estudio de integridad mecánica (9652 12 01237 210) ( final ) revision 2.0

7/24/2019 Estudio de Integridad Mecnica (9652 12 01237 210) ( Final ) Revision 2.0

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Servicios Integrales de Compresin, S.A. de C.V.

Gasoducto de 36 DN Estacin 19 - Los Ramones

Gerencia de Integridad de Ductos

Estudio de Integridad Mecnica

Versin 2.0


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Servicios Integrales de Compresin, S.A. de C.V. / Gasoducto de 36 DN

Estacin 19-Los Ramones Estudio de Integridad Mecnica Final.

Versin 2.0

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Preparado por Aprobado por

Marcos E. Sosa Durn. Karen Prez

HISTORIA

Versin Fecha Estado Descripcin

1.0 31 de Agosto de 2012 Primera Edicin

2.0 02 de Septiembre de 2012 Segunda Edicin


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SUMARIO EJECUTIVO

El propsito de este Reporte de Estudio de Integridad Mecnica es determinar la seguridad o confiabilidad

operativa del gasoducto a travs de las indicaciones detectadas por la inspeccin con equiposinstrumentados, a base de Fuga de Flujo Magntico, Inspeccin Geomtrica y Tecnologa Triaxial. Con losresultados que se presenten de estas herramientas se determinan las indicaciones a reparar de formainmediata y las de corto plazo (anlisis de Integridad Inmediata y Futura), presentando la informacinnecesaria para que se pueda elaborar un programa de inspeccin de verificacin, rehabilitacin y/osustitucin de secciones del ducto que as lo ameriten, siendo el propsito de este Estudio considerar lascondiciones actuales para efecto de mantenerlo en operacin y, despus de la rehabilitacin-reparacin,incrementar su presin hasta 950 psi, siendo este valor la necesidad de la Mxima Presin de OperacinPermisible (MPOP), junto con la necesidad de maximizar el entorno del Activo, manteniendo su valor yminimizando los riesgos empresariales relacionados con accidentes y prdida de produccin, dicho de otramanera, mantener el activo en adecuadas condiciones de servicio mientras extiende su vida restante en lams confiable, segura y mejor comportamiento de costo-beneficio, para lo cual se aplican los conceptos de

Administracin del Riesgo y Adecuacin para el Propsito, aplicando para ello la metodologa de ASMEB31.G, con los alcances y conceptos de las Bases de Contrato que se tienen entre Servicios Integrales deCompresin, SA de CV(en lo sucesivoSEICO) y PEMEX Gas y Petroqumica Bsica(en lo sucesivoPGPB) en el proyecto Rehabil itacin Integral del Gasoducto de 36 DN Estacin 19-Los Ramones.

Una parte relevante de los resultados obtenidos de la inspeccin interna es que hay un gran incremento deindicaciones de prdida de espesor por fenmenos de corrosin externa, lo cual refleja una deficienteproteccin al material del gasoducto, el cual se acenta por fallas en el recubrimiento y deficiencias en laproteccin catdica, favorecida por una mayor rea desnuda de la superficie metlica, un pH cido, suelocorrosivo y altamente corrosivo, bajos potenciales de proteccin (lecturas de postes tubo-suelo insuficientes)y una proteccin catdica deteriorada por daos, fallas y vandalismos en los rectificadores.

La corrosin es tratada como una amenaza creble, actualmente, el sistema de proteccin catdicaperteneciente al sistema es deficiente, durante la evaluacin directa de algunas de las indicaciones seencontr el sistema de recubrimiento original de la tubera daado, lo cual propicio el acelerado procesocorrosivo. Adicionalmente y aunado al hecho anterior, se registraron valores de potenciales tubo-suelocercanos al potencial en circuito abierto para el acero (-600mV respecto al electrodo Saturado de Sulfato deCobre), lo cual supone un proceso de corrosin activo. Bajo estas condiciones la literatura estima un valor develocidad de corrosin de 16mpy (0.4 mm/ao). Este es el valor usado para los clculos de vida remanente.

El conjunto de estos factores, nos lleva a una necesidad de inmediata reparacin de varias indicacionesdetectadas con registros de prdida de espesor del 80% y mayores, as como otras con una determinacinde Presin Segura inferior o igual a la MPOP, lo que nos lleva a Factores Estimados de Reparacin iguales omayores a 1, as como a considerar reparaciones programadas a futuro por razn del espesor remanente y

velocidades de corrosin anuales, que llevan a otras indicaciones existentes a demandar su inspeccin-rehabilitacin a mediano plazo. Lo anterior se refiere en las siguientes conclusiones de este resumen.

CONCLUSIONES

Las concentraciones elevadas de indicaciones de prdida de metal son el reflejo del grado de deterioro delrecubrimiento anticorrosivo, sumado a un deficiente e insuficiente sistema de proteccin catdica.

Hay 361 indicaciones de daos por corrosin que menoscaban la integridad del ducto, las primeras enrehabilitar deben ser las 24 indicaciones con profundidades 80%, las cuales estn enlistadas en laTabla


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10,y continuar con las indicaciones con FER 1, ya que stas obligan a disminuir la presin de operacin yestablecer una nueva MPOP en funcin de la mnima presin de falla obtenida de las indicaciones an norehabilitadas, en laTabla 23se presenta las 337 indicaciones ordenadas de acuerdo a su valor del FactorEstimado de Reparacin y presin de falla calculada, si se rehabilita en orden y/o se lleva un control se

puede visualizar fcilmente el nuevo valor de la MPOP a establecer para cada indicacin atendida.

La necesidad de reparacin-rehabilitacin de estas indicaciones y un anlisis detallado de la ubicacin ycontinuidad de las indicaciones nos lleva a establecer a la necesidad de sustitucin de tramos y a lacolocacin de envolventes metlicas de las denominadas Tipo A o Tipo B.

El estudio de CIS DCVG presentado tiene fecha de febrero del 2009, por lo que ser conveniente atenderlas observaciones, ya que en reportes ms recientes de levantamiento de potenciales poste poste seobserva que el estado del sistema de proteccin catdica ha ido en detrimento.

Dentro de las acciones consideradas como inmediatas est el detener el desgate por corrosin en la seccindel ducto con clase de localizacin o factor de seguridad 3, ya que de las 1,412 indicaciones detalladas en la

Tabla 26,462 corresponden a las 510 indicaciones presentes en esa seccin del ducto, y stas requiereninvestigacin durante el ao 2012, de acuerdo al anlisis de integridad futura, derivado de que esta seccinfue diseada para una clase de localizacin 1, al reclasificar la seccin a 3, el espesor de pared obliga amantener sana y en ptimas condiciones esa seccin de ducto, ya que pequeos menoscabos en el espesor,como se puede apreciar en laTabla 16 y Tabla 17, estn obligando a su rehabilitacin y, de no restablecersede manera inmediatas la proteccin anticorrosiva y la proteccin catdica, en poco tiempo se tendr lanecesidad de reemplazar el tramo o tramos afectados o todas la seccin del ducto en clase 3, por tubera quecumpla con los requisitos de presin de diseo correspondientes a la nueva clase de localizacin, de acuerdoa lo indicado en el documento NOM-SECRE-007-2010 11.6.3.

RECOMENDACIONES

Es necesario que durante la fase de sustitucin de tramos y colocacin de envolventes, se inspeccionefsicamente el tubo descubierto en cuanto a su recubrimiento, con el objeto de que se haga una evaluacindirecta del mismo y se determinen reas de reparacin. Adicionalmente, se podr considerar comocondicionado a reparacin del recubrimiento aquellos tramos que presentan concentraciones elevadas deindicaciones, ya que con esto se estar frenando la velocidad de corrosin en tubos ya afectados pero queno requieren una reparacin inmediata segn los resultados obtenidos. Con los estudios CIS y CDVG sepodrn delimitar ms secciones crticas a reparar por recubrimiento daado. La demanda de corriente para laproteccin catdica ser menor al tener menos puntos de fuga, lo que derivar en un costo-beneficio dentrode valores aceptables.

Dado los bajos potenciales encontrados, terreno con pH acido y valores de resistividades predominantescalificados de corrosivo a muy corrosivo, es necesario que se evalen las fallas encontradas en el estudio yse determine un programa de mantenimiento de acuerdo al nivel de gravedad de las fallas (porcentaje de ir).

Conjuntamente con las acciones de rehabilitacin del recubrimiento, se recomienda verificar, rehabilitar eimplementar lo necesario para que el sistema de proteccin catdica no deje de brindar proteccin; de locontrario, y como ya se manifest actualmente, se acentuaran tanto el nivel y la cantidad de fallas derecubrimiento en la zona.

Se establece la recomendacin de investigar las abolladuras por medio de un plan de muestreo, de lascuales se tendr que evaluar en sitio y determinar la necesidad o no de reparacin antes de un ao, loanterior debido a que no se presentaron reportes que validaran la corrida de equipo gemetra, as mismo se


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debe investigar por muestreo los defectos en soldaduras reportados por el equipo de inspeccin interior contecnologa MFL y de los resultados de su evaluacin corresponder el mtodo de reparacin de acuerdo a loestablecido en normas y especificaciones aplicables.


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CONTENIDO

SUMARIO EJECUTIVO .............. .............. .............. ............. .............. .............. .............. ....... 3

CONCLUSIONES .................... ............. .............. .............. .............. .............. ............. .......... 3

RECOMENDACIONES ................... .............. .............. .............. .............. .............. ............. ... 4

1. Propsi to .............. ............. .............. .............. .............. .............. .............. ............. . 10

2. Objetivos ............................................................................................................... 11

3. Metodologa general del Anlisis de Integridad Mecnica. ......... ..... ......... ......... ... 12

4. Consideraciones aplicadas ................................................................................... 12

5. Antecedentes histricos ....................................................................................... 14

5.1. Ducto ..................................................................................................................... 14

5.2. Inspecciones previas ............................................................................................... 16

5.2.1. Inspeccin con herramienta de inspeccin interior (ILI) 2006 ............. .............. ..16

5.2.2. Reportes de medicin de potenciales del segundo semestre del 2008 alprimer semestre del 2011 ...........................................................................................16

5.2.3. Estudio CIS-DCVG ..........................................................................................16

5.3. Registros de incidentes ........................................................................................... 18

6. Result ados de las herramientas de inspecciones (2012) ...................................... 19

6.1. Resultados de la inspeccin interior en lnea (ILI) con tecnologa MFL ...................... 19

6.2. Resultados de la inspeccin interior en lnea (ILI) (geomtrica) ................................. 21

6.3. Resultados de la inspeccin interior en lnea (ILI) (Tecnologa Triaxial) ..................... 31

7. Criterios de evaluacin ......................................................................................... 32

7.1. Prdidas de metal por corrosin .............................................................................. 32

7.1.1. Corrosin localizada ........................................................................................33

7.1.2. Corrosin generalizada ....................................................................................33

7.2. Defectos en soldadura............................................................................................. 34

7.3.Abolladura, ovalamiento y reduccin de dimetro interior .......................................... 34

7.4. Valoracin de la vida remanente .............................................................................. 35

7.5. Estimaciones de crecimiento de corrosin ................................................................ 35


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7.6. Limitaciones ........................................................................................................... 36

8. Evaluacin de los result ados de las inspecciones ............................................... 37

8.1.

Resultados de las inspecciones interiores en lnea (ILIs) ......................................... 37

8.1.1. Indicaciones con prdida de espesor igual o mayor al 80%. ..............................37

8.1.2. Indicaciones con un Factor Estimado de Reparacin (FER) iguales ymayores a uno. ..........................................................................................................40

8.1.3. Defectos en soldadura .....................................................................................64

8.1.4. Abol ladura, ovalamiento y reduccin de dimetro interior .. .. .... .. .. .. .. .. .... .. .. .. .. .. ..75

8.1.5. Defectos de manufactura .................................................................................77

8.2. Evaluacin de integridad inmediata .......................................................................... 77

8.3. Evaluacin de integridad futura ................................................................................ 87

9. Mtodos de reparacin sugeridos ............. ............. .............. .............. .............. ... 125

10. Conclusiones y recomendaciones ...................................................................... 127

10.1. Recubrimiento anticorrosivo .............................................................................. 127

10.2. Sistema de proteccin catdica ......................................................................... 128

10.3. Integridad inmediata ......................................................................................... 128

10.4. Integridad futura ............................................................................................... 129

10.5. Mtodos de reparacin ..................................................................................... 131

10.6. Incremento de Presin ...................................................................................... 131

10.7. Reclasificacin del sistema de transporte .......................................................... 131

11. Referencias .............. .............. .............. .............. .............. ............. .............. ........ 143

CONTENIDO DE TABLAS

Tabla 1 Propiedades y caractersticas del Gasoducto. ................................................................................................ 12

Tabla 2 Clases de localizacin presentes en el ducto ................................................................................................. 15

Tabla 3 Kilometrajes de registro de potenciales que no cumplen con el potencial de proteccin................................ 16

Tabla 4 Rectificadores que brindan proteccin al Gasoducto ...................................................................................... 17

Tabla 5 Indicaciones detectadas con el equipo instrumentado. .................................................................................. 19


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Tabla 6 Cantidad de indicaciones de prdida de metal detectadas y clasificadas por rangos de profundidad............ 20

Tabla 7 Cantidad de indicaciones detectadas por rangos de profundidad................................................................... 20

Tabla 8 Concentrado de indicaciones detectadas por la herramienta CalScanTM ...................................................... 21

Tabla 9 Concentrado de Indicaciones ms relevantes detectadas por la herramienta CalScanTM ............................ 31

Tabla 10 Indicaciones a reparar de forma inmediata por profundidad ......................................................................... 37

Tabla 11 Indicaciones a investigar por profundidad. .................................................................................................... 38

Tabla 12 Indicaciones con un Factor Estimado de Reparacin 1 ............................................................................. 40

Tabla 13 Indicaciones con un FER entre 0.995 y 0.999 (Clculos de GE-PII) y 1 (clculos GLND) ........................... 49

Tabla 14 indicaciones reportadas con FER iguales o mayores al 0.95 y menores a 1 ................................................ 50

Tabla 15 Comportamiento de los FER, calculando las presiones de falla con factores iguales a 0.72, 0.6 y 0.5. ....... 55

Tabla 16 Indicaciones reportadas en en el kilometraje DDV (31+500 al 34+600) - ILI (72+109 al 75+309) ................ 56

Tabla 17 Indicaciones con FER 1, presiones calculadas con factor de seguridad de 0.6 ........................................ 62

Tabla 18 Indicaciones con FER 1, presiones calculadas con factor de seguridad de 0.5 ........................................ 62

Tabla 19 Defectos en soldadura .................................................................................................................................. 66

Tabla 20 Concentrado de Indicaciones ms relevantes detectadas por la herramienta CalScanTM .......................... 75

Tabla 21 Tabla donde se corelacionan las Abolladuras en las corridas del MFL y el Geometra ................................. 76

Tabla 22 Numero de indicaciones que se deben de intervenir de manera inmediata .................................................. 77

Tabla 23 Indicaciones a rehabilitar con FER 1 ordenadas por el FER..................................................................... 77

Tabla 24 Consideraciones de desgaste por corrosin para los clculos de vida media y vida completa .................... 88

Tabla 25 Numero de indicaciones a investigar deacuerdo a NACE SP 0502 por periodos de tiempo ........................ 88

Tabla 26 Indicaciones a investigar y/o a rehabilitar en el periodo del 1-05-2012 al 31-05-2013 ................................. 89

Tabla 27 Mtodos de reparacin definitivos7 ............................................................................................................. 126

Tabla 28 Indicaciones a reparar de forma inmediata y propuesta del mtodo de reparacin .................................... 132

Tabla 29 Indicaciones a reparar de forma inmediata por redondeo a dos cifras ....................................................... 142

Tabla 30 Resumen de Indicaciones a reparar y longitudes determinadas................................................................. 142


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CONTENIDO DE ILUSTRACIONES

Ilustracin 1 Ubicacin geogrfica del Gasoducto. ...................................................................................................... 15

Ilustracin 2 Resistividades y pH ................................................................................................................................. 18

Ilustracin 3 Distribucin de prdida de metal a lo largo del gasoducto por tubo. ....................................................... 22

Ilustracin 4 Nmero de indicaciones agrupadas de acuerdo al Factor Estimado de Reparacin. ............................. 23

Ilustracin 5 Distribucin de las indicaciones de prdida de metal Interior por tubo a lo largo del ducto ..................... 24

Ilustracin 6 Distribucin de las indicaciones de prdida de metal exterior por tubo a lo largo del ducto .................... 25

Ilustracin 7 Tubos con indicaciones clasificadas de acuerdo al valor del factor estimado de reparacin,.................. 26

Ilustracin 8 Tubos con indicaciones clasificadas de acuerdo al valor del factor estimado de reparacin .................. 27

Ilustracin 9 Distribucin de las indicaciones en el uso horario ................................................................................... 28

Ilustracin 10 Tubos que tienen una concentracin de indicaciones mayor a 100 ...................................................... 29

Ilustracin 11 Perfil de presiones y espesores remanentes de la tubera en funcin de la distancia........................... 30

Ilustracin 12 Presiones de Falla calculadas con Factor de seguridad de 0.6 (5 indicaciones con FER 1) ............. 60

Ilustracin 13 Presiones de Falla calculadas con Factor de seguridad de 0.5 (467 indicaciones con FER 1) ......... 61

Ilustracin 14 Ejemplo de una soldadura con un defecto, en su inspeccin directa. ................................................... 65


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1. Propsito

El propsito de este Reporte de Estudio de Integridad Mecnica es determinar la seguridad o confiabilidadoperativa del gasoducto a travs de las indicaciones detectadas por la inspeccin con equipos

instrumentados a base de Fuga de Flujo Magntico, Inspeccin Geomtrica y Tecnologa Triaxial. Con losresultados que se presenten de estas herramientas se determinan las indicaciones a reparar de formainmediata y las de corto plazo (anlisis de Integridad Inmediata y Futura), presentando la informacinnecesaria para que se pueda elaborar un programa de inspeccin de verificacin, rehabilitacin y/osustitucin de secciones del ducto que as lo ameriten, siendo el propsito de este Estudio considerar lascondiciones actuales para efecto de mantenerlo en operacin y, despus de la rehabilitacin-reparacin,incrementar su presin hasta 950 psi, siendo este valor la necesidad de la Mxima Presin de OperacinPermisible (MPOP), junto con la necesidad de maximizar el entorno del Activo, manteniendo su valor yminimizando los riesgos empresariales relacionados con accidentes y prdida de produccin, dicho de otramanera, mantener el activo en adecuadas condiciones de servicio mientras extiende su vida restante en lams confiable, segura y mejor conducta de costo-beneficio, para lo cual se aplican los conceptos de

Administracin del Riesgo y Adecuacin para el Propsito, establecidos en ASME B31.8S, con los alcances y

conceptos de las Bases de Contrato que se tienen entre Servicios Integrales de Compresin, SA de CV(en lo sucesivoSEICO) yPEMEX Gas y Petroqumica Bsica(en lo sucesivoPGPB) en el proyectoRehabil itacin Integral del Gasoducto de 36 DN Estacin 19-Los Ramones.

Este reporte proporciona los resultados del anlisis de la informacin obtenida de las corridas de inspeccininterna del Gasoducto de 36 DN en el tramo de Estacin 19-Los Ramones, con una longitud de 106.969Km., con tecnologa MFL, realizada en el mes de Mayo de 2012, Gemetra realizada el 11 de Mayo de 2012y tecnologa Tri-axial realizada el 28 de Junio de 2012.

Para efecto de llevar a cabo la corrida de inspeccin interna, la empresa SEICOha realizado una serie deactividades previas, entre las cuales se rehabilit una seccin del Gasoducto, como consecuencia de fallacon fuga de producto, las condiciones observadas en las secciones sustituidas mostraban una severa

corrosin externa en varios puntos de los tramos rehabilitados, lo cual, de acuerdo con la apariencia de lassecciones sustituidas, se asume se debi a fallas en el recubrimiento y deficiencias en la proteccin catdica.

GL Noble Denton fue contratada por la empresa SEICOpara realizar la evaluacin de integridad delGasoducto de 36 y determinar las respuestas de mitigacin-reparacin apropiadas a los resultadosgenerados por la inspeccin en lnea, ejecutada por GE-PII Pipeline Solutions (en lo sucesivoGE-PII),usando la tcnica de fuga de flujo magntico (MFL por sus siglas en ingls). La tubera de 36 pulgadas y106.969 Km. de longitud transporta gas natural desde La Estacin 19 hasta Los Ramones. La tubera es deacero al carbono de especificacin API 5LX65 e inici su operacin en el ao 1982, el revestimiento utilizadofue Alquitrn de Hulla.

Este reporte provee los resultados de la evaluacin de prdida de metal, tanto interna como externa, de lainspeccin en lnea, as como de otras indicaciones detectadas en las diferentes fases de la inspeccin enlnea. El anlisis de corrosin fue realizado siguiendo los lineamientos del estndar ASME B31.G Manualpara determinar el esfuerzo remanente de ductos corrodos. El cronograma de respuesta a las indicacionesse realiz utilizando los valores suministrados por el cliente y datos extrados de estndares aplicables.

La mxima presin permisible de operacin, establecida como objetivo para la tubera, actualmente es de950 psi, con este valor y los resultados obtenidos de la inspeccin interna se ha determinado la necesidad dereparaciones inmediatas y a futuro, al respecto se deben realizar las consideraciones pertinentes, tales comoreducir la presin de operacin durante la ejecucin de las actividades de rehabilitacin, si se amerita, otomar las consideraciones de seguridad necesarias, dependiendo del mtodo de rehabilitacin seleccionado.


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En este estudio de integridad se emplean los resultados (mediciones determinadas) de las inspecciones,cuyo fin es identificar las indicaciones que limitan la operacin del ducto a la mxima presin permisible deoperacin determinada (950 psi), basados en los factores de reparacin, % prdida de metal y calculo devida remanente.

Elementos requeridos

Para efecto de realizar este reporte fue necesario contar con la siguiente informacin por parte de PGPBySEICO:

1. Caractersticas y/o especificacin del material de la tubera que compone el gasoducto.

2. Producto transportado y parmetros de operacin (actuales y de origen o diseo).

3. Mxima Presin de Operacin Permisible (MPOP) objetivo o determinado por PGPBen su sistemade seguridad y confiabilidad operativa del Gasoducto.

4. Historial de corridas de limpieza y ltima corrida de inspeccin interna.

5. Historial de toma de potenciales tubo-suelo y estudios complementarios del gasoducto, tales comoEstudios CIS y CDVG, de Resistividad del Suelo, etc.

6. Resultados de la corrida de inspeccin interna actual, realizada por SEICO/GE PII, con equipo deFuga de Flujo Magntico de Alta Resolucin, equipo de Inspeccin Geomtrica y equipo conTecnologa Triaxial.

2. Objetivos

Con base a lo descrito anteriormente, el objetivo del presente reporte es dar a conocer la lista deIndicaciones de Reparacin Inmediata, por prdida de espesor igual o mayor al 80% y las indicaciones cuyo

FER es igual o mayor a 1, incluyendo las indicaciones que por redondeo a dos decimales llegan a la unidad,y de Reparacin a Corto Plazo, tomando en consideracin lo siguiente:

Determinar la velocidad de corrosin por ao, con base a datos fehacientes de una inspeccininterna anterior o la aplicacin de los conceptos de la vida media o vida total del gasoducto o lasconsideraciones establecidas en NACE 0502.

Para tal fin, tambin es necesario considerar y aplica las siguientes premisas:

Los resultados de la inspeccin interna actual han sido aceptados, considerando que la inspeccinfue declarada como exitosa al momento del retiro del equipo instrumentado de la trampa de recibode diablos y el anlisis inicial de la grabacin de los datos obtenidos de la corrida se considera

aceptable y sin prdida de informacin ms all de lo establecido en las Bases del Contrato y en laespecificacin de las corridas de inspeccin interna.

PGPBhaya dada por aceptada la corrida y los resultados obtenidos de la grabacin del equipoinstrumentado empleado en la inspeccin interna, el cual para este estudio se limita a la de latecnologa de Fuga de Flujo Magntico de Alta Resolucin e Inspeccin Geomtrica.

Que el anlisis inicial de SEICO/GE PIIhaya caracterizado todas las indicaciones detectadas y quehayan quedado debidamente definidas en cuanto a su ubicacin (internas o externas), se hayandeterminado los clusters de acuerdo a lo indicado por NACE para este concepto, se hayandeterminado las indicaciones de prdida de espesor con otras indicaciones asociadas (daos


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mecnicos y/o asociadas a soldaduras), etc., necesarios para su anlisis en el Estudio de IntegridadMecnica.

3. Metodologa general del Anlisis de Integridad Mecnica.

La metodologa para realizar el Anlisis de Integridad Mecnica se compone de las siguientes actividades:

Anlisis Preliminar de In tegridad Mecnica.- Se basa en identificar el estado de integridad con lainformacin bsica del ducto y las indicaciones detectadas que deben ser reparadas de forma inmediata, ensta se identifican principalmente los puntos o circunstancias que pueden poner en peligro la integridad,basados en los hallazgos encontrados en las inspecciones y de verificaciones, as como de lasobservaciones realizadas a partir de las inspecciones mediante ensayos no destructivos, toma de potencialestubo-suelo, Estudios CIS y DCVG, de Resistividad del Suelo, etc., que se han efectuado durante la vida delducto y que sean presentados.

Integracin de expediente de informacin tcnica del gasoducto.- Consiste en la actualizacin yvalidacin de la informacin tcnico-operativa de las reas de seguridad, mantenimiento y operacin delgasoducto, utilizado como base para la integracin de este estudio.

Anlisis de Integr idad Mecnica Actual .- Se basa en identificar el estado de integridad considerando losresultados de las inspecciones realizadas mediante ensayos no destructivos y los parmetros de proteccincatdica, estado del recubrimiento mecnico y otros estudios disponibles hasta el momento.

Anlisis de Integr idad Mecnica Fu tura.- Considera el comportamiento mecnico del ducto desde la fechade anlisis hasta un umbral de 5 aos, quedando determinado con esta etapa un programa de administracinde integridad inmediata, a corto, mediano y largo plazo.

4. Consideraciones aplicadas

Para efecto del presente reporte, se han hecho las siguientes consideraciones o suposiciones, las cuales seaplican al Estudio de Integridad, con base a informacin que proporcione PGPB y/o SEICO/GE PII, deacuerdo con lo siguiente:

De la informacin proporcionado por PGPB, se tienen identificadas las siguientes propiedades ycaractersticas:

Tabla 1 Propiedades y caractersticas del Gasoducto.

Concepto Descripcin

Nombre Gasoducto Estacin 19 a Los RamonesAo de instalacin 1980 (32 aos)Ao de operacin 1982 (30 aos)Material API 5L X65Dimetro Nominal 36 pulgadas (914 mm)Esfuerzo de Cedencia MnimoEspecificado (SMYM) 65,000 psi


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Concepto Descripcin

Espesor nominal0.438, 0.500, 0.562 y 0.750 pulgadas, (11.13, 12.70,14.27 y 19.05 mm)*Datos segn ILI 2012

Longitud Total 106.969 Km.Prueba hidrosttica 1580 psiPresin operacin mximapermisible (MPOP) que sepretende

2*0.438*65000*0.6/36 = 949 psi (66.72 Kg/cm2)*NOM-SECRE-007-2010 11.6.2 Confirmacin yrevisin de la MPOP

Incremento mximo de la MPOPPh(1580)*0.667= 1053.86 psi (74.09 Kg/cm2)*NOM-SECRE-007-2010 11.6.2 Confirmacin yrevisin de la MPOP

Presin de operacin (Actual) 602 psi (42.32 Kg/cm2)Presin de operacin (Histrica) 930 psi (65.39 Kg/cm2)Revestimiento Alquitrn de hulla

Vlvulas de seccionamiento

TDE Estacin 19 (0+000)V.S. La Sierrita (33+432.57)V.S. M.D. Ro San Juan (75+378.04)V.S. M.l. Ro San Juan (75+830.45)TDR Ramones (106+969.22)*Datos segn ILI del (2006).

En el gasoducto, de acuerdo con la condicin superficial observada y de los resultados deindicaciones detectadas en la corrida de inspeccin, se asume la consideracin de que elrecubrimiento fall, dado su antigedad o deterioro debido a las condiciones ambientalesprevalecientes en la zona y/o sumado a un deficiente mtodo de aplicacin durante la construccindel ducto, adicionalmente no se tuvo una adecuada Proteccin Catdica en los ltimos aos; ya quese presentan tramos con recubrimiento severamente daado y/o tramos que estn instalados enzonas con un nivel fretico muy alto, lo cual es coincidente con las secciones que reflejan la mayorcantidad de indicaciones detectadas en la inspeccin interna actual.

La velocidad de corrosin, por ao, no es posible determinarla con base a la corrida de inspeccininterna anterior, como consecuencia de no poder relacionar indicaciones significativas debido a lagran cantidad de indicaciones detectadas en la actualidad. Debido a la alta deficiencia o daos en elrecubrimiento, as como la deficiencia mostrada en la Proteccin Catdica y la gran cantidad deindicaciones detectadas, GL Noble Denton consider no aplicar los valores de velocidades decorrosin que se podan obtener de las condiciones observadas en la tubera, de acuerdo a losvalores de resistividades, recomendados por los documentos normativos aplicables; por lo anterior,se consider lo establecido en el documento NACE SP 0502 2010, que establece la velocidad de

corrosin en base a la deficiencia de la proteccin catdica y la corrosividad del suelo, de donde,reflexionando lo antes descrito, se utiliz el valor recomendado de velocidad de corrosin de 16mpy(0.4 mm/ao), ste es el valor usado para los clculos de vida remanente de acuerdo con lametodologa de NACE SP 0502 2010, 80% prdida de Metal y API 570 2006, as tambin sedetermina la vida remanente mediante la velocidad de corrosin con base a la vida media delgasoducto, para las indicaciones externas, y la vida total del gasoducto, para las indicacionesinternas.

La especificacin del material, grado y espesores nominales declarados se han asumido en sutotalidad para efecto de este anlisis de integridad mecnica.


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Los parmetros de operacin actual y de diseo se consideran aplicables, as como el valor deMPOP soportado con las alternativas dadas en el documento NOM-007-SECRE-2010, para efectode la determinacin del FER, para cada una de las indicaciones obtenidas.

En la consideracin de indicaciones asociadas, slo se est tomando en cuenta, hasta el momento,las detectadas y determinadas por SEICO/GE PIIde su anlisis de resultados de la corrida deequipo instrumentado a base de Fuga de Flujo Magntico de Alta Resolucin e InspeccinGeomtrica.

Para efecto de las reparaciones a realizar se est considerando la sustitucin de secciones detuberas y la instalacin de envolventes metlicas bipartidas Tipo A o B.

Se presenta tablas e ilustraciones donde se toma como referencia el nmero de tubo, este nmerose asign tomando como referencia el nmero de la soldadura aguas arriba del reporte del ILI(MFL).

Para efecto del presente reporte y tomando en consideracin la gran cantidad de indicacionesdetectadas en cada una de los tramos de tubera; en junta de seguimiento del proyecto, entre

PGPB, SEICO/GE PII/GLNDse determin incluir entre las indicaciones de reparacin inmediata atodas aquellas indicaciones en que por redondeo a dos cifras decimales alcanzaran un FER igual ala unidad.

El Factor Estimado de Reparacin (FER) es la relacin entre la presin mxima de operacinpermisible y la presin de falla calculada por el mtodo de evaluacin de corrosin (PR), como semuestra en la ecuacin siguiente:

Ecuacin 1 Clculo del Factor estimado de reparacin

PR

MPOPFER =

De la reclasificacin del ducto y tomando como factor la clase 3, por densidad de poblacin, el valorde 0.6 para la seccin del ducto que pasa cerca del poblado General Bravo, esto apegndonos a lasalternativas dadas en el documento NOM-SECRE-007-2010 11.6.2 Confirmacin y revisin de laMPPO, se calculan las presiones de falla, para cada indicacin detectada, empleando lametodologa del ASME B31.G.

5. An tecedentes histr icos

De la informacin presentada, por SEICOyPGPB, se consider para el anlisis la informacin que semencionan a continuacin:

5.1. Ducto

El ducto de 36 de dimetro, sujeto a estudio, transporta gas natural desde la Estacin 19 hasta la EstacinLos Ramones, el cual fue construido entre los aos 1979 y 1981 y comenz a operar en el ao 1982, conmaterial de especificacin API 5L-X65 y un espesor nominal de 0.438 pulgadas casi en toda su longitud, conalgunas secciones con espesor nominal de 0.500, 0.562 y 0.750 pulgadas.

PGPBmanifiesta que la tubera posee un Sistema de Proteccin Catdica (SPC) por corriente impresa. ElSPC tena considerado de origen varios rectificadores, mismos que han sufrido deterioros o daos porvandalismo.


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PGPB,de acuerdo a su ms reciente reclasificacin del ducto, establece que la clase de localizacin en casila totalidad del ducto es uno, con las excepciones de los kilometrajes que se muestran en laTabla 2.

Tabla 2 Clases de localizacin presentes en el ducto

Ubicacin

Progresi va DDV Progresiva ILIClase de Localizacin

por ReclasificacinComienzo (Km) Final (Km) Comienzo (Km) Final (Km)

Poblado Gral. Bravo 31+400 33+000 75+309 73+709 3

Poblado Gral. Bravo 33+000 34+600 73+709 72+109 3

La ilustracin grfica siguiente muestra la ubicacin del Gasoducto de 36 DN, su origen y llegada, sucercana a la ciudades importantes (Monterrey, Nuevo Len y Reynosa, Tamaulipas) as como la ubicacindel poblado General Bravo donde la reclasificacin por densidad de poblacin del ducto es clase 3.

Ilustracin 1 Ubicacin geogrfica del Gasoducto.

Gasoducto de 36 DN Estacin 19 - Los Ramones


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5.2. Inspecciones previas

Como parte de la mecnica de evaluacin, es necesario contar con los resultados de inspecciones previas,con los resultados o conclusiones que a continuacin se mencionan.

5.2.1. Inspeccin con herramienta de inspeccin interior (ILI) 2006

Se realiz una inspeccin con equipo instrumentado con tecnologa de flujo magntico en el ao 2006. Elreporte de la inspeccin indica que se detectaron un total de 1961 anomalas por corrosin externa, 19 porcorrosin interna, 25 anomalas con prdida de metal no causadas por corrosin y 11 abolladuras con unaprofundidad mayor al 2%.

Los informacin del 2006 presentada, debido a la gran diferencia de indicaciones detectadas, no pudo sercorrelacionada con los resultados obtenidos de la inspeccin con MFL del 2012.

5.2.2. Reportes de medicin de potenciales del segundo semestre del 2008 al primer semestre del 2011

PGPB,a travs de SEICO, present un reporte histrico de medicin de potenciales tubo-suelo poste a postedesde el ao 2008 al 2011, correspondientes al sector ductos Reynosa Km. 30+800 al 106+500, registrandolecturas en 93 postes de registro, no se presentaron registros del sector de ductos Monterrey.

En laTabla 3se muestran los kilometrajes de las mediciones de potenciales que no cumplen con el criteriode proteccin catdica de NACE, el cual estable un potencial polarizado de al menos -0.85 V respecto alelectrodo de referencia de Cobre Sulfato de Cobre (CuSO4).

Tabla 3 Kilometrajes de registro de potenciales que no cumplen con el potencial de proteccin

Periodo Kilo metraje del DDV

Primer trimestre del 2010 46+000 al 52+000 (ILI 60+709 al 54+709)

Segundo semestre del 201046+000 al 65+350 (ILI 60+709 al 41+359)86+000 al 106+000 (ILI 20+709 al 0+709)

Primer semestre del 2011No se registran potenciales en 20 postes (Falta de poste)38+000 al 63+000 (ILI 68+709 al 43+709)68+000 al 106+500 (ILI 38+709 al 0+209)

Los potenciales tubo-suelo registrados, presentados para su anlisis y no mencionados en laTabla 3presentan potenciales ms electropositivos que -0.85 V, respecto al electrodo de referencia CuSO4.

5.2.3. Estud io CIS-DCVG

Se presentaron registros de inspecciones indirectas tales como: medicin de potenciales tubo-suelo aintervalos cortos o CIS y gradiente de voltaje por corriente directa o DCVG, no as de mapeo de corriente oPCM, estas tcnicas, como parte de la metodologa establecida en el documento NACE 0502 para laevaluacin directa de corrosin externa (EDCE), permiten identificar segmentos de la tubera en donde puedeo pudiera ocurrir corrosin externa y es una metodologa aceptada para evaluar la integridad de los sistemasde tubera. Las inspecciones indirectas anteriormente mencionadas permiten evaluar la eficiencia del sistemade proteccin catdica y la condicin del recubrimiento externo.

El estudio llevado a cabo por la Benemrita Universidad Autnoma de Puebla, mediante convenio PGPB-SD-GM-SOC-BUAP-02/2008, indica que este gasoducto tiene en toda su trayectoria la proteccin catdicaproporcionada por 11 rectificadores de CA a CD, de acuerdo con la relacin siguiente:


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Tabla 4 Rectificadores que brindan proteccin al Gasoducto

Rectificador Ubicacin

General Bravo Km. 30+500

Loma Alta Km. 38+900General Tapia Km. 47+000

Pea Blanca Km. 50+000

Km. 60 Km. 60+000

Las Torres Km. 65+000

Potrero Km. 70+000

Pamoranas Km. 81+000

San Juanita Km. 90+000

Dos Estados Km. 95+000, y

Aduana Km. 104+160.

En la seccin de ducto del Km. 30+520 al Km. 105+521 (Margen Derecha Ro San Juan Estacin Km. 19)se reportan indicaciones en el revestimiento con comportamiento ANDICA ANDICA y CATDICA -

ANDICA, y los potenciales en ON estn muy cerca del criterio mnimo de proteccin. El criterio usado parala clasificacin de severidad de las indicaciones encontradas mediante la inspeccin DCVG y CIS se describea continuacin:

1. Si los potenciales ON y OFF, son ms negativos que - 850 milivolts respecto al electrodo dereferencia CuSO4, no hay ninguna descarga de corriente de la tubera en la falla de recubrimiento,por lo que la tubera en dicho defecto, puede ser considerada CATDICA - CATDICA.

2. Si el potencial ON, es ms negativo que - 850 milivolts respecto al electrodo de referencia CuSO4y

el potencial en el instante OFF, es menos negativo que - 850 milivolts respecto al electrodo dereferencia CuSO4, la tubera en esta falla es probablemente CATDICA - ANDICA.

3. Por ltimo, si el potencial ON, es menos negativo que - 850 milivolts respecto al electrodo dereferencia CuSO4, y el potencial en el instante OFF, es menos negativo que - 850 milivolts respectoal electrodo de referencia CuSO4, la tubera en esta falla, es muy probablemente ANDICA -

ANDICA.

Estas consideraciones reportadas son para el comportamiento de la tubera en el instante en el que serealizo el estudio de CIS y DCVG, esto es importante resaltarlo ya que las condiciones pueden variar deacuerdo a la operacin de los rectificadores y variaciones climticas que afecten directamente los niveles depotencial de la Proteccin Catdica (PC).

Se observ de manera general que en los 75 Km. de trayectoria de este gasoducto de 36, donde se realizel estudio, tiene la cobertura suficiente para tener valores de potencial apenas por encima del criterio mnimode proteccin catdica, as tambin se reporta que en todo el terreno el pH es cido.

Dado los bajos potenciales encontrados, terreno con pH cido y valores de resistividades predominantes decalificados de corrosivo a muy corrosivo, es necesario que se evalen las fallas encontradas en el estudio yse determine un programa de mantenimiento inmediato de acuerdo al nivel de gravedad de las fallas(porcentaje IR) y deficiencias en los niveles de proteccin.


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Ilustracin 2 Resistividades y pH

Se recomienda verificar que los sistemas no dejen de brindar proteccin catdica, de lo contrario, y como yase manifest actualmente se acentuarn tanto el nivel y la cantidad de fallas de recubrimiento en la zona a lolargo del gasoducto.

Adems se recomienda el mantenimiento preventivo y correctivo a rectificadores y en general a todos lossistemas de proteccin catdica que involucran la proteccin de este ducto, ya que se apreci, durante elestudio CIS DCVG y relacionndolo con el reporte de medicin de potenciales poste poste mencionadoen el punto5.2.2,de este estudio de integridad mecnica, que hay varios rectificadores que se encuentranfuera de operacin por diversas causas, entre ellos: vandalismo, suministro de CFE, problemas internos derectificadores, y muy probablemente en algunos, el funcionamiento del lecho andico ya no es el ptimo parala proteccin de este ducto.

El estudio de CIS DCVG presentado tiene fecha de febrero del 2009, por lo que ser conveniente atenderlas observaciones y/o recomendaciones que ah se indican, ya que en reportes ms recientes, delevantamiento de potenciales poste poste, se observa que el estado del sistema de proteccin catdica haido en detrimento.

5.3. Registros de incidentes

PGPBsector de ductos Reynosa, presenta acta circunstanciada con fecha 14 de noviembre del 2011, queconsigna los daos ocasionados por la Fuga e Incendio en el gasoducto de 36 Estacin los Ramones Estacin No. 19 en el kilmetro 55+300 del DDV 21-03, cercano al kilmetro 141+000 de la Secretaria deComunicaciones y Transportes (SCT). La fuga ocasion el desprendimiento de aproximadamente 16 metrosde longitud, el incendio de la vegetacin circundante y la prdida de producto. No se registraron vctimas, lapresin de operacin al momento de la fuga era de 836 lb/pulg2.


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6. Resultados de las herramientas de inspecciones (2012)

Los resultados del anlisis de la informacin obtenida de las corridas de inspeccin interna, del Gasoducto de36 DN en el tramo Estacin 19 - Los Ramones, de 106.969 Km. de longitud, con tecnologa de Fuga de Flujo

Magntico de Alta Resolucin, realizada en el mes de Mayo de 2012, tecnologa Gemetra, realizada el 11de Mayo de 2012 y tecnologa Triaxial, realizada el 28 de Junio de 2012, se reflejan en los siguientesapartados.

6.1. Resultados de la inspeccin interior en lnea (ILI) con tecnologa MFL

El resumen del anlisis del total de las indicaciones detectadas por la herramienta de inspeccin interna, abase de Fuga de Flujo Magntico, se muestra en laTabla ,con la siguiente interpretacin de resultados de suevaluacin.

Tabla 5 Indicaciones detectadas con el equipo instrumentado. 1

Tipo de Indicaci ones Cantidad Porcentaje

Prdida de metal externa 118,177 94.98%

Prdida de metal interna 2,466 1.98%

Defectos de manufactura externa 287 0.23%

Defectos de manufactura interna 3,089 2.48%

Abolladuras2 89 0.07%

Defectos en Soldadura 318 0.26%

Total de Indicaci ones 124,426 100%

En laTabla 6 se presentan las indicaciones de prdidas de espesor clasificadas por los porcentajes deprofundidad en funcin del espesor nominal, desde esta tabla ya se puede apreciar las primeras 24

indicaciones que requieren rehabilitacin inmediata.

1El equipo instrumentado a base de Fuga de Flujo Magntico de Alta Resolucin refleja resultados con un alto grado de confiabilidad, en sudimensionamiento, en las siguientes indicaciones:

Prdidas de material: Internas y Externas.

Agr ietamientos : Sl o ci rcunferenc ial.

Daos mecnicos (ralladuras y entalladuras): Limi tado a las dimensiones y prof undidad del dao.

Deteccin de envolventes existentes si estn soldados al tubo.

El equipo instrumentado a base de Fuga de Flujo Magntico de Alta Resolucin refleja resultados con un bajo grado de confiabilidad, en sudimensionamiento, en las siguientes indicaciones:

Abo lladuras.

Defectos de Manufactura: Internas y Externas.

Daos mecnicos (ovalidad y cur vas).

2Las anomalas tipo abolladura y reducciones internas fueron consideradas para su evaluacin, de acuerdo con los resultados de laherramienta de inspeccin interna geomtrica por CalScan.


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Tabla 6 Cantidad de indicaciones de prdida de metal detectadas y clasificadas por rangos de profundidad

% de Profundidad Cantidad

Iguales y Mayores al 80 24

Iguales y Mayores al 60 y Menores al 80 202

Iguales y Mayores al 40 y Menores al 60 1,324



Menores al 10 42,672

Total de Indicaci ones 120,643

En laTabla 7 se hace un desglose que tiene como finalidad presentar la posicin en la pared de lasindicaciones reportadas, con la finalidad de presentar otro enfoque de la informacin para coadyuvar en latoma de decisiones de inspeccin de verificacin y su rehabilitacin.

Tabla 7 Cantidad de indicaciones detectadas por rangos de profundidad

Indicacin % de Profundidad Posicin en la pared Cantidad

Prdida de Metal

Iguales y Mayores al 80Exterior 24

Interior

Iguales y Mayores al 60 yMenores al 80

Exterior 202

Interior


Exterior 1,316

Interior 8

Iguales y Mayores al 20 y

Menores al 40

Exterior 15,445

Interior 312Iguales y Mayores al 10 yMenores al 20

Exterior 59,029

Interior 1,635

Menores al 10Exterior 42,161

Interior 511


Defectos de fabricacin

Iguales y Mayores al 80Exterior

Interior


Exterior

Interior

Iguales y Mayores al 40 y

Menores al 60

Exterior

Interior 1Iguales y Mayores al 20 yMenores al 40

Exterior

Interior 13


Exterior 12

Interior 856

Menores al 10Exterior 275

Interior 2,219


Gran Total 124,019


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Como se puede apreciar en las tablas anteriores, en funcin del tipo y cantidad de anomalas reportadas,destaca que la corrosin externa representa la mayor amenaza verismil para el sistema, pues representa un94.98 % (118,177) de las indicaciones ubicadas por el exterior y un 1.98% (2,466) de las indicaciones

ubicadas por el interior. Los resultados anteriores manifiestan que existen deficiencias en las barrerascomnmente aplicadas para proteger la tubera contra la corrosin externa e interna, las cuales incluyen: elrecubrimiento externo, el sistema de proteccin catdica, control de interferencias, inyeccin de inhibidores,etc.

La distribucin de estas indicaciones por prdida de metal a lo largo de las tuberas del gasoducto se muestraen laIlustracin 3 y en las subsecuentes ilustraciones podemos ver su agrupacin por el Factor Estimado deReparacin, indicaciones de prdida de metal internas, indicaciones de prdida de metal externas,indicaciones de acuerdo a su Factor Estimado de Reparacin, indicaciones de acuerdo a su profundidad,ubicacin de indicaciones segn el horario tcnico, cantidad de tubos que tiene ms de cien indicaciones,relacin de presiones contra espesor remanente, etc.

6.2. Resultados de la inspeccin interior en lnea (ILI) (geomtrica)

Los datos recopilados por la herramienta CalScanTM, durante esta inspeccin, muestran las actualescondiciones geomtricas de la tubera, en la que se destaca la existencia de 7 abolladuras, 3 reducciones dedimetro interior y 45 cambios de espesor.

LaTabla 8 refleja las indicaciones detectadas por la herramienta CalScanTM.

Tabla 8 Concentrado de indicaciones detectadas por la herramienta CalScanTM

Tipo de Indicacin Cantidad

Abolladura 7

Ovalizacin con Abolladura 0Ovalizacin 0

Reduccin de DI 3

Marcador 28

Vlvula 5

Pieza-T 29

Brida 0

Instalacin 0

Cambio de Espesor de Pared 45

Soldadura 8070Curva 44

Expansin 0


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Estacin 19-Los Ramones Estudio de Integridad Mecnica Preliminar.

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Ilustracin 3 Distribucin de prdida de metal a lo largo del gasoducto por tubo.

Es de hacer notar, que la mayor concentracin de indicaciones se encuentra distribuida entre los segmentos de tubos nmero 120 al 140, tubos nmero5870 al 6030, tubos nmero 6630 al 6670, tubos nmero 7060 al 7320, tubos nmero 26100 al 26900, tubos nmero 34600 al 44200 y tubos nmero57400 al 57850. Es importante hacer notar que durante la inspeccin de las tuberas, en fase de reparacin, se observ que stas presentan unrevestimiento deteriorado con un sistema de proteccin catdica deficiente.


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Ilustracin 4 Nmero de indicaciones agrupadas de acuerdo al Factor Estimado de Reparacin.


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Ilustracin 5 Distribucin de las indicaciones de prdida de metal Interior por tubo a lo largo del ducto


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Ilustracin 6 Distribucin de las indicaciones de prdida de metal exterior por tubo a lo largo del ducto


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Ilustracin 7 Tubos con indicaciones clasificadas de acuerdo al valor del factor estimado de reparacin3,4

3Hay tubos que contienen dos o ms indicaciones en diferentes categoras por lo que se contabilizaron estos tubos en las diferentes categoras.

4Las presiones de falla,, para esta ilustracin, se calcularon con un factor de clase de localizacin de 0.72 y 0.6


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Ilustracin 8 Tubos con indicaciones clasificadas de acuerdo al valor del factor estimado de reparacin5

5Hay tubos que contienen dos o ms indicaciones en diferentes categoras por lo que se contabilizaron estos tubos en las diferentes categoras.


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Ilustracin 9 Distribucin de las indicaciones en el uso horario6

6En la grfica solo se presentan las indicaciones con FER 1y las presiones de falla se calcularon con un factor de clase de localizacin de 0.72 y 0.6


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Ilustracin 10 Tubos que tienen una concentracin de indicaciones mayor a 100

Ests concentraciones elevadas de indicaciones son el reflejo del grado de deterioro del recubrimiento anticorrosivo, sumado a un deficiente e insuficientesistema de proteccin catdica.


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Ilustracin 11 Perfil de presiones y espesores remanentes de la tubera en funcin de la distancia7

7En la grfica solo se presentan las indicaciones con FER 1 y las presiones de falla se calcularon con un factor de clase de localizacin de 0.72 y 0.6


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Tabla 9 Concentrado de Indicaciones ms relevantes detectadas por la herramienta CalScanTM

Indicacin

no.

Distancia

Absolu ta [m]Descripcin Atributos

Mnimo DI

[mm]

Orientacin

[hrs:min]Comentarios

154 93392.6 Abolladura3.05%

(27.90mm)653.33mm x561.81mm

848.7 05:30

153 87838.8 Abolladura2.21%

(20.19mm)790.00mm x562.13mm

858.7 05:00

152 87328.7 Abolladura2.03%

(18.54mm)440.00mm x281.45mm

877.4 07:00

39 26117.9 Abolladura2.00%

(18.29mm)836.67mm x281.51mm

866.3 06:00

109 68546.2 Abolladura2.00%

(17.52mm)1020.00mm x281.38mm

865.8 06:15

40 26543.6 Abolladura 1.40%(12.81mm)

670.00mm x281.32mm

873.9 06:30 Afectado porcanal 7

43 30622.7 Abolladura1.18%

(10.77mm)923.33mm x281.25mm

878.5 06:15Afectado por

canal 7

157 98767.1 Reduccin de DI 4.73% 43.27mm 844.5 Residuo



Las abolladuras, ovalidades y reducciones de dimetro interior que se tomarn en este estudio sern las quese obtienen con la herramienta CalScanTM, cabe destacar que no se presentaron reportes de verificacin

que validen la corrida.6.3. Resultados de la inspeccin interior en lnea (ILI) (Tecnologa Triaxial)

Solo se presenta el anlisis preliminar de los datos registrados en la inspeccin del gasoducto donde seindica que:

Se encontraron 21 prdidas de metal externa con una profundidad pico igual o superior al 70%.

Las tres indicaciones de prdida de metal ms profunda tienen una profundidad estimada del 85%del grosor de pared. Estas indicaciones de prdida de metal son externas.

Se observaron diferencias en la medicin de defectos entre la inspeccin previa MF3 de Mayo 2012

y la presente inspeccin MF4. En particular se observ que aquellos defectos con caractersticascircunferenciales, con predisposicin a ser sobre estimados por la herramienta MF3, vieron suprofundidad pico reducida al ser dimensionados con el eje axial y radial de la herramienta MF4.Como resultado, el nmero de defectos mayores al 70% se vio disminuido respecto a lo reportadoen el informe MF3 emitido en Julio 2012.

Dado que no se ha presentado el informe final y no se han presentado reportes de verificacin que validen lacorrida, este estudio solo tomar los resultados obtenidos por el equipo con tecnologa MFL para laevaluacin de la integridad del ducto.


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7. Criterios de evaluacin

Para efecto de este estudio, se establecen los criterios que se describen a continuacin.

7.1. Prdidas de metal por corrosin

Estadsticas de incidentes han demostrado que la corrosin es la causa principal de las fallas de ductos entuberas de transporte de lquidos, la segunda causa de fallas en tuberas de transporte de gas natural ytuberas de distribucin. La corrosin puede causar defectos de prdida de metal, que pueden tener un perfilliso o irregular y puede ocurrir ya sea en la superficie interna o externa de la tubera, o se pueden producirdefectos en ambas superficies, en funcin del entorno local y el producto transportado en la tubera. Lacorrosin se puede presentar en la pared principal de la tubera, en zonas afectadas trmicamente, o en lassoldaduras circunferenciales o de la costura de la tubera (soldaduras longitudinales). El dao puede ser enforma de un solo defecto o como una colonia de defectos.

La corrosin externa se produce debido a las condiciones ambientales en la superficie exterior de la tubera,

por ejemplo, a partir de la interaccin qumica natural entre el exterior de la tubera y el suelo, el aire, o aguaque lo rodea. La corrosin interna se produce debido al ataque qumico sobre la superficie interior de latubera de acero a partir de materiales ya sea del producto que est siendo transportado o de otro tipo que setransportan dentro de la tubera. Otros tipos ms especializados de la corrosin, tales como corrosin bajotensin (SCC), la corrosin microbiana y selectiva a la corrosin de la costura, tambin pueden ocurrir. Estostipos de corrosin pueden ser exacerbados por las condiciones ambientales, procesos de fabricacin y lastensiones aplicadas resultantes de operaciones de tuberas normales.

La corrosin es una amenaza dependiente del tiempo, si no se trata, la corrosin puede resultar en lareduccin gradual del espesor de pared del tubo y la consiguiente prdida de la resistencia del tubo. Estaprdida de la resistencia del tubo podra eventualmente resultar en una fuga o rotura de la tubera debido a lapresin interna o la carga externa, a menos que el dao por corrosin sea reparado, la seccin de la tubera

afectado es remplazado o la presin de operacin de la tubera sea reducida. La corrosin crea deficienciasen puntos de la tubera, que a su vez hacen que el tubo sea ms susceptible a daos por terceros, eventosde sobre-presin, etc. Por lo tanto, los riesgos asociados a daos por corrosin deben ser considerados enconjunto con otras formas de dao en las tuberas.

Este documento ilustra la sensibilidad de la tasa de crecimiento y la morfologa de la corrosin sobre lagestin de integridad. La aplicacin de modelos con tasa de crecimiento de corrosin, apropiadas para lascondiciones externas de corrosin y predecir la corrosin interna de los ductos, puede dar lugar aconclusiones no conservadoras para la vida restante debido a la naturaleza no uniforme de algunos tipos decorrosin. Como resultado, es importante entender los mecanismos de corrosin junto con posiblestolerancias de la herramienta de inspeccin con el fin de estimar la velocidad de corrosin de crecimientoms apropiado y la vida restante.

Debido a que a menudo no es posible reparar inmediatamente todas las anomalas detectadas durante unainspeccin de tuberas, la prediccin de crecimiento potencial de corrosin permite a un operador de ductospriorizar las reparaciones basadas en la severidad actual y futuro, probable severidad y establecer intervalosde re-inspeccin. Examinamos algunos de los modelos actuales para estimar la tasa de crecimiento de lacorrosin y la vida til restante de tuberas a partir de datos disponibles en la ms reciente inspeccin enlnea, pues no fue factible y confiable correlacionar los datos actuales con los datos obtenidos en lainspeccin en lnea del 2006.

Todas aquellas anomalas reportadas como prdida de metal ubicadas en soldaduras circunferenciales o decampo deben ser inspeccionadas y evaluadas de inmediato.


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Indicaciones que poseen una prdida de metal inferior al 10%, de acuerdo a los cdigos aplicables, puedenpermanecer en la tubera sin representar una amenaza inminente a la integridad del gasoducto, sin embargodeben ser monitoreadas a futuro.

7.1.1. Corrosin localizada

Los criterios de evaluacin de acuerdo a la NOM-SECRE-0007-2010 empleados en el presente estudio sonlos siguientes:

11.13 Reparacin permanente de imperfecciones y daos en campo.

d).- Toda corrosin exterior que exceda la tolerancia en profundidad y longitud para una presin deoperacin segura, de acuerdo a la prctica internacionalmente reconocida.

Los criterios de evaluacin de acuerdo al ASME B31G empleados en el presente estudio son los siguientes:

c = Mxima profundidad de corrosin, tn = Espesor nominal o espesor promedio del tubo, Lp = Longitudpermitida, L = Longitud medida, Pr =Presin reducida.

1) Si c/tn < 0.10 se mantiene tramo y se protege.

Si c/tn > 0.80 se sustituye el tramo.

Si 0.10 < c/tn < 0.80 se calcula Lp.

2) Si LLp se mantiene tramo y se protege

Si L > Lp se calcula Pr.

3) Si Pr MPOP se mantiene tramo y se protege (FER 1)

Si Pr < MPOP se sustituye tramo o se repara o se reduce la MPOP por debajo de la Pr.

7.1.2. Corrosin generalizada


7.55 Medidas correctivas. Se debe observar lo siguiente:

d).-Cada tramo de un ducto de transporte con corrosin generalizada y con un espesor de pared

remanente menor que el requerido para la MPOP de la tubera, se debe reemplazar o reducir lapresin de operacin, de acuerdo con la resistencia calculada del tubo, basndose en el espesor depared real remanente. Sin embargo, si el rea con corrosin generalizada es reducida, el tubocorrodo se puede reparar. La corrosin por picadura cercanamente agrupada puede afectar laresistencia total del tubo, lo cual se considera como corrosin generalizada para el propsito de esteinciso;

e).-Cada tramo de tubera en lneas de transporte con corrosin por picadura que pueda provocar fugasse debe reemplazar, reparar o reducir la presin de operacin de acuerdo con la resistencia del tubobasada en el espesor real de pared remanente en las picaduras;


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f).-A fin de determinar las posibilidades de continuar en servicio, la evaluacin de la resistenciaremanente en tuberas de una zona que sufri corrosin se puede realizar por un mtodo analtico,por pruebas de presin o por un mtodo alternativo, y

g).-Se deben reparar las secciones de tubera y juntas, basndose en una evaluacin de ingeniera pormedio de la cual se determinar el mtodo a emplear.

7.2. Defectos en soldadura


8.10.1 Criterios de aceptacin o rechazo de una soldadura. Los criterios de aceptacin o rechazo de unasoldadura visualmente inspeccionada o inspeccionada con cualquier mtodo de prueba no destructiva sedeterminarn de acuerdo a lo establecido en el API-1104.

11.14 Reparacin permanente de soldaduras en campo. Cada soldadura que no sea aceptable de acuerdo

con el 8.10.1 se debe reparar como se describe a continuacin:

a).-Se sacar de servicio el tramo de tubera de transporte para reparar la soldadura de acuerdo con losrequerimientos aplicables que seala el numeral 8.14.

b).- Una soldadura se puede reparar de acuerdo con el numeral 8.14, mientras el tramo de la tuberade transporte est en servicio slo si:

No existe fuga en la soldadura;

La presin en el tramo se reduce de manera que no produzca un esfuerzo tangencial que seamayor del 30% (treinta por ciento) de la RMC del tubo, y

El espesor remanente de la soldadura, despus del esmerilado, no debe ser inferior a 3.2 mm.

c).- Las soldaduras fabricadas por medio de arco sumergido que tengan defectos debern ser reparadaspor medio de una envolvente bipartida soldable; las soldaduras circunferenciales son opcionales.

d).-Las soldaduras fabricadas por medio de resistencia elctrica que tengan defectos debern serreparadas por medio de una envolvente bipartida soldable; las soldaduras circunferenciales sonobligatorias.

e).- Una soldadura defectuosa que no se pueda reparar de acuerdo con los incisos a) o b) anteriores, sedebe corregir mediante la instalacin de envolventes bipartidas soldables de diseo apropiado.

7.3. Abol ladura, ovalamiento y reducc in de dimetro in ter io r

Las abolladuras afectan la operacin segura de una tubera ya que restringen el flujo del medio transportadoy tienden a inducir formaciones semejantes a manchas de sedimentacin, turbulencia, erosin, corrosin ehidratos. El tiempo de vida til se reduce adems por la excesiva tensin mecnica localizada.

Los criterios de evaluacin, de acuerdo a la NOM-SECRE-007-2010, empleados en el presente estudio sonlos siguientes:

9.9 Abolladuras, mellas y hendiduras. La profundidad de una hendidura se deber medir entre el punto msbajo de la hendidura y el contorno original de la tubera. Donde exista una hendidura que tiene una


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profundidad mayor de 6% (seis por ciento) del dimetro exterior de la tubera, se debe eliminar la porcinafectada en forma de carrete. Lo anterior se aplicar para tuberas con dimetro nominal mayor a 101.6 mm(4), o repararse de acuerdo con los numerales 11.12 y 11.13 de esta Norma.

11.12.1 Las abolladuras y hendiduras se deben retirar de los tubos de acero que van a operar a presionesque producen un esfuerzo tangencial del 30% (treinta por ciento) o ms de la RMC, en los casos siguientes:

a) En situaciones tales como una rasgadura, muesca, ranura o quemadura de arco de soldadura, quepuedan causar concentracin de esfuerzos, y

b) Cuando afecten la soldadura longitudinal o circunferencial.

c) Cuando las hendiduras tengan ms de 6 mm en tubos de 324 mm o menor en dimetro exterior, y

d) Cuando las hendiduras tengan ms del 2% (dos por ciento) del dimetro nominal en tubos mayoresde 324 mm de dimetro exterior.

11.13.2 e) Las abolladuras se deben retirar cuando renan cualquiera de las condiciones siguientes:

Las que afectan la curvatura de un tubo en la soldadura longitudinal o en cualquier soldaduracircunferencial a tope;

Las que contengan una raspadura o ranura;

Las que excedan una profundidad del 6% (seis por ciento) del dimetro nominal del tubo

7.4. Valoracin de la vida remanente

La corrosin es una amenaza dependiente del tiempo en una tubera. Si la corrosin no puede ser detenida,entonces, la evaluacin tiene que tener en cuenta las consecuencias del crecimiento, ms all, para asegurarque los defectos no alcanzarn las dimensiones crticas antes de realizar una reparacin programada o antes

de la prxima inspeccin programada es esperada.

Esta evaluacin considera tasas de crecimiento de corrosin interna y externa, los cuales dependern delentorno en el que opera la tubera y el producto transportado.

7.5. Estimaciones de crecimiento de corrosin

Es muy bien conocido que la evaluacin del crecimiento de la corrosin es una parte esencial de unaevaluacin eficaz de integridad y utilizado en la planificacin de una estrategia de rehabilitacin segura yrentable. El componente crtico para la administracin de la corrosin es una prediccin o estimacin de lastasas de crecimiento de corrosin.

Una estimacin efectiva de las tasas de crecimiento de corrosin depende en gran medida del tipo decorrosin (interna o externa) y el tipo de informacin disponible.

La corrosin externa est influenciada por un nmero de factores incluyendo el contenido de agua del suelo,las sales solubles presentes, el pH del medio a la corrosin y el grado de oxigenacin, por lo tanto, laprediccin de las tasas de corrosin externos es complejo y no existe un mtodo para estimar las tasas decorrosin utilizando ecuaciones empricas. ASME B31.8S contiene un modelo para la corrosin externa,correlacionando la resistividad del terreno con una tasa de crecimiento de corrosin. El mismo tipo derelacin entre la tasa de corrosin externa y la resistividad del suelo se presenta por Peabody.


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Por otra parte, el crecimiento de la corrosin interna puede predecirse utilizando sondas y cupones, pero losresultados dependen en gran medida de la ubicacin en la que las sondas y los cupones se colocan en elducto y slo pueden predecir las tasas medias de crecimiento. Tambin hay modelos predictivos que tambinpueden ser utilizados para estimar las tasas de corrosin de crecimiento en oleoductos y gasoductos

utilizando datos operativos. Estos modelos predictivos son o puramente emprico (experiencia de campo) osemiemprico (basado en los datos de laboratorio, los datos de la tasa de corrosin, etctera) y depende engran medida de la calidad y cantidad de la composicin del producto y los datos de flujo de rgimen.

Sin embargo, la experiencia demuestra que la recoleccin de datos de corrosin en campo es a menudo unatarea difcil, ya que la cantidad de datos fiables de corrosin sobre el terreno es escasa. Gran parte de losdatos de campo disponibles son poco fiables o insuficiente para fines de validacin, o sesgada en contra decondiciones especficas. Muchos de los modelos requieren datos de entrada muy detallados, y, para loscasos de datos de campo, todos los parmetros de entrada necesarios para los modelos de prediccin de lacorrosin a menudo no se conocen en detalle suficiente o con la exactitud suficiente a fin de ser capaces demanejar modelos para fines de validacin.

Corriendo una herramienta de inspeccin en lnea (in-line inspection ILI) en la tubera, sta proporciona aloperador una descripcin de la corrosin interna y externa situada a lo largo de la lnea. El informe deinspeccin ILItambin proporcionar mediciones de profundidad, longitud y anchura para cada caractersticade corrosin. Por tanto, es posible determinar las tasas de corrosin en base a la profundidad del defectomxima detectada en la tubera y la diferencia entre el tiempo de iniciacin de la corrosin y el momento de lainspeccin.

En la determinacin de las tasas de corrosin externas, es importante identificar la razn por que la corrosinse ha iniciado (por ejemplo, daos al revestimiento) y estimacin de cuando puede haber comenzado lacorrosin mediante la consideracin otros datos que evidencia que la corrosin result de un incidenteconocido de dao por tercera parte o conocido de incidentes de CP bajo la proteccin de la tubera. Enausencia de estos datos, se puede suponer que la corrosin ha estado activa por alguna proporcin de la

vida de la tubera (es decir, el enfoque completo o vida media de vida). Para la corrosin interna, las tasas decorrosin pueden ser estimadas suponiendo que la corrosin ha estado activa desde el momento en que elproducto corrosivo se introdujo en la tubera.

7.6. Limitaciones

Este documento se limita a la evaluacin de la prdida de metal en aceros al carbono utilizados paraconstruir las tuberas. Tpica de estos materiales son los descritos en la norma ASTM A 53, A 106, A 381 y

API 5L/ISO 3183 o equivalente.

En el documento slo se presenta el mtodo utilizado para evaluar los defectos en tramos rectos de tubera,defectos de corrosin con contornos relativamente suaves de la prdida de metal que se han introducidogradualmente durante la vida de servicio de la tubera. Los mtodos de evaluacin detallados son sloaplicables a los aceros para tuberas que se espera que falle por colapso plstico.

La evaluacin es no aplicable y no se consider en lo siguientes casos:

Grietas.

Combinacin de corrosin y defectos como grietas.

Combinacin de corrosin y daos mecnicos.

Defectos de prdida de metal debido a los daos mecnicos (por ejemplo, estras).


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Prdida de metal en las muescas y hebillas, o la prdida de metal que es coincidente con otrosdaos.

Prdida de metal en accesorios.

Tuberas que operan a temperaturas fuera del diseo original o de funcionamiento a temperaturasen el rango de fluencia.

Se debe tener en cuenta que el uso de ASME B31G, ASME B31G Modificado, RSTRENG y LPC puede serinapropiado para tuberas de mayor resistencia. Una preocupacin particular es el lmite elstico a la traccinde alta resistencia (SMYS / SMTS o SYT / SUT) con relacin de los aceros de alta resistencia. Para tuberaexpandida en fro, API 5L establece que el rendimiento a la relacin de tensin no debe exceder de 0,93.

8. Evaluacin de los resultados de las inspecciones

Como resultado de la evaluacin de las inspecciones realizadas para este estudio, se tiene lo siguiente.

8.1. Resultados de las inspecciones interiores en lnea (ILIs)

La distribucin de las prdidas de metal, en funcin de la profundidad, se muestra en laTabla 5,Tabla 6 yTabla 7,la mayor cantidad de indicaciones externas reportadas se registran entre 10-20% de prdida demetal, las cuales son consideradas como anomalas moderadas, y menores al 10% de prdida de metal, lascuales son consideradas como anomalas incipientes, pues este porcentaje es equiparable a la tolerancia enespesor de la tubera.

Las presiones de falla, de datos de la corrida, fueron calculadas por GE-PIIde acuerdo con la metodologa deASME B31.G original y emplearon un factor de seguridad por densidad de poblacin de 0.72 y, como ya semencion en el apartado de antecedentes, la seccin de ducto que pasa por el poblado General Bravo es

Clase 3; dada esta situacin, GLNDhace los clculos empleando el factor de seguridad por densidad depoblacin de 0.6, de acuerdo a la informacin de PGPB, tomando en consideracin la alternativa para laseleccin del factor de seguridad de 0.6 de SMYM en el documento NOM-SECRE-007-2010 11.6.2Confirmacin y revisin de la MPOP, siendo importante mencionar que este factor se aplica slo paradeterminar la MPOP, el cual es un dato proporcionado por PGPB, tambin se realiza los clculos empleandoel factor de 0.5 como lo marca el documento normativo acorde a la clase de localizacin. La rehabilitacin deestas secciones debe ser de acuerdo al marco normativo aplicable, por lo que se deben realizar con base ala presin de falla empleando el factor de 0.5.

8.1.1. Indicaciones con prdida de espesor igual o mayor al 80%.

Los documentos aplicables establecen que todas aquellas indicaciones que tienen una prdida de espesorcon una profundidad igual o mayor al 80% se deben reparar de forma inmediata; por lo que, de los resultadosobtenidos de la inspeccin interna actual se tienen las siguientes indicaciones a reparar de forma inmediata:

Tabla 10 Indicaciones a reparar de forma inmediata por profundidad

Esp. Rem.

(Pulg)

Esp. Rem.

(mm)

Prof.Max.

TramoILI DistanciaAbsolu ta (m)

Long.

(mm)

Ancho

(mm)

GrosorParedenLugar (mm)

FER Comentario Total

0.066 1.670 85%

8700 10+195.12 19 19

11.13

0.772

*EXT PM

1

8730 10+227.14 25 25 0.782 1

38010 44+525.82 28 89 0.787 1


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Esp. Rem.

(Pulg)

Esp. Rem.

(mm)

Prof.Max.

TramoILI DistanciaAbsolu ta (m)

Long.

(mm)

Ancho

(mm)



39030 45+719.82 294 532 1.394 1

39410 46+162.72 26 38 0.783 1

39700 46+504.09 28 33 0.787 1

39740

46+557.14 33 39 0.798 1

46+558.48 28 25 0.787 1

46+559.50 37 38 0.807 1

39820 46+648.09 34 32 0.8 1

40620 47+586.26 28 31 0.787 1

41210 48+219.08 31 34 0.793 1

43720 51+046.09 159 180 1.175 1

Total 85% 13

0.070 1.781 84%39700 46+504.59 32 37

11.13

0.795

*EXT PM

1

39810 46+641.82 60 95 0.87 1

Total 84% 2

0.074 1.892 83% 39820 46+648.03 28 30 11.13 0.785 *EXT PM 1

Total 83% 1

0.079 2.003 82%39740 46+557.23 113 58

11.131.025

*EXT PM1

43310 50+595.29 101 89 0.992 1

Total 82% 2

0.083 2.115 81% 40850 47+828.53 130 330 11.13 1.063 *EXT PM 1

Total 81% 1

0.088 2.226 80%

8730 10+220.70 115 144

11.13

1.017

*EXT PM

1

39100 45+805.56 92 91 0.951 1

39700 46+508.35 72 80 0.895 1

43310 50+589.05 341 729 1.357 1

44110 51+491.88 44 39 0.818 1

Total 80% 5

Total de indicaciones con profundi dades iguales o mayores al 80% 24

Dado que no se present informacin referente a la validacin de la corrida y no se tiene informacinconfiable que permita considerar el margen de error entre lo reportado por el equipo de inspeccin interior ylo real, GLNDrecomienda programar para investigacin por muestreo las indicaciones reportadas conprofundidades iguales o mayores al 70% y menores al 80%, el tiempo a investigar depender de losresultados de las verificaciones y el margen de error que se obtenga. Las indicaciones a investigar semuestran a continuacin.

Tabla 11 Indicaciones a investigar por profundidad.

Esp. Rem.

(Pulg)

Esp. Rem.

(mm)

Prof.

Max.Tramo

ILIDistanciaAbsoluta (m)

Long.(mm)

Ancho(mm)



0.092 2.337 79% 8180 9+575.08 25 27 11.13 0.778 *EXT PM 1

Total 79% 1


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Esp. Rem.

(Pulg)

Esp. Rem.

(mm)

Prof.

Max.Tramo

ILIDistanciaAbsoluta (m)

Long.(mm)

Ancho(mm)



0.096 2.449 78% 39740 46+558.67 28 24 11.13 0.782 *EXT PM 1

Total 78% 1

0.101 2.560 77%

7300 8+549.15 58 56

11.13

0.846

*EXT PM

1

39700 46+502.51 53 110 0.833 1

39740 46+556.78 103 155 0.969 1

41280 48+273.96 42 138 0.808 1

Total 77% 4

0.105 2.671 76%8730 10+228.22 88 157

11.130.922

*EXT PM1

39680 46+481.76 26 29 0.778 1

Total 76% 2

0.118 3.005 73%

8270 9+684.96 22 24

11.13

0.771

*EXT PM

1

39740 46+553.71 47 85 0.813 146+555.93 117 114 0.976 1

41740 48+759.11 118 187 0.977 1

Total 73% 4

0.123 3.116 72%

37560 43+999.79 47 54

11.13

0.812

*EXT PM

1

39120 45+821.25 25 47 0.774 1

39700 46+502.39 73 88 0.869 1

39740 46+557.38 29 47 0.78 1

46+558.54 30 33 0.782 1

40580 47+546.11 25 24 0.775 1

Total 72% 6

0.127 3.228 71%

39100 45+808.14 32 38

11.13

0.784

*EXT PM

1

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estudio de integridad mecánica (9652 12 01237 210) ( final ) revision 2.0

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