítulo.

4.1 Primera Fase: Formulación del Problema

4.1.1. Funcionamiento de Ductos

En los capítulos anteriores se ha presentado algunas consideraciones

técnicas sobre ductos. Un ducto es una tubería para el transporte de crudo o gas

natural entre dos puntos, ya sea tierra adentro o tierra afuera. Un sistema de tubería

se compone de: válvulas, bridas, accesorios, espárragos, dispositivos de seguridad o

alivio, entre otros, por medio del cual se transportan los hidrocarburos (Líquidos o

Gases). Los ductos se encuentran distribuidos a lo largo de todo el país. En la Figuras

1.7 y 3.3 hay ejemplos y también en los capítulos 1 y 3 respectivamente.

Las líneas de ductos están involucradas en la recolección, distribución

de los diferentes centros de procesamiento y comercialización de hidrocarburos, por

esta razón juegan un papel importante en la cadena de valor (Producción, 2007). Los

sistemas de transporte de hidrocarburos constituyen una parte fundamental en la

exploración y producción, gas y petroquímica básica y refinación, los cuales se refieren

a la distribución de los diferentes productos para su comercialización.

En la Figura 4.1 se muestra el ciclo de vida de la industria del petróleo y

gas o cadena de valor. También se puede observar todas las etapas que se llevan a

cabo desde la explotación de los pozos de producción de crudo y gas hasta que el

producto final llega a los consumidores.



Figura 4. 1 Ductos de Transporte y Líneas de Recolección Fuente: (Pavia Pineda, 2012)

El transporte de hidrocarburos interviene desde las zonas de extracción

del petróleo y el gas, que deben ser transportados hasta las refinerías y plantas de

tratamiento de gas a través de redes de oleoductos, gasoductos y buques petroleros.

Puede dividirse en dos etapas generales; la primera trata del transporte del crudo

desde los yacimientos a la refinería, y la segunda, desde la refinería a los centros de

distribución.

La distribución y comercialización de los productos derivados del

petróleo se hace a través de poliductos, camiones cisterna, tanques petroleros y/o

barcazas, hasta los distribuidores o grandes consumidores, como las centrales

generadoras de energía eléctrica e industrias.

4.1.2 Daños en Ductos

Mediante diferentes pruebas e inspección visual, se pretende

determinar la existencia de anomalías, en los ductos las cuales son cualquier daño

mecánico, defecto o condiciones externas que puedan poner o no en riesgo la

integridad del ducto. En la Tabla 4.1 se muestran los daños que se presentan en un

ducto.



Tabla 4. 1 Daños en Ductos


El tipo de daño mediante inspección y análisis de integridad, se

establece el tipo de mantenimiento que requiere o la sustitución del tramo afectado,

para lo cual se aplican normas que establecen los parámetros que se deben

considerar en la toma de decisiones. (PEMEX S. T., 2009).

4.1.3 Mantenimiento de Ductos

El mantenimiento resulta en muchas ocasiones complejo, dicha razón

la industria petrolera ha generado contratos con algunas compañías especializadas.

Es importante mencionar que la nueva Reforma energética contempla que el

transporte de los hidrocarburos en general, pase a manos de compañías privadas,

buscando mejorar las condiciones mecánicas de la infraestructura.

A continuación se muestra en la Figura 4.2 como se genera la

inspección en el ducto.

CONCEPTO DESCRIPCIÓN

ABOLLADURAS Depresiones en la superficie del tubo.

DESGASTE El desgaste es ocasionado por el exceso de uso, bajo condiciones de fricción, o producto del agotamiento de las propiedades del metal.

CORROSIÓN Un proceso electroquímico por medio del cual los metales refinados tienden a formar compuestos (óxidos, hidróxidos, etc.) termodinámicamente estables debido a la interacción con el medio.

CORROSIÓN GENERALIZADA

Está en toda la superficie de la instalación.

CORROSIÓN LOCALIZADA

En la superficie con la formación de películas no uniformes.

DAÑO MECÁNICO Es aquel producido por un agente externo, ya sea por impacto, ralladura o presión y puede estar dentro o fuera de la norma.

http://www.monografias.com/trabajos12/elproduc/elproduc.shtml



Figura 4. 2 Elementos de un Ducto Fuente: (Casco, 2002)

En la Figura 4.2 se muestran las partes de un ducto. A continuación se

describirán por zonas de inspección:



Zona A del ducto, se refiere al inicio del ducto donde se localiza el recipiente a

presión donde el receptor de condensados o diablo instrumentado,

generalmente es de 2 a 3 veces el diámetro del ducto, incluyendo sus desvíos

y accesorios, esta zona se verifica el estado de las paredes de recipiente a

presión (cubeta).

Zona B describe a la sección del ducto que llega a la cubeta y tiene un

desarrollo prolongado para absorber los desplazamientos por dilatación y para

facilidad de conexión con la cubeta, se inspeccionan todas sus secciones

(carretes) o tramos de tubería.

Zona C y D, representa a la sección recta del ducto en la parte aérea, en estas

zonas continua con el mismo procedimiento de detectar el espesor mínimo en

cada tramo del ducto y en caso de tener corrosión externa medir el espesor

menor en la sección dañada.

Zona E corresponde a la parte recta sumergida y está comprendida desde el

primer carrete sumergido y hasta la conexión con la curva de expansión de la

línea.

Zona F es la última sección en que se divide el ducto ascendente y parte del

conector con la parte recta ascendente del ducto y al inicio del tramo recto de

la línea de conducción. En esta área principalmente se aplica medición de

espesores en daños provocados por golpes o tallones de cables de anclas o

por caída de objetos producto de trabajo de superficie (Casco, 2002).

Además de la necesidad de garantizar la integridad de las líneas de

transporte, es indispensable incrementar la seguridad y la protección ambiental en la

operación de los sistemas de transporte de hidrocarburos líquidos, esto se logra con

el conocimiento y aplicación de estándares internacionales y las mejores prácticas de

la industria.



4.1.4 Formulación del Problema

Basado en la primera fase de la metodología de Churchman y Ackoff

que se refiere a la formulación del problema, mencionado en el capítulo 2. Los ductos

que conducen hidrocarburos en el traslado entre refinerías, terminales de

almacenamiento y distribución sufren daños y deterioros. El sistema de transporte por

ductos se encuentra expuesto a diversos factores como el desgaste interno y externo

entre otros, el material del ducto cambia sus propiedades, funciones y tiempo de vida.

Con ello podemos formular el problema que lleva por nombre “Análisis del Desgaste

de un Ducto ASTM A-53B SCH 40”.

4.2 Segunda Fase: Construcción del Modelo

En esta fase explica cómo se construye el modelo en la búsqueda de

una solución del problema considerando todo como sistema. La operación de un ducto

se considera desde que entra el flujo a la tubería y hasta que llega al lugar de destino.

En la Tabla 4.2 contiene las variables que se van a considerar para el “Análisis del

Desgaste de un Ducto ASTM A-53B SCH 40”. (Algunas consideraciones técnicas de

este tipo de ductos se presentan en el capítulo 3 y Anexo-D).



Tabla 4. 2 Características del Ducto

ELEMENTOS DEL ANÁLISIS

CONCEPTO ESPECIFICACIÓN

Diámetro 6 pulgadas ( mm)

Material de la Tubería ASTM A-53B SCH 40

Tipo de Acero Acero al carbono

Rugosidad 0.045mm (Presión Óptima de Operación)

Producto Diesel

Longitud 11980m

Fuerza de Gravedad 9.81

(Gravedad, 2015)

Viscosidad 40ºC 0.003

(Diesel/Gas Oil)

Densidad (15ºC) 860 *

+ (Hoja de Seguridad Diesel

Combustibles)

Caudal 700 gpm

Tipo de Construcción Soldada

Espesor 0.365 pulgadas ( ) SMYS 24100 kPa (Petroleum)

Temperatura 177ºC a 350ºC Fuente: Elaboración Propia

En la normatividad de Pemex en relación al diseño, construcción,

inspección, entre otros, de los ductos (PEMEX S. T., 2009), se debe evitar condiciones

que puedan causar esfuerzos mayores a los permisibles y fallas en el sistema, se

consideran los criterios indicados en esta norma para proteger al ducto cuando se

encuentre expuesto a actividades que puedan originarle daños. Con base en los

valores de la Tabla 4.2 se va a calcular las condiciones permisibles para el ducto. A

continuación se muestran dichos cálculos.

4.2.2 Presión Interna de Diseño

La presión interna de diseño para los sistemas de tuberías de acero o el

espesor de pared nominal para una presión de diseño dada, será determinado por la

siguiente expresión basada en la fórmula de Barlow (PEMEX S. T., 2009).

En la Ecuación 4.1, Barlow en su fórmula considera lo siguiente:

(Determining Remaining Strength of Corroded Pipelines, 2012)



Dónde:

= Presiones = Capacidad de Presión = Espesor Nominal de Pared = El espesor nominal de pared

(4. 1)

Sin embargo, considera la Ecuación 4.2 de la normatividad de Pemex

en relación al diseño, construcción, inspección, entre otros, de los ductos (PEMEX S. T.,

2009).

( )

(4. 2)

Dónde:

= Diámetro exterior nominal de la tubería

= Espesor de pared de acero de la tubería

= Esfuerzo de Cedencia Mínimo Especificado (Specified Minimum Yield

Strength) CITATION Ame04 \l 3082 (Institute, 2004)

= Factor de capacidad permisible por presión interna de diseño.

Desarrollo de la ecuación:

(1 )( 1 )( 1 )

1 ,

Análisis Dimensional:

( )

,

Con el análisis dimensional se contrasta la unidad presión interna de

diseño, da como resultado en kPa.



4.2.3 El Factor de Capacidad Permisible (Fcp)

Es el factor de capacidad permisible por presión interna de diseño en

un ducto. (PEMEX S. T., 2009). El factor de diseño por temperatura (fTEMP) que

representa la condición más severa de presión y temperatura coincidentes del metal.

En la Tabla 4.3 con la temperatura del metal se obtiene el Factor de Diseño (fTEMP) que

le corresponde. En la Tabla 4.4 el Factor de junta longitudinal (fJL) se determina por el

tipo de tubería y la soldadura. PEMEX S.T. (2009), emplea la siguiente ecuación para

determinar fcp.

fcp= fDIS fTEMP fJL (4. 3)

Tabla 4. 3 Factor de diseño por temperatura (fTEMP)

Temperatura Factor de

Diseño(fTEMP) ºC ºF

121 o menos 250 o menos 1,000

149 300 0.967

177 350 0.933

204 400 0.900

232 450 0.867

Fuente: (PEMEX S. T., 2009)

Tabla 4. 4 Factor de junta longitudinal (fJL)

Tipo de Tubería Factor de junta longitudinal(fJL)

Soldadura longitudinal por arco sumergido(SAWL)

1.0

Soldadura por resistencia eléctrica (ERW)

1.0

Soldadura helicoidal por arco sumergido (SAWH)

1.0




En relación a la ecuación 4.3, dónde:

fDIS = Factor de diseño por clase de localización que depende del tipo de fluido

transportado.

fTEMP = Factor de diseño por temperatura. En la Tabla 4.3, se encuentran los valores

de la temperatura del metal, para el análisis ver Tabla 4.2.

fJL = Factor de junta longitudinal. En la Tabla 4.4, se tiene la tabla para el tipo de

tubería. El tipo de soldadura se determina conforme a la normatividad de PEMEX

(Subsidiarios, 2008), donde se pueden utilizar electrodos diferentes al tipo bajo

hidrógeno para los pasos de raíz en aceros del grupo I [SMYS 275 MPa] o menores

para cualquier espesor.

Substituyendo los valores encontrados en las Tablas 4.3 y 4.4 en la

ecuación 4.3 se obtiene que:

fcp=(0.72)(0.933)(1.0)= 0.67176

4.2.4 Espesor Mínimo Requerido

La tubería de acero al carbono debe tener un espesor mínimo de pared

requerido para soportar los esfuerzos producidos por presión interna. Este espesor se

determina mediante la siguiente expresión (PEMEX S. T., 2009):

tr = t + tc (4. 4)

Dónde:

tr = Espesor mínimo requerido por presión interna

t = Espesor de diseño por presión interna

tc = Espesor de pared adicional por corrosión . De no contar con dicha

información se debe utilizar un espesor adicional de 0.159mm por cada año de vida útil

considerada en el diseño.




tr = 9.271 + 0.159= 9.43

Análisis Dimensional

tr = mm + mm

tr= 9.43 mm

Con el análisis dimensional se comprueba la unidad del espesor mínimo requerido, da

como resultado en mm.

4.2.5 Espesor de Tolerancia por Fabricación

En la Tabla 4.5 se observa los valores de porcentaje de tolerancia. El

tipo de ducto que se analiza es de grado B como se muestra a continuación:

Tabla 4. 5 Porcentaje de Tolerancia por Fabricación en el Espesor de Pared.

Diámetro exterior mm(pulgadas) y tipo

de tubería

PORCENTAJE DE TOLERANCIA (%)

GRADO B O MENOR GRADO X42 O MAYOR

73.0(2.875) y menores con y sin costura

12.5 12.5

Mayores que 73.0 (2.875) pero menores

que 508.0(20) con y sin costura

12.5 12.5

508.0(20) y mayores con costura

12.5 12.5

508.0(20) y mayores sin costura

12.5 12.5


En la Tabla 4.5 para obtener el espesor de tolerancia por fabricación, el

valor del espesor mínimo requerido se sumar y restar el porcentaje.

Desarrollo:

ETF = (9.43) (12.5%) = ± 1.17875



Para el análisis del ducto se requiere el rango máximo de tolerancia,

por lo tanto, se sumara el porcentaje.

ETF= 9.43 + 1.17875 = 10.60875 mm

Para el modelo se considerara la pérdida de energía por fricción. A

continuación se describe la ecuación general de la energía. La teoría asociada con la

mecánica de fluidos se discutió brevemente en el Capítulo 2.

4.2.6 Ecuación General de la Energía

La fricción interna del fluido en el ducto representa el valor de una

cantidad de energía por unidad de peso de fluido que circula por el sistema, como se

puede observar en la ecuación general de la energía, tales pérdidas traen como

resultado la disminución de presión entre dos puntos del sistema de flujo (Mott, 2006).

(4. 5)

Dónde:

= Presión en la sección 1 y 2 respectivamente.

= Peso específico del fluido.

= Velocidad en las secciones 1 y 2 respectivamente.

= Factores de corrección de energía cinética en tuberías circulares, con fluido

laminar con perfil parabólico de velocidad y en flujo turbulento, el perfil es casi

uniforme .

= Energía añadida o agregada al fluido mediante un dispositivo mecánico, como

puede ser una bomba.

= Energía removida o retirada del flujo mediante un dispositivo mecánico.

=Perdida de energía la cual se compone en general de las pérdidas por fricción.



= Pérdida de energía debido a la fricción en los ductos.

= Pérdida local de energía debida a la presencia de válvulas y conectores.

= Altura del desplazamiento de la sección 1 con la sección 2.

4.2.7 Ecuación de Reynolds

El número de Reynolds es la relación de la fuerza de inercia sobre un

elemento de fluido a la fuerza viscosa. El comportamiento de un fluido, en particular en

lo que se refiere a las pérdidas de energía depende del tipo de flujo sea: laminar o

turbulento. Se puede determinar el tipo de flujo en el sistema de la tubería, si el

número de Reynolds es menor que 2000, el flujo será laminar y cuando sea mayor que

4000, el flujo será turbulento.

Para calcular el número de Reynolds se utiliza la ecuación (Mott, 2006):

(4. 6)

Dónde:

Q= Caudal*

+

= Densidad *

+

= Viscosidad *

+

D= Diámetro


( )( )

( )( ) ,




[

] [ ]

( ) [ ]

,

Con el análisis dimensional se contrata las unidades del número de

Reynolds, da como resultado un valor adimensional.

4.2.8 Ecuación del Factor de Fricción

En la Ecuación 4.7 el factor de fricción considera es un parámetro que

considera las pérdidas de energía mecánica en el transporte de fluidos a través de la

tubería. A continuación se calcula el factor de fricción (Mott, 2006):

[ (

( )( )

)]

(4. 7)

Dónde: f=Factor de fricción

=Rugosidad D=Diámetro NR=Número de Reynold


f 0.25

*log(1

(3.7)(0.152400.000045

)

5.74

105,618.78116)0.9

)+

2 0.01931631346



4.2.9 Ecuación de la Velocidad del

Fluido

La ecuación de la velocidad del fluido indica cuanta cantidad de flujo se

desplaza en la tubería en una unidad de tiempo.

Figura 4. 3 Velocidad del Fluido Fuente: Elaboración Propia

Para calcular la velocidad de fluido sobre la tubería se utiliza (Mott,

2006); ver el Capítulo 2:

(4. 8)

Dónde:

V=Velocidad *

+

Q=Caudal *

+

A=Área de la tubería D= Diámetro



[

]

= *

+



Con el análisis dimensional se obtiene como resultado *

+

4.2.10 Ecuación de la Pérdida de Energía por Fricción en la Tubería.

Se puede obtener la pérdida de energía por fricción en la tubería y la

longitud de la tubería utilizando la ecuación 4.9 (Mott, 2006):

( ) (

) (

) (4. 9)

Dónde:

Pérdida de energía debido a la fricción de la tubería .

= Factor de fricción.

L=Longitud de la tubería

D= Diámetro de la tubería

*

+

Gravedad


( ) (

)(

( ))


(

)(

)



El sistema no cuenta con el diagrama de tubería e instrumentación

(DTI) por lo tanto, se realiza un análisis de las pérdidas de energía con la siguiente

ecuación (Mott, 2006):

(4. 10)

Dónde:

= Pérdida de energía debido a la fricción en los ductos.

= Pérdida local de energía debida a la presencia de válvulas y conectores.


4.2.10 Ecuación del Sistema de Flujo

Para calcular la presión necesaria que posee el fluido por unidad de peso que circula

por el sistema, con la ecuación 4.5 considerando:

a) Velocidad igual en todas las secciones V1= V2

b) Factores de corrección de energía cinética en tuberías circulares, 1= =1

c) Energía añadida al flujo hA= 0

d) Energía removida o retirada del flujo hR =0

e) Perdida de energía hL = 458.0755486

f) Altura en la cual se transporta el flujo Z1= Z2

g) Peso específico del fluido *

+



La presión (P1) necesaria del sistema queda expresada de la siguiente forma:

( ) *

+

( )

( ) Dónde:

= ,

= 8.33 kN

458.0755486 m Aplicación de la Ecuación:

1 , 8.33(458.0755486) =26,355.06945


( )=

,



4.3 Tercera Fase: Obtención de una Solución y Prueba del Modelo.

Para calcular la perdida de espesor en un ducto de acero al carbono

que transporta hidrocarburos en la industria del petróleo, se analizarán los resultados

de la inspección mediante el empleo de equipo instrumentado ('Diablos') del año 1994

y 2004.

4.3.2 Recolección de los Datos

En la Tabla 4.6 se muestra el comportamiento de los primeros bloques

de datos de la inspección del año 1994 y 2004. En la inspección del año 1994 se

obtuvieron 12790 datos y en el 2004 2149 se obtuvieron datos. Esto indica que

comparando los datos del año 1994 y 2004, por cada 600 datos del año 1994 tenemos

100 datos del 2004. Ver las corridas en la tabla de Anexos C.



Tabla 4. 6 Pérdida de Espesor del año 1994 y 2004




4.3.3 Análisis de los Datos

En la Figura 4.5 se muestra el análisis de los datos. Los datos se

dividieron o segmentaron en 22 bloques de los años 1994 y 2004. Estos datos tienen

características semejantes cada uno de ellos y se colocan en el nivel correspondiente

respecto a su rango. Se tienen tres intervalos, donde se colocan los datos

dependiendo de su valor de desgaste. Se usó un código de colores para clasificar el

grado de desgaste. Por ejemplo, el color verde representa bajo desgaste en el

material. El amarillo un punto intermedio entre un desgaste mínimo y máximo

(registrados en los datos obtenidos de las corridas). El rojo representa un desgaste

máximo. El rango para cada segmento se determina conforme a la norma de

PEMEX,(PEMEX S. T., 2009) donde los limites para las ramuras de los ductos es de

profundida mayor del 10% de espesor nominal; en el punto 2.3.2 se determino el

espesor minimo requerido y calculando el 10% del espesor minimo requerdio se

obtiene que es 1.06 para cada segmento.

En la Figura 4.4 se observan los 22 bloques. Cada bloque contiene el

promedio de cada rango del desgaste.

Figura 4. 4 División de los Datos en Segmentos del año 1994 y 2004 Fuente: Elaboración Propia



Continuación de la Figura 4. 4 División de los Datos en Segmentos del año 1994 y 2004 Fuente: Elaboración Propia

4.3.4 Diseño del Modelo para el

Análisis del Desgaste de un

Ducto ASTM A-53B SCH 40 para

medir el Desgaste.

Los ductos operan a una presión determinada por la industria petrolera,

la presión de operación es del 26% (PEMEX, 2007). Por lo tanto, el trabajo de

investigación Análisis del Desgaste de un Ducto ASTM A-53B SCH 40, está sujeto al

porcentaje de presión que operan los ductos.

Con base en la normatividad de PEMEX un ducto estará operando

siempre y cuando la pérdida de espesor sea menor al 10% del espesor nominal

(PEMEX S. T., 2009). Considerando que la vida útil de un ducto se estima de 20 años;

sin embargo, ésta depende principalmente del mantenimiento preventivo, actualmente

la industria petrolera en México operan con ductos que tienen más de 35 años (Avila,

2005).



Para diseñar el modelo se utilizó el software AnyLogic R6 Professional;

la Figura 4.5 muestra cómo se construyó el modelo para el Análisis del Desgaste de

un Ducto ASTM A-53B SCH 40. La simulación se realizó en una computadora que

cuenta con las siguientes características:

Procesador de Pentium(R)Dual-Core CPU T4200,

Velocidad del Procesador 2.00 GHz, Memoria (RAM) 3.00 GB y un

Sistema Operativo 64 bits.

Figura 4. 5 Elementos para la Construcción del Modelo Fuente: Elaboración Propia

En la Figura 4.5 se tienen los elementos que se necesitan para

construir el modelo del desgaste de un Ducto ASTM A-53B SCH 40: A continuación se

describen cada uno de los elementos.



Parameter: Se llama “Parámetro” es normalmente una constante. El

parámetro se cambiará sólo cuando se necesita ajustar su comportamiento del modelo

y estará relacionado con las variables.

Flow Aux Variable: Es la “Variable de Flujo” donde se estructura la

operación a desarrollar. La variable de Flujo tendrá relación con los “Parámetro” y

cuando esta combinación se lleve a cabo se representará con una flecha con por

ejemplo:

Velocidad= ((Q*0.00378)/60)/((PI*Math.pow(D*0.0254,2))/4)

Stock Variable: Este elemento “Almacena el Resultado” y en dinámica

de sistemas almacena y representa el proceso de acción del modelo.

4.3.4.1 Diseño de los parámetros, para el Análisis del Desgaste de

un Ducto ASTM A-53B SCH 40.

A continuación se mostrará cómo se estructuraron los parámetros y las variables:

Figura 4. 6 Parámetros en el Análisis Del Desgaste de un Ducto ASTM A-53B SCH 40




Parámetros: En la Figura 4.6 se observa la pantalla del Software AnyLogic, para

obtener los parámetros en la parte derecha de la pantalla se encuentran varios

desplegados entre ellos está 'System Dynamics' donde se encuentran los parámetros

y se desplaza el icono 'parameter'. En los recuadros de color rojo señala los

parámetros utilizados en el análisis del desgaste del ducto bajo estudio; para ingresar

su valor en la en la parte de debajo de la pantalla se encuentra la opción 'Propieties'

donde se introduce el valor del parámetro en 'Default Value'.

Variables de Flujo:

En la Figura 4.7 observamos que en la pantalla del Software

AnyLogic, para obtener las Variables de Flujo, en la parte derecha de la

pantalla se encuentran varios desplegados entre ellos está la opción 'System

Dynamics' donde se encuentran las Variables de Flujo y se desplaza el icono

'Flow Aux Variable'. En el recuadro de color verde señala las variables de flujo,

utilizadas en nuestro caso de estudio; por ejemplo, para ingresar el valor (de la

variable) en la en la parte de debajo de pantalla se encuentra la opción

'Propieties' donde se escribe la fórmula y el nombre en la opción 'name'. La

unión de las fechas es en automático cuando en la fórmula se nombra el

parámetro deseado.



Figura 4. 7 Variables de Flujo en el Análisis del Desgaste de un Ducto ASTM A-53B SCH

40


Variables de Stock:

En la Figura 4.8 se tiene la pantalla del Software AnyLogic, para

obtener las Variables de Stock. En la parte derecha de la pantalla se encuentran

varios desplegados entre ellos está 'System Dynamics' donde se encuentran las

'Variables de Stock' y se desplaza el icono 'Stock Variable'. En el recuadro de color

amarillo señala las variables de stock, utilizadas en nuestro análisis; por otro lado,

para ingresar su valor en la en la parte de abajo de la pantalla se encuentra

'Propieties' donde se escribe en la parte de 'name' el nombre y la operación que se

desea realizar. La unión de las fechas es en automático entre las variables de flujo

y variables de stock al ingresar la operación.



Figura 4. 8 Variables de Stock en el Análisis del Desgaste de un Ducto ASTM A-53B SCH 40




4.3.4.2 Modelo de Análisis del Desgaste de un Ducto ASTM A-53B SCH 40

A continuación se muestra en la Figura 4.9 el resultado obtenido del

Modelo Análisis del Desgaste de un Ducto ASTM A-53B SCH 40, midiendo el

desgaste del año 1994 al 2004.

Figura 4. 9 Sistema Dinámico del Análisis del Desgaste de un Ducto ASTM A-53B SCH 40




4.3.4.3 Porcentaje de Operación para el Análisis Del Desgaste de un Ducto ASTM A-53B SCH 40

Figura 4. 10 Porcentaje de Operación al 26% del Análisis del Desgaste de un Ducto ASTM A-53B SCH 40


En la Figura 4.10 se muestra el futuro desgaste obtenido del Modelo

Análisis del Desgaste de un Ducto ASTM A-53B SCH 40, a un 26% de operación.

De acuerdo con los datos obtenidos de las corridas del equipo

instrumentado de inspección de ductos ('Diablos/Diablitos') y considerados en el

análisis, se observa en la Figura 4.10 que los resultados obtenidos varían en un rango

de 19 a 42 años. Esto es con los datos divididos en un total de 22 bloques, las

'proyecciones' futuras de tiempo de vida de los bloques de ductos es muy variada

para la longitud considerada en el análisis.

Por ejemplo, si consideramos el bloque 1, de la Figura 4.10, se observa

una 'proyección' de tiempo de vida de 28 años (y 5 meses). Por otro lado, para el caso

del bloque 21, se observa una 'proyección' de 42 años (y 4 meses).



La obvia pregunta que surge de los resultados mostrados en la Figura

4.11 es la siguiente: ¿por qué tanta variación? ¿Las características de la sección del

ducto inspeccionada por el 'Diablito' no es uniforme? Se puede argumentar que los

bloques considerados en el análisis muestran diferentes características del ducto

considerado en el análisis. Una explicación de dicha variación de los resultados de la

Figura 4.10 puede ser que varias secciones del ducto han sido efectivamente

renovados y otros todavía siguen operando desde hace varios años cuando fueron

instalados. Por ejemplos, los bloques 18-21, tienen una 'proyección' de vida de 42

años (posiblemente éstas secciones de ductos han sido renovados recientemente);

por otro lado, el bloque 1B, al parecer es el más crítico con un 'proyección' de vida útil

de 19 años.

Dado lo anterior, la sección del ducto que transporta Diesel más crítico

es la que corresponde al bloque 1B y dado que los datos obtenidos fueron del 1994 y

2004, requiere un reemplazo.

En la sección de discusión del capítulo 5 se presentan más detalles de

otras corridas que se realizaron así como algunas limitaciones de la investigación.

4.4 Cuarta Fase: Establecer Controles e Implantación

de la Solución.

Para establecer los controles en el Modelo de Análisis del Desgaste de

un Ducto ASTM A-53b SCH 40, se ha diseñado una interfaz gráfica de Usuario, para

calcular la pérdida de energía y el desgaste del ducto.

La interfaz gráfica de usuario se realizara en el software AnyLogic R6

Professional.

En la Figura 4.11 se muestra como está distribuida y como está

constituido cada elemento de la interfaz gráfica de usuario, para calcular la pérdida de

energía y el desgaste del modelo:



Figura 4. 11 Elementos para Establecer los Controles en el Software AnyLogic R6 Professional


A continuación se describe la función de los elementos de la interfaz

gráfica de usuario mostrada en la Figura 4.11.

En la parte de Presentation elegimos el icono:

Text Se llama “Texto”, posee la función de presentación para poner

etiquetas con algunos comentarios o descripciones para el modelo.

En la parte de Controls se elige el icono:

Slider Es el “Modificador de Valores” se utilizan comúnmente para la

modificación de los valores de las variables numéricas y parámetros en el modelo de

tiempo de ejecución, en el modelo para modificar los valores en el modelo.

En la siguiente Figura 4.12 se muestra la pantalla final y la interfaz

gráfica de usuario para calcular los valores de los parámetros en el modelo.



Figura 4. 12 Interfaz Gráfica de Usuario del Modelo de Análisis del Desgaste de un Ducto ASTM A-53B SCH 40


4.5 Resumen del Capitulo

En el Capítulo se aplicó la metodología de Churchman y Ackoff para el

modelo de Análisis del Desgaste de un Ducto ASTM A-53B SCH 40, haciendo los

cálculos asociados con el comportamiento del diesel desde la perspectiva de la

mecánica de fluidos de forma 'manual' y en el software AnyLogic. Los resultados

'manuales' coincidieron con los arrojados con el software empleado en el análisis; esto

permitió crear un modelo en el software para cualquier característica del fluido a

analizar (es decir se pueden variar variables de velocidad, viscosidad, caudal, etc.).

Finalmente se obtuvo un modelo para determinar el desgaste del ducto particular

considerado en este estudio y los tramos que se deben de cambiar.

La discusión y limitaciones del proyecto se presentan en el Capítulo 5.



CAPITULO 5

DISCUSIÓN, CONCLUSIONES Y FUTUROS TRABAJOS

El Capítulo presenta una discusión así como las conclusiones más

relevantes del proyecto de tesis. El Capítulo está organizado como sigue: la sección

5.1 presenta una discusión de los principales resultados de la investigación. La

sección 5.2 presenta las conclusiones más relevantes. La sección 5.3 presenta

algunas consideraciones y limitaciones del estudio. Las perspectivas del futuro trabajo

se presentan en la sección 5.4.

5.1 Discusión del Modelo Análisis del Desgaste de

un Ducto ASTM A-53B SCH 40

La industria petrolera representa a la actividad socio-económica más

compleja que realiza la humanidad, pues intervienen de manera directa actividades

que van desde la planeación de la exploración hasta la comercialización de productos

derivados.

El sistema de transporte por ductos en nuestro país, consta de más de 58

000 km de tuberías dependientes de las cuatro subsidiarias sin contar los más de 14

mil kilómetros de líneas de descarga de pozos en operación que conforman Pemex,

los fluidos transportados son: crudo, gasolinas, diesel, gas licuado, gas natural y

productos petroquímicos, principalmente. En la actualidad los ductos son uno de los

principales sistemas de transporte de hidrocarburos. En el país hay instalados un poco

más de 50 mil kilómetros en tierra y cerca de 2 mil en el mar. Los diámetros del 67%

de las tuberías varían desde 3 pulgadas hasta 48 pulgadas de diámetro, para

transportar líquidos y gases. Los ductos comparten en gran medida los corredores de

los derechos de vía (DDV´s), donde se realizan las tareas y actividades de

operación, mantenimiento e inspección principalmente.



La sección 1.1 ha mostrado que con el incremento en la demanda de

hidrocarburos, la sociedad se enfrenta a cuantiosos niveles de importaciones,

saturación de los sistemas de transporte por ductos y transporte marítimo, así como de

la capacidad de almacenamiento y distribución en las zonas de mayor demanda. Para

cumplir con el suministro de productos, ha sido necesario utilizar medios de transporte

de mayor costo por ejemplo, el 5.7% de los combustibles son transportados por auto-

tanques en comparación con el 3.4% en el 2000, con el consecuente deterioro de los

resultados financieros. Existe la tendencia de que siga creciendo la inversión en este

tipo de transporte, de no incrementarse la infraestructura en medios más baratos,

como son los ductos (SENER, 2013).

En el proceso de la revisión de la literatura también se encontró que

ocurren fallas en el sistema de ductos y que tiene consecuencias muy negativas en

términos de vidas humanas/lesiones/económicas/impactos negativos al medio

ambiente como en la sección 1.2 del Capítulo 1.

Es de gran importancia estudiar estos sistemas técnicos para tener un


Este proyecto de tesis se enfoca al estudio de un modelado del comportamiento de del

sistema en base a datos que se han obtenido mediante un sistema de diablos

instrumentado (ver Capítulos 2 y 4); así como también el efecto que se tiene en un

ducto de diferentes variables, tales como la corrosión, tipo de fluido, etc.



Figura 5. 1 Resultados de la Ingeniería del Ducto con el Software AnyLogic R6 Professional


Este trabajo de tesis propone un modelo para determinar el desgaste de

un ducto que transporta diesel. El modelo está basado en un interfaz gráfico con el

empleo del software 'AnyLogic R6 Professional'. Para la generación de dicho interfaz

fue necesario llevar a cabo un análisis a detalle y de forma 'manual' del

comportamiento del ducto que transporta diesel desde una perspectiva de la teoría de

la mecánica de fluidos. Posteriormente, se modeló mediante el empleo del software

antes mencionado. Los resultados arrojados de forma 'manual' y los obtenidos

mediante el software coincidieron. La Tabla 5.1 muestra la evidencia de dichos

resultados.

Mediante los datos de inspección de la industria petrolera del año 1994 al 2004

se analizaron y se emplearon para la construcción del modelo. Las Figuras 5.2 y 5.3

muestran que las corridas del desgaste proporcionadas por la Industria Petrolera de

los años 1994 y 2004 son iguales que las obtenidas en el software AnyLogic R6

Professional.



Figura 5. 2 Contraste del Desgaste de la Corrida del Ducto en el año 1994 en el Software.




Figura 5. 3 Contraste del Desgaste de la Corrida del Ducto en el año 1994 en el Software. Fuente: Elaboración Propia

En la interfaz gráfica de usuario realizada en el software AnyLogic R6

Professional, se podrán calcular todas las pérdidas de energía y del desgaste del

ducto sin recurrir a la Ecuación 4.5 (Capítulo 4) y a la normatividad de PEMEX en

relación al diseño (PEMEX S. T., 2009).

En la Figura 5.4 (se reproduce la Figura del Capítulo 4 ) se muestran

los resultados obtenidos de una 'proyección' del futuro desgaste obtenido a un 26% de

operación del ducto. En el capítulo 4 se discutió que para este porcentaje de operación

la sección más crítica del ducto fue la asociada con el bloque 1B (19 años) y que

posiblemente requiera de una atención ya sea un cambio de ducto o mantenimiento.

Sin embargo, durante el análisis surgió la siguiente pregunta: ¿qué pasa

si el ducto opera a un porcentaje mayor al 26%? Para contestar a la pregunta se

llevaron a cabo corridas para los siguientes porcentajes: 50%, 75% y 90%. Los

resultados se resumen en la Figura 5.5.



Figura 5. 4 Porcentaje de Operación al 26% del Análisis del Desgaste de un Ducto ASTM A-53B SCH 40


Figura 5. 5 Diferentes Porcentaje de Operación del Ducto




Continuación de la Figura 5. 5 Diferentes Porcentaje de Operación del ducto


De los resultados mostrados en la Figura 5.5 muestran lo esperado. Es

decir, al aumentar el porcentaje de la capacidad de operación del ducto disminuye su

periodo de vida. Por ejemplo, la sección del ducto asociado con el bloque más crítico

(bloque 1B) se obtuvo 10 años, 6 años y 5 años para los porcentajes 50%, 75% y

90%, respectivamente. El mismo efecto ocurrió con el caso del bloque menos crítico

(por ejemplo el bloque 20), es decir se obtuvo lo siguiente: 22 años (50%), 14 años

(75%), y 12 años (90%).

En general, el modelo tiene el potencial de poder hacer una 'proyección'

a futuro del desgaste de cualquier ducto; sin embargo, tiene limitaciones. Las

secciones posteriores presentan algunas consideraciones y limitaciones del modelo.



5.2 Conclusiones

5.2.1 Conclusiones en relación a los Objeticos Planteados

A continuación en la Tabla 5.1 se muestran las conclusiones de la

investigación y desarrollo del trabajo de tesis en relación con los objetivos planeados

al inicio del proyecto.

Tabla 5. 1 Conclusiones De Los Objetivos


5.2.1 Conclusiones en Relación al Modelo

En este trabajo se demostró conforme a las normatividades de PEMEX

y especificaciones para ductos la importancia de su cumplimiento. También el análisis

de las pérdidas de energía para el modelo de Análisis del Desgaste de un Ducto

ASTM A-53B SCH 40 en la industria del petróleo. Con ello se realizó una interfaz

gráfica del usuario para interactuar de manera gráfica y sencilla con el usuario de

operación y así poder calcular todas las pérdidas de energía que se tienen en el

presente modelo.

El modelo propuesto tiene el potencial se ser usado para cualquier

sistema de transporte de ductos de cualquier derivado del petróleo. Sin embargo, tiene

limitaciones; ver la siguiente sección.

OBJETIVOS REALIZADOS :

Revisión Bibliográfica de los ductos, sistemas de mantenimiento e instrumentación.

Investigación del estado del arte para resolver la problemática.

Diagnóstico y análisis de la metodología.

Desarrollo y construcción del modelo para el Análisis del Desgaste de un Ducto ASTM A-53B SCH 40

Construcción de una interfaz gráfica de usuario para calcular la pérdida de energía en el modelo.

Documentar los resultados de la investigación.

Desarrollo del Análisis e Interpretación de los datos Reales de las corridas del desgaste del ducto contrastando los resultados obtenidos en el Software en la Simulación del Modelo.



5.2.1 Conclusiones en Relación al Enfoque Empleado en el Análisis

En la sección 2.3.2.1 del Capítulo 2 se argumentó que dadas las

características de la 'problemática' que se abordó en este trabajo de tesis, el enfoque

sería de lo que se conoce como un sistema 'duro'; es decir, el problema del desgaste

del ducto bajo estudio está bien definido. La teoría de la mecánica de los fluidos

permitió estudiar éste fenómeno. Finalmente, no hubo problemas relacionados con la

claridad de los objetivos y no se presentaron conflictos sobre los diferentes puntos de

vista de las participantes del proyecto (característica de un sistema 'suave').

Sin embargo, se puede argumentar que para una solución real, por

ejemplo, de la problemática de la integridad de los ductos que transportan derivados

del petróleo tienen necesariamente que ser considerados los enfoques 'suave' y duro'

de la problemática. En este sentido, los resultados aquí presentados desde la

perspectiva de sistemas 'duros' no es suficiente para lograr una solución real.

5.3 Consideraciones y Limitaciones

5.3.1 Consideraciones

a) Para la construcción del modelo de la desgaste del ducto, se revisó la literatura

para conocer la parte teórica de las pérdidas de energía que se generan en el

ducto de transporte de diesel y la normatividad de PEMEX en relación al diseño

de ductos de Pemex (PEMEX S. T., 2009).

b) Se calcularon las pérdidas de energía con los datos de la Tabla 4.2 (ver capítulo

4), sin tomar en cuenta el Diagrama de Tuberías e Instrumentación (DTI) ya que

no contamos con la información.

c) Se emplearon datos obtenidos mediante la inspección llevada a cabo por

'Diablos' del año 1994 al 2004 para la construcción del modelo.

d) En el análisis no se consideraron otras pérdidas de energía por accesorios; por

ejemplo, válvulas, bombas, codos, etc. Ver Capítulo 2.



5.3.2 Limitaciones

En la Tabla 5.2 se describirán las limitaciones de la Investigación en el

diseño de este trabajo de tesis que obstaculizaron la ejecución de la investigación en

los procedimientos utilizados para la recolección, procesamiento y análisis de los datos

para el modelo de Análisis del Desgaste de un Ducto ASTM A-53B SCH 40 en la

industria del petróleo .

Tabla 5. 2 Limitaciones De La Investigación

LIMITACIONES EJEMPLO

FALTA DE INFORMACIÓN Información sobre el DTI, para realizar el estudio completo de la pérdida de energía del modelo.

Sin embargo los resultados fueron óptimos por contar la información pertinente para el estudio del ducto.

CORRIDAS CON EL INSTRUMENTO DE INSPECCIÓN

El análisis del futuro desgaste se logró obtener con datos históricos del comportamiento del ducto.

Sin embargo solo se puede saber el comportamiento del ducto con datos históricos.

CALIDAD DE LOS DATOS El análisis se basó en los datos proporcionados por Pemex y no hubo manera de corroborar la calidad de los datos.


Finalmente, es muy importante destacar la limitación del modelo. El modelo puede

emplearse para hacer una proyección futura del desgaste de ductos siempre y cuando

se tengan los datos, por ejemplo, de corridas de 'diablos'. De lo contario el modelo no

se puede usar.

http://www.monografias.com/trabajos13/diseprod/diseprod.shtml

http://www.monografias.com/trabajos11/metods/metods.shtml#ANALIT



5.4 Futuros Trabajos

En este trabajo de tesis se generan los siguientes futuros trabajos:

En el cálculo de la perdida de energía, considerar del DTI para complementar

el modelo de pérdida de energía en accesorios (codos, válvulas, tubería tipo T,

etc.)

Afinar el modelo con los datos del año 2014 para contrastar los años de vida

del ducto.

Aplicar la estructura del modelo para focalizar el tiempo de vida para diferentes

tipos de ductos o fluidos.



REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS

Avila , E. (01 de 02 de 2005). Ductos, desgaste de más de 30 años . Recuperado el 04

de 02 de 2015, de El Universal:

http://www.eluniversal.com.mx/nacion/121283.html

Bartenev, A.M., Gelfand, B.E., Makhviladze, G.M., Roberts, J.P. (1996). Statistical

analysis of accidents on the Middle Asia-Centre gas pipelines. Journal of

Hazardous Materials, Vol. 46(1), 57-69.

Batzias, F.A., Siontorou, C.G., Spanidis, M.P. (2011). Designing a reliable leak bio-

detection system for natural gas pipelines. Journal of Hazardous Materials, Vol.

186(1), 35-58.

Bolt, R. (1-5 de Junio de 2006). 23rd World Gas Conferences. Using or Creating

Incident Databases for Natural Gas Transmision Pipelines. Amsterdam, The

Netherlands, Países Bajos.

Casco, A. (2002). Monitoreo de la protección catódica a línea submarina No. 161 de

36”Ø Rebombeo/Dos Bocas de la Región Marina Suroeste en la Sonda de

Campeche. Recuperado el 2015 de 01 de 15, de Colección de Tesis Digitales

Univerdad de las Américas Puebla: Acceso en:

http://catarina.udlap.mx/u_dl_a/tales/documentos/mgd/hernandez_m_js/capitul

o6.pdf

Chapetti, M.D., Otegui, J.L., Manfredi, C., Martins, C.F. (2001). Full scale experimental

analysis of stress states in sleeve repairs of gas pipelines. International Journal

of Pressure Vessels and Piping, Vol. 78(5), 379-387.

Checkland, P. B. (1995). Systems Thinking, System Practice. John Wiley and Sons.

Checkland, P. B. and Scholes, J. (1990). Soft Systems Methodology in Action.

Chichester, Wiley.

Determining Remaining Strength of Corroded Pipelines. (2012). Recuperado el 31 de

01 de 2015, de Houston Section: http://www.nace-

houston.org/images/Brent_PhelpsRemaining_strength.pdf

http://www.sciencedirect.com/science/article/pii/0304389495001255

http://www.sciencedirect.com/science/article/pii/0304389495001255

http://www.sciencedirect.com/science/article/pii/S0304389410015839






DeWolf, G.B. (2003). Process safety management in the pipeline industry: parallels

and differences between the pipeline integrity management (IMP) rule of the

Office of Pipeline Safety and the PSM/RMP approach for process facilities.

Journal of Hazardous Materials, Vol. 104(1–3), 169-192.

Diesel/Gas Oil. (s.f.). Recuperado el 31 de 01 de 2015, de xp3:

http://www.xp3.com/productos/diesel_prop_spn.html

Duncan, I., Wang, H. (2014). Evaluating the likelihood of pipeline failures for future

offshore CO2 sequestration projects. International Journal of Greenhouse Gas

Control, Vol. 24, 124-138.

El-Abbasy, M.S., Senouci, A., Zayed, T., Mirahadi, F., Parvizsedghy, L. (2014). Artificial

neural network models for predicting condition of offshore oil and gas pipelines.

Automation in Construction, Vol. 45, 50-65.

Fernández Larrañaga, B. (1999). Introducción a la Mecánica de Fluidos. México: Alfa

Omega.

Flood, R. L. (2001). The relationship of “Systems Thinking” to Action Research”,

Handbook of Action Research-Participative Inquiry & Practice, Edited by Peter

Reason & Hilary Bradbury, Sage.

GLND. (2013). DNV.GL. Recuperado el 10 de 10 de 2014, de Control de la corrosión -

Tecnología Diablo Instrumentado(ILI): www.gl-nobledenton.com

Gonzales, J.L. (2010). Reporte parcial de: análisis de falla del oleoducto de 30” D.N.

Nuevo Teapa-Venta de Carpio, tramo San Martin Texmelucan-Venta de Carpio

km 485+280. Ocurrida en San Martin Texmelucan, Puebla, el 19 de diciembre de

2010. ESIQIE IPN. México.

Google. (2015). Recuperado el 2015 de 02 de 2015, de Gloogle Imagenes:

https://www.google.com.mx/search?hl=es-

419&site=imghp&tbm=isch&source=hp&biw=1366&bih=651&q=ductos&oq=duc

tos&gs_l=img.3..0l10.6063.8999.0.9529.7.7.0.0.0.0.134.761.0j6.6.0.msedr...0...

1ac.1.62.img..1.6.755.uwVZjag5zKY

Gravedad. (07 de 02 de 2015). Recuperado el 08 de 02 de 2015, de Wikipedia:

http://es.wikipedia.org/wiki/Gravedad

Gutierrez Pérez, M. (2010). Riesgo e integridad de ductos de transporte de

hidrocarburos. México: Academia de Ingeniería.

http://www.sciencedirect.com/science/article/pii/S030438940300270X









Hai, W., Xiaojing, L., Weiguo, Z. (2011). Transient flow simulation of municipal

gas pipelines and networks using semi implicit finite volume method. Procedia

Engineering, Vol. 12, 217-223.

Hernández Mejía, S. L. (2013). Metodología para Estimar Umbrales de Daño y

Periodos de Inspección Óptimos en los Sistemas de Ductos. Tésis de Maestría,

Maestría en Ingeniería de Sistemas, SEPI-ESIME, Zac, IPN, México.

Hoja de Seguridad Diesel Combustibles. (s.f.). Recuperado el 31 de 01 de 2015, de

Red de Intercambio de Información Quimica: http://www.estis.net/sites/cien-

bo/default.asp?site=cien-bo&page_id=84080D34-2BCA-4210-A73E-

6DE30151FA64

Hopkins, P. (2014). Assessing the significance of corrosion in onshore oil and

gas pipelines. Underground Pipeline Corrosion, 62-84.

Hou, Q., Jiao, W., Ren, L., Cao, H., Song, G. (2014). Experimental study of leakage

detection of natural gas pipeline using FBG based strain sensor and least square

support vector machine. Journal of Loss Prevention in the Process

Industries, Vol. 32, 144-151.

Hu, J., Tian, Y., Teng, H., Yu, L., Zheng, M. (2014). The probabilistic life time prediction

model of oil pipeline due to local corrosion crack. Theoretical and Applied

Fracture Mechanics, Vol. 70, 10-18.

Huang, Z., Li, J. (2012). Assessment of Fire Risk of Gas Pipeline Leakage in Cities and

Towns. Procedia Engineering, Vol. 45, 77-82.

Institute, A. P. (Octubre de 2004). API Specification 5L. Specificaction for Line Pipe.

N.W Washington, Washington, Estados Unidos: API Publishing Services.

Jiang, Y., Chen, M. (2012). Researches on the Fatigue Crack Propagation

of Pipeline Steel. Energy Procedia, Vol. 14, 524-528.

Knoope, M.M.J., Raben, I.M.E., Ramírez, A., Spruijt, M.P.N., Faaij, A.P.C. (2014). The

influence of risk mitigation measures on the risks, costs and routing of

CO2 pipelines. International Journal of Greenhouse Gas Control, Vol. 29, 104-

124.

Liang, W., Zhang, L., Xu, Q., Yan, C. (2013). Gas pipeline leakage detection based on

acoustic technology. Engineering Failure Analysis, Vol. 31, 1-7.



http://www.sciencedirect.com/science/article/pii/B9780857095091500035


















Ma, L., Cheng, L., Li, M. (2013). Quantitative risk analysis of urban natural

gas pipeline networks using geographical information systems. Journal of Loss

Prevention in the Process Industries, Vol. 26(6), 1183-1192.

Mahgerefteh, H., Oke, A., Atti, O. (2006). Modelling outflow following rupture

in pipeline networks. Chemical Engineering Science, Vol. 61(6), 1811-1818.

Martynov, S., Brown, S., Mahgerefteh, H., Sundara, V., Chen, S., Zhang, Y. (2014).

Modelling three-phase releases of carbon dioxide from high-pressure pipelines.

Process Safety and Environmental Protection, Vol. 92(1), 36-46.

Mohsin, R., Majid, Z.A., Yusof, M.Z. (2014). Safety distance between underground

natural gas and water pipeline facilities. Reliability Engineering & System

Safety, Vol. 131, 53-60.

Molag, M., Dam, C. (2011). Modelling of accidental releases from a high pressure

CO2 pipelines. Energy Procedia, Vol. 4, 2301-2307.

Moloudi, R., Esfahani, J.A. (2014). Modeling of gas release following pipeline rupture:

Proposing non-dimensional correlation. Journal of Loss Prevention in the

Process Industries, Vol. 32, 207-217.

Mott, R. L. (2006). Mécanica de Fluidos. México: Pearson Educación.

Netto, T.A., Ferraz, U.S., Botto, A. (2007). On the effect of corrosion defects on the

collapse pressure of pipelines. International Journal of Solids and Structures, Vol.

44(22–23), 7597-7614.

Otegui, J.L., Rivas, A., Manfredi, C., Martins, C. (2001). Weld failures in sleeve

reinforcements of pipelines. Engineering Failure Analysis, Vol. 8(1), 57-73.

Papadakis, G.A. (1999). Major hazard pipelines: a comparative study of onshore

transmission accidents. Journal of Loss Prevention in the Process Industries, Vol.

12(1), 91-107.

Papadakis, G.A. (1999). Major hazard pipelines: a comparative study of onshore

transmission accidents. Journal of LoLiang Ren, Zi-guang Jia, Hong-nan Li,

Gangbing Song. (2014). Design and experimental study on FBG hoop-strain

sensor in pipeline monitoring. Optical Fiber Technology, Vol. 20(1), 15-23.

Papadakis, G.A. (2000). Assessment of requirements on safety management systems

in EU regulations for the control of major hazard pipelines. Journal of Hazardous

Materials, Vol. 78(1–3), 63-89.


























Papadakis, G.A., Porter, S., Wettig, J. (1999). EU initiative on the control of

major accident hazards arising from pipelines. Journal of Loss Prevention in the

Process Industries, Vol. 12(1), 85-90.

Pavia Pineda, A. (2011). Diagnóstico de las principales causas de los accidentes

mayores ocurridos en la industria del petróleo y gas. Tesis de Licenciatura,

Ingeniería de Sistemas Ambientales, Escuela Nacional de Ciencias Biológicas

(ENCB), IPN. México.

PEMEX Gas y Petroquímica Básica. (2007). Mantenimiento integral de los ductos de

transporte de la zona sur.

PEMEX GPB (Pemex Gas y Petroquímica Básica). (2007). Mantenimiento integral de

los ductos de transporte de la zona sur. Documentos Pemex Gas, N° 2007-01.

México.

PEMEX Refinación. (2013). Infraestructura de planta de porceso,sistema de ductos y

terminales de almacenamiento y reparto.

PEMEX, S. T. (2009). diseño, construcción, inspección y mantenimiento de ductos

terrestres para transporte y recolección de hidrocarburos. Recuperado el 25 de

01 de 2015, de

http://catarina.udlap.mx/u_dl_a/tales/documentos/mgd/hernandez_m_js/capitulo6

.pdf

PEMEX. (2005). Anuario Estadístico 2005. Petróleos Mexicanos, México.

PEMEX. (2007). Gas y Petroquimica Basica. Recuperado el 03 de 02 de 2015, de

Documentos Pemex Gas:

http://www.gas.pemex.com.mx/NR/rdonlyres/B6833AC4-E2AF-4A7C-A259-

5E06FD3A54E3/0/Doc01.pdf

PEMEX. (2011). Videos conferencia de prensa director general PEMEX. Recuperado

el 12 de 02 de 2015, de

http://tv.pemex.com/index.cfm?mode=entry&entry=159EB22B-0DF9-1935-

B6049F91B29DB7BD.

PEMEX. (2012). Inspección de ductos de transporte mediante equipos instrumentados.

NRF-060-pemex-2012. México.





PEMEX. (2012). Inspección de ductos de transporte mediante equipos instrumentados

(NRF-060-PEMEX-2012). Comité de normalización de Petróleos Mexicanos y

Organismos Subsidiarios, Subcomité técnico de normalización de PEMEX

Refinación.

PEMEX. (2013). Anuario Estadístico 2013. Petróleos Mexicanos, México.

PEMEX. (2013). Infraestructura de planta de proceso, sistema de ductos y terminales

de almacenamiento y reparto. Pemex Refinación, México.

PEMEX. (2015). Fuentes para la hisroia del petroleo en México. Recuperado el 21 de

02 de 2015, de Glosario de PEMEX:

http://petroleo.colmex.mx/index.php/glosarios/78

PEMEX. (s.f.). NRF-060-PEMEX-2012. Inspección de Ductos de Transporte Mediante

Equipos Instrumentados.

PETROPERU. (2011). Recuperado el 11 de 03 de 2015, de manual de mantenimiento

y reparación de los oleo:

http://www.minem.gob.pe/minem/archivos/file/DGGAE/ARCHIVOS/estudios/EIAS%20-

%20hidrocarburos/EIA-SD/EIASD-%20PETROPERU-

%20TALARA/Manuales/3%20Manual%20de%20Mantenimiento%20y%20Reparaci%C

3%B3n.pdf

Prawda, J. (2004). Métodos y Modelos de Investigación de Operaciones. México:

Limusa.

Presión Óptima de Operación. (s.f.). Recuperado el 31 de 01 de 2015, de Actkon:

http://www.google.com.mx/url?sa=t&rct=j&q=&esrc=s&source=web&cd=2&ved

=0CCMQFjAB&url=http%3A%2F%2Fwww.actkoncorp.com%2Fdescargas-

folletos%2Fdoc%2F30%2Fraw&ei=E4TNVO6BC4b8yQTVpIH4CQ&usg=AFQjC

NE3IH1lGbTvzFh5BJs6k7lpwblZWg

Producción, P. E. (2007). Licitación pública internacional número 18575111-006-07

para la Ejecucion de los Trbajos de Aseguramiento de la Integridad y

Confiabilidad del Sistema de Transporte de Hidrocarburos por ductos, de PEP.

Race, J.M. (2010). Management of Corrosion of Onshore Pipelines. Shreir's

Corrosion, Vol. 4, 3270-3306.

Sastri, V.S. (2014). Types of corrosion inhibitor for managing corrosion in

underground pipelines. Underground Pipeline Corrosion, 2014, 166-211.






SENER, S. d. (2013). Prospectiva e Petróleo Crudo y Petrolíferos. Distrito Federal,

México. Singh, R. (2014). Chapter Six - Regulatory Approach to Liquid Pipeline Risk

Management. Pipeline Integrity Handbook, 2014, 121-127.

Subsidiarios, C. D. (2008). soldadura en acero estructural para plataformas marinas.

NRF-186-PEMEX-2007. Mexico.

Wang, H., Duncan, J. (2014). Likelihood, causes, and consequences of focused

leakage and rupture of U.S. natural gas transmission pipelines. Journal of Loss

Prevention in the Process Industries, Vol. 30, 177-187.

Wang, W., Wang, Q., Wang, C., Yi, J. (2014). Experimental studies of crevice corrosion

for buried pipeline with disbonded coatings under cathodic protection. Journal of

Loss Prevention in the Process Industries, Vol. 29, 163-169.

Wilkening, H., Baraldi, D. (2007). CFD modelling of accidental hydrogen release

from pipelines. International Journal of Hydrogen Energy, Vol. 32(13), 2206-

2215.

Xu, L.Y., Cheng, Y.F. (2014). Experimental and numerical studies of effectiveness of

cathodic protection at corrosion defects on pipelines. Corrosion Science, Vol.

78, 162-171.

Zhao, G., Liang, Z., Zhao, H., Deng, X., Jiang, F. (2013). Failure analysis of high-

drop pipeline in the process of dewatering. Engineering Failure Analysis, Vol.

33, 139-150.

Zheng, J.Y., Zhang, B.J., Liu, P.F., Wu, L.L. (2012). Failure analysis and safety

evaluation of buried pipeline due to deflection of landslide process Engineering Failure

Analysis, Vol. 25, 156-168.









http://www.sciencedirect.com/science/article/pii/S0010938X1300423X

http://www.sciencedirect.com/science/article/pii/S0010938X1300423X






101

ANEXOS

ANEXO A: ACCIDENTES OCURRIDOS EN MÉXICO Y

OTROS PAÍSES

A1. Accidentes Ocurridos en la Industria del Petróleo a

Nivel Internacional

En el mundo actual, con grandes adelantos científicos y tecnológicos, el

tema de energía y en especial el del petróleo es de gran importancia para el

desarrollo; indudablemente la industria del petróleo es la fuente de energía más

importante en la sociedad moderna.

El crudo suministra aproximadamente un 55% de la demanda mundial

de energía y es también la principal fuente de energía primaria virtualmente en todos

los países; el gas natural suministra un 17% de la demanda de energía pero

contrariamente al petróleo, su uso está concentrado en relativamente pocos países.

(Enrique, 1987).

Ya que el petróleo es un producto esencial para muchas industrias, y es

de vital importancia para el mantenimiento de la misma civilización industrializada, por

lo que se considera una industria crítica en la mayoría de las naciones. El petróleo

alimenta un porcentaje muy alto del consumo de energía del mundo, entre el 32% de

Europa y Asia hasta el 53% de Oriente Medio. En otras regiones geográficas el peso

energético del petróleo es el siguiente: Sudamérica y América Central (44%), África

(41%) y Norteamérica (40%).

http://es.wikipedia.org/wiki/Energ%C3%ADa


102

La exploración, extracción, transporte, refinación del petróleo y gas es

una de las actividades que causa gran impacto en el medio ambiente, sin embargo, en

muchas ocasiones es la parte que más se descuida en esta cadena, es por ello que se

debe hacer una investigación exhaustiva de la contaminación ambiental y fenómenos

tales como el calentamiento global, cambio climático y los cambios en los ciclos

biogeoquímicos asociados a estos procesos industriales.

Además se han reportado gran cantidad de derrames, fugas de gas,

crudo en cada una de las etapas del proceso en la industria petrolera alrededor del

mundo y en particular en México. Este tipo de eventos suceden con mucha frecuencia

aunque se distinguen por su magnitud y gravedad de consecuencias ambientales.

En la historia mundial han quedado registrados grandes catástrofes

relacionadas con los derrames, fugas de crudo y gas desde los años de 1878 que se

comenzó a transportarse el crudo hasta el año 2014; ver Tabla A1.


103

Tabla A1. Accidentes Ocurridos En La Industria Del Petróleo A Nivel Internacional

AÑO LUGAR CONSECUENCIAS

1960 Brasil El buque Sinclair Petrolore derramó petróleo. (Miguel,2010)

1967 Francia El naufragio del petróleo liberiano Torrey Canyon causó marea negra por el derrame de petróleo.

1972 Sudáfrica La colisión de dos petroleros liberianos El Taxanita y el Oswego Guardian, provocó el derrame de crudo.

1975 Estrecho de Malaca

El petrolero japonés Showa Maru naufragó con petróleo.

1976 Francia El buque Olimpyc Braveary con una carga de petróleo se partió en dos frente a la costa norte de Quessant.

1976 Galicia Se derramó crudo al incendiarse el superpetrolero español Urquiola.

1978 Francia El petróleo de bandera liberiana Amoco Cádiz naufragó y derramó crudo contaminando playas.

1983 Sudáfrica El naufragio del petróleo español Castillo de Bellver frente al cabo de Buena Esperanza derramó crudo y provoco una mancha.

1989 Alaska El buque estadounidense Exxan Valdez vertió al agua causando una marea negra.

1990 Reino Unido Desastre de la plataforma marina Piper Alpha.

1991 Irak Causada por una marea negra al arrojar a las aguas del Golfo Pérsico crudo de los pozos de Kuwaitíes.

1992 Costa Gallegas El buque griego Mar Egeo encalló y provocó marea negra.

1993 Sumatra El superpetrolero danés Maersk Navigator provocó marea negra afectando los depósitos de coral y vida marina los más ricos del mundo.

1994 Rusia La ruptura de un oleoducto en la república autónoma de Komi, derramó petróleo.

1996 Gales Sea Empress embarrancó y derramó crudo.

1998 Mar del Norte Explosiones destruyeron completamente la plataforma marina de crudo y gas Piper Alpha. (Cullen,1990)

2003 Pakistán El buque The MV Tasman Spirit se parte en dos y vierte crudo que transportaba.

2007 Corea del Sur Se vertió al mar crudo y causaron una marea negra.

2009 Ecuador Se vierte petróleo en Santa Rosa a 100 kilómetros de Quito, al romperse un oleoducto a causa de un fenómeno natural.

2010 Golfo de México La plataforma Deepwater Horizon de British Petroleum provocó explosión, incendio y hundimiento a causa del crudo derramado; una gran mancha contaminó humedales en el Delta del Misisipi.

2011 Alaska La compañía petrolera British Petroleum ha anunciado la fuga de uno de sus oleoductos, donde aceite, una mezcla de metanol, agua y aceite fueron vertidos.(Octavio, 2011)

2012 Londres Petróleo derramado por el gasoducto de 40 años de edad.

2013 Argentina Con cuatro derrames en sólo once días y, en dos casos, el hidrocarburo llegó hasta el río Colorado (cuenca compartida por cinco provincias).

2014 Argentina El crudo ya llegó a pequeñas quebradas de la zona, y las autoridades temen una nueva emergencia ambiental.



104

A2. Accidentes Ocurridos en la Industria del Petróleo

en México.

En nuestro país la industria de petróleo lleva por nombre Petróleos

Mexicanos (PEMEX), y su función es la explotación de los recursos energéticos

principalmente petróleo y gas natural en territorio mexicano desde 1983. El 20 de julio

del mismo año, empezó a operar para ser la única compañía que pudiera explotar y

administrar los yacimientos de petróleo encontrados en el territorio mexicano. PEMEX

ocupó algunas de las instalaciones de las compañías expropiadas. En la Tabla A2 se

muestran algunos accidentes ocurridos en la Industria Petrolera en México.

http://es.wikipedia.org/wiki/Petr%C3%B3leo

http://es.wikipedia.org/wiki/Gas_natural


105

Tabla A2. Accidentes Ocurridos En La Industria Del Petróleo En México.

AÑO CONSECUENCIAS

19-11-1984 En las instalaciones de San Juan Ixhuatepec, estado de México hubo una explosión por una fuga de gas que provocó una explosión en cadena de varios de estos depósitos que generó una bola de fuego de centenares de metros en una zona muy habitada.

22-04-1992 En Guadalajara, capital del estado de Jalisco, una fuga de gasolina de un ducto de Pemex se vertió al subsuelo y al sistema de drenaje, lo que causó una explosión.

18-11-1998 El choque de dos helicópteros que transportaban personal de Pemex a las plataformas petroleras en las costas del estado de Campeche, en el Golfo de México.

21-12-2001 Una fuga de gasolina origina varias explosiones en la torre fraccionadora “Miguel Hidalgo“, en Tula.

04-01-2002 Una explosión por una fuga de gas en la refinería “Miguel Hidalgo”.

05-06-2003 Explosión de dos ductos, uno de gas natural y otro de gasolina, en el lugar conocido, como La Balastrera, cerca de Ciudad Mendoza.

15-11-2003 Explosión en el interior del Complejo Petroquímico Pajaritos, asentado en el municipio de Coatzacoalcos, en la zona sur de Veracruz.

18-.11-2003 Explosión en el calentador BA701DE LA PLANTA HIDRODESULFULADORA de destilados intermedios número 1 de la refinería Miguel Hidalgo, ubicada en Tula.

22-12-2004 Una explosión y posterior incendio en un pozo y estación de bombeo Mazumiapa, registrada en el municipio de Santiago.

31-12-2004 Se registra un derrame de crudo en Cunduacán,Tabasco, en el oleoducto que transporta aceite crudo del área de trampas de la central de almacenamiento y bombeo de la terminal marítima de Dos Bocas.

26-01-2005 Hay un derrame en el oleoducto de 30 pulgadas Nuevo Teapa-Poza Rica a la altura de Hueyapan de Ocampo, Veracruz.

15-04-2005 Explosión del amoniaducto de la empresa privada Reparaciones Navales y Petroquímica de Coatzacoalcos (Renapsa).

17-10-2006 Explosión seguida de un incendio en el buque tanque “Quetzalcóatl” de la Terminal Marítima de Pajaritos.

05-07-2007 Un total de cinco explosiones, cuatro de ellas seguidas de incendios, se suscitan en ductos de gas de Pemex de tres municipios de Guanajuato.

23-10-2007 Hubo un saldo de una fuga descontrolada de aceite y gas en el pozo Kab 101, golpeado por la plataforma petrolera Usumacinta,Campeche.

26-10-2007 En Veracruz, el derrame de hidrocarburos que se suscrita en el municipio de Jesús Carranza, en un ducto de 30 pulgadas de diámetro.

15-11-2008 Una explosión de un ducto transportador de metanol en la comunidad Platano y Cacao, en la zona limítrofe entre los municipios de Centro y de Cunduacán.

17-06-2009 Se registra un estallido en la comunidad de Francisco J.Mújica, municipio de Cunduacán, a unos 20 kilómetros de Villahermosa, en el tramo Trampas-Samaria II-Nudo Cárdenas.

10-02-2010 Explosión causada por la fuga en el compresor 3800 de recirculación de hidrógeno de la planta hidrodesulfuradora de gasóleos de la refinería de Cadereyta.

19-12-2011 Una fuga de combustible, explosión y un incendio en un oleoducto en la población de San Martín Texmelucan, en el estado de Puebla.

18-09-2012 Se registró una explosión y un incendio en la en una planta de gas de Pemex Exploración y Producción (PEP) ubicada a 19 kilómetros de Reynosa, en el nororiental estado de Tamaulipas.

31-01-2013 Cuando una supuesta acumulación de gas que provocó la explosión en el piso subterráneo del edificio B2 del corporativo administrativo de la Ciudad de México. (Francisco,2013)

16-08-2014 Un derrame de crudo en el río San Juan de Nuevo León, provocado por una toma clandestina en el oleoducto Madero-Cadereyta de Petróleos Mexicanos (Pemex).


http://www.animalpolitico.com/2013/02/efecto-mecha-de-explosion-en-pemex-vino-de-zona-de-pilotes-pgr/

http://mexico.cnn.com/nacional/2014/08/21/pemex-niega-una-fuga-en-sus-instalaciones-de-cadereyta-nuevo-leon


106

ANEXO B: EQUIPOS INSTRUMENTADOS ('DIABLOS')

Este equipo instrumentado y de limpieza que se utiliza comúnmente en

las estructuras que transportan hidrocarburos, para el análisis de integridad, limpieza o

simplemente mantenimiento y es necesario definirlos.

B1. Tipos de Equipos instrumentados 'Diablos'

“Los vehículos inteligentes de inspección interna son llamados

comúnmente como diablos y existen diferentes tipos, de los cuales se definirán los

más importantes. Existen 2 tipos principales de diablos: Los diablos de limpieza y los

diablos instrumentados de los cuales mencionados anteriormente tienen subdivisiones

en otros más específicos pero cada uno con una función diferente, así como sus

ventajas y limitaciones, las cuales mencionaremos a continuación.

B1.1 'Diablos' de Limpieza

“La función de la corrida de limpieza es la de mejorar y mantener limpia

la superficie interna de los tubos, removiendo y eliminando los contaminantes y

depósitos. Hay una gran variedad de tipos de Diablos en el mercado, con diferentes

capacidades de limpieza, los hay de navajas, copas, cepillos, superficie abrasiva,

semi-rígido, esferas, espuma, poliuretano, etc.

El Ingeniero Especialista en corrosión seleccionará el más adecuado

considerando:

La capacidad del “diablo” para remover los contaminantes.

Costo.

La posibilidad de que pase los segmentos del ducto y accesorios que pudiesen

tener reducciones.

Compatibilidad con el fluido.


107

Para elegir el diablo que se debe utilizar para la limpieza en un ducto,

se debe tomar en cuenta lo siguiente:

Material de la tubería.

Diámetro nominal de la tubería.

Diámetro máximo y mínimo de la tubería.

El fluido que maneja la tubería, ya sea crudo, gas, etc.

La presión normal y máxima del fluido disponible para propulsar al diablo.

Tipo de curvas del ducto tomando en cuenta el diámetro interior, el radio

mínimo y el ángulo máximo.

En las válvulas de compuerta por donde debe pasar el diablo, se toman en

cuenta tipo, serie y diámetro mínimo interior.

La máxima distancia que va a recorrer.

B1.2 'Diablos' Instrumentados

Un importante recurso empleado en el mantenimiento a ductos (de

reciente desarrollo), son los diablos instrumentados. Los principios de operación son

por ultrasonido y por modificación del campo magnético, cada uno tiene sus ventajas y

limitaciones. El registro obtenido de la corrida de diablos nos proporcionará

información que permitirá realizar actividades de mantenimiento preventivo con la

oportunidad debida. En la sección 2.3.3.2 del Capítulo 2 se presentó a detalles los

tipos de equipos instrumentados usados en ductos.

B1.3 Acondicionamiento del Ducto

Además del acondicionamiento de las trampas de “diablos” ver

siguiente sección), previamente a la inspección con el equipo instrumentado, el

usuario optará por realizar, según el caso, todos o algunos de los siguientes pasos:

Corrida de “diablos” de limpieza.

Corrida de “diablos” de limpieza magnético.

Corrida de “diablos” con placas calibradoras.

Corrida de “diablos” geómetra.

Corrida de “diablo” simulador “dummy”)

Corrida de “diablo” instrumentado.


108

A continuación se presentan algunos ejemplos de éstos:

B.1.3.1 Diablo de Limpieza

Es un dispositivo para limpieza, eliminar aire y para verificar

dimensiones interiores del tubo. Ver Figura B1.

Figura B1 Diablo de limpieza Fuente: GL Noble Denton.

B.1.3.2 Diablo Geómetra

Dispositivo que se utiliza para verificar la existencia de abolladuras,

dobleces y ovalamientos en el ducto. Ver la Figura B2.

Figura B2 Diablo Geómetra Fuente: GL Noble Denton.


109

B.1.3.3 Diablo Simulador o Dummy

Equipo de peso y longitud equivalente a la del diablo instrumentado. Su

propósito es verificar que el diablo instrumentado pase a lo largo de todo el ducto. Ver

por ejemplo la Figura B3.

Figura B3 Diablo Simulador Fuente: GL Noble Denton.

La dependencia que tenga a su cargo el mantenimiento de ductos

deberá establecer y cumplir programas para vigilar periódicamente las condiciones de

la tubería, de la superficie del terreno, las áreas adyacentes a los derechos de vía, así

como el estado de la señalización preventiva, informativa y restrictiva y de los sistemas

de protección catódica, para dictar de inmediato los trabajos procedentes y conservar

su buen estado. (García, 2010).

Es importante mencionar que para llevar a cabo una corrida de diablo

para la inspección de un ducto, es necesario seguir una secuencia de pasos y normas

antes de la inspección al ducto, primero se debe de introducir el diablo polypig para

verificar el diámetro del ducto, después se introducen los diablos de limpieza, ya sean

de discos o escobillas, una vez limpio el ducto se le introduzca el diablo instrumentado,

el cual determinará el estado físico en el que se encuentra el ducto.


110

B2. Trampas de Equipos Instrumentados ('Diablo')

Es el arreglo de tuberías, conexiones y accesorios de un ducto que se

requieren para el lanzamiento y/o recibo de dispositivos, diablos de limpieza

(émbolos), calibración u otros servicios.

Las trampas diablo, son importantes para poder introducir el equipo

instrumentado al sistema de tuberías que se inspeccionarán. Por ello, es necesario

definirlas.

Es el arreglo de tuberías, conexiones y accesorios de un ducto que se

requieren para el lanzamiento y/o recibo de dispositivos, diablos de limpieza

(émbolos), calibración u otros servicios.

Las trampas de diablos están consideradas como obras especiales,

debido a que hay una interrupción en la secuencia de la misma obra a lo largo de una

línea (lingada) requiriéndose cuadrillas, equipos y sistemas de trabajo diferentes a los

que se usan en una línea común. (García, 2010).

En la instalación de las trampas diablos y todos sus componentes es

necesario tomar medidas adecuadas para evitar accidentes poniendo señalamientos y

vigilancia cercana al lugar, recordando que el desfogue de un gas es altamente

peligroso y no debe de ser una práctica de operación normal, por lo tanto debe

hacerse con mucha precaución y debe estar lejos de algún lugar de ignición, así pues

como los trabajadores deberán tener una capacitación previa al trabajo a realizar y

portar su equipo de seguridad.


111

B2.1 Tipos de Trampas de Diablos

Existen 2 tipos de trampas diablo: la trampa de envío de diablos y la

trampa de recibo de diablos. En este capítulo se menciona la función de cada una de

ellas, que como su nombre lo indica, tienen por objeto el enviar por un lado de una

cierta tubería el diablo (de inspección o limpieza o cualquiera), así como recibirlo al

otro extremo de la tubería en la trampa de recibo de diablo. A continuación solo

mencionaremos las partes más importantes que llevan las trampas de envío y recibo

de diablos, mencionando que también se toman en cuenta las estructuras y soportes

que las sostienen.

B.2.1.1 Trampa de Envío para Diablos

Sirven para enviar el diablo dándole impulso para que se desplace hacia adelante.

“Los accesorios principales de la trampa de envío son:

1) Válvula de flujo

2) Válvula de desfogue (quemador o a un cárcamo)

3) Válvulas de pateo (interconectada entre el barrilete y el flujo

4) Cubeta o barrilete

5) Válvula de barrilete

6) Charnela o tapa de barrilete

7) Tomas para indicadores de presión (manómetros)


112

Figura B4 Trampa de envío de diablos Fuente: (PEMEX, 2012)

B.2.1.1 Trampa de Recibo para Diablos

Su función es la de recibir el diablo y consta casi de los mismos elementos que la

trampa de envío. Y los principales accesorios de la trampa de recibo son muy similares

pero a continuación mencionamos los más importantes:

Figura B5 Trampa de recibo de diablos Fuente: (PEMEX, 2012)


113

1) Válvula de flujo

2) Válvula de barrilete

3) Válvula de desfogue

4) Charnela o tapa del barrilete

5) Tomas para indicadores de presión (manómetros)

6) Válvula y línea de By-pass

7) Línea adicional con la que cuentan algunas trampas para derivar los condensados".

Debemos mencionar que la trampa de envío y la trampa de recibo de diablos pueden

ser utilizadas de la manera correcta en que lleva la dirección del flujo o viceversa, es

decir que se puede utilizar una trampa de envío en una de recibo de diablos o de

forma inversa.


114

ANEXO C: DATOS DE CORRIDAS DEL EQUIPO INSTRUMENTADO ('DIABLO') EN EL DUCTO BAJO

ESTUDIO DE LOS AÑOS 1994 Y 2004

Este Anexo C presenta solamente los datos más relevantes obtenidos mediante las

corridas del equipo instrumentado en la sección del ducto bajo estudio. Sin embargo,

es importante mencionar que la cantidad de datos obtenidos para los años 1994 y

2004 es considerable y que sería impráctico incluirlos en este reporte. La Tabla C1

muestra los datos del Bloque 1 (ver Figura 4.5 del Capítulo 4) de los años 1994 y la

Tabla C2 los correspondientes al año 2004.

Tabla C1 Datos del Año 1994 en el Bloque 1.


115

Tabla C1 Continuación.


116

Tabla C1 Continuación.


117

Tabla C2 Datos del Año 2004 en el Bloque 1.


118

ANEXO D: INFORMACIÓN TÉCNICA ADICIONAL

Este Anexo presenta información técnica adicional que sirvió para el análisis y los

resultados se presentaron en el Capítulo 4. Las Tabla D1 y D2 presenta datos técnicos

asociados, entre otras cosas, con las características de los materiales del ducto bajo

investigación.

Tabla D1 Especificaciones técnicas del ducto


119

Tabla D2 Características del ducto de acuerdo a la norma ANSI

“análisis del desgaste de un ducto astm a -53b sch...

Documents