presion de vapor

II

UNIVERSIDAD TECNOLÓGICA EQUINOCCIAL

FACULTAD DE CIENCIAS DE LA INGENIERÍA

CARRERA DE TECNOLOGÍA DE PETRÓLEOS

TEMA: “Elaboración de un Programa de Mantenimiento de Limpieza Interna

De Tuberías para la Línea de Emulsión Tipishca Norte - EPF

Ubicada en el Bloque 27 (Provincia de Sucumbíos), por medio de

Herramientas Mecánicas.”

TESIS PREVIA LA OBTENCIÓN DEL TÍTULO DE TECNÓLOGO EN PETRÓLEOS

Roberto Esteban Portilla Cárdenas

DIRECTOR DE TESIS:

Ing. IRVING SALAZAR

Diciembre, 2009

III

DECLARATORIA

Del contenido del presente trabajo se responsabiliza el autor Roberto Portilla

VI

AGRADECIMIENTO

Me permito agradecer a la Universidad Tecnológica Equinoccial

y a todos quienes me han apoyado con información y guía práctica

para poder realizar este trabajo.

VII

DEDICATORIA

El presente lo dedico a mis padres y seres queridos que me han

apoyado en todo momento.

VIII

ÍNDICE DE CONTENIDO

DECLARATORIA..........................................................................................................III

CARTA DEL DIRECTOR DE TESIS ...........................................................................IV

CARTA DE LA EMPRESA ............................................................................................V

AGRADECIMIENTO ....................................................................................................VI

DEDICATORIA ........................................................................................................... VII

ÍNDICE DE CONTENIDO .........................................................................................VIII

ÍNDICE GENERAL ....................................................................................................VIII

ÍNDICE DE ECUACIONES .......................................................................................XIX

ÍNDICE DE FIGURAS................................................................................................XXI

ÍNDICE DE TABLAS ........................................................................................... XXVIII

ÍNDICE DE ANEXOS............................................................................................... XXX

RESUMEN................................................................................................................XXXI

SUMMARY .............................................................................................................XXXII

ÍNDICE GENERAL

CAPÍTULO I.....................................................................................................................1

1. INTRODUCCIÓN ....................................................................................................1

1.1. PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA .........................................................3

1.1.1. FORMULACIÓN DEL PROBLEMA......................................................3

1.2. OBJETIVOS .....................................................................................................4

IX

1.2.1. OBJETIVO GENERAL............................................................................4

1.2.2. OBJETIVOS ESPECÍFICOS....................................................................5

1.3. HIPÓTESIS.......................................................................................................5

1.3.1. HIPÓTESIS GENERAL ...........................................................................5

1.3.2. HIPÓTESIS ESPECÍFICAS .....................................................................6

1.4. VARIABLES ....................................................................................................6

1.4.1. VARIABLE INDEPENDIENTE..............................................................7

1.4.2. VARIABLE DEPENDIENTE ..................................................................7

1.5. JUSTIFICACIÓN .............................................................................................7

1.6. METODOLOGÍA .............................................................................................8

1.6.1. MÉTODOS ...............................................................................................8

1.6.2. TÉCNICAS ...............................................................................................8

CAPÍTULO II ...................................................................................................................9

2. MARCO TEÓRICO..................................................................................................9

2.1. GENERALIDADES .........................................................................................9

2.2. PROPIEDADES DE LOS FLUIDOS.............................................................10

2.2.1. DENSIDAD ( ρ ).....................................................................................11

2.2.2. GRAVEDAD ESPECÍFICA...................................................................12

2.2.3. GRAVEDAD API...................................................................................14

2.2.4. VISCOSIDAD ........................................................................................15

2.2.4.1. VISCOSIDAD DINÁMICA ( μ ) .......................................................17

2.2.4.2. VISCOSIDAD CINEMÁTICA (ν ) ...................................................17

2.2.4.3. VISCOSIDAD DE CORTE ................................................................19

2.2.4.4. RESISTENCIA DE CORTE...............................................................19

X

2.2.5. PRESIÓN DE VAPOR ...........................................................................20

2.2.5.1. VOLATILIDAD .................................................................................21

2.2.5.2. PUNTO DE INFLAMACIÓN ............................................................22

2.2.5.3. PROBLEMAS RELACIONADOS CON LA PRESIÓN DE

VAPOR….. .........................................................................................23

2.2.5.3.1. CAVITACIÓN.............................................................................23

2.2.5.3.2. GOLPETEO .................................................................................24

2.2.5.3.3. SEPARACIÓN DE COLUMNA .................................................25

2.2.6. PUNTO DE FLUIDEZ ...........................................................................27

2.2.7. COMPRESIBILIDAD ............................................................................28

2.2.8. TEMPERATURA ...................................................................................28

2.2.8.1. ESCALAS DE TEMPERATURA ......................................................29

2.2.8.2. EFECTOS DE LA TEMPERATURA SOBRE LOS LÍQUIDOS......31

2.2.8.2.1. EXPANSIÓN TÉRMICA ............................................................32

2.2.8.2.2. TEMPERATURA Y DENSIDAD...............................................32

2.2.8.2.3. TEMPERATURA Y VISCOSIDAD ...........................................33

2.2.8.2.4. TEMPERATURA Y PRESIÓN DE VAPOR..............................34

2.3. PRESIÓN ........................................................................................................35

2.3.1. DEFINICIÓN DE PRESIÓN..................................................................35

2.3.2. FORMAS DE PRESIÓN ........................................................................36

2.3.2.1. PRESIÓN ATMOSFÉRICA...............................................................36

2.3.2.2. PRESIÓN MANOMÉRICA ...............................................................37

2.3.2.3. PRESIÓN ABSOLUTA......................................................................37

2.3.3. REGLAS DE PRESIÓN SOBRE LOS LÍQUIDOS...............................38

XI

2.3.4. PRESIÓN ESTÁTICA............................................................................40

2.3.4.1. CABEZA ESTÁTICA ........................................................................41

2.3.5. PRESIÓN DINÁMICA...........................................................................43

2.3.5.1. CABEZA DINÁMICA .......................................................................43

2.3.5.2. CABEZA DE ELEVACIÓN...............................................................44

2.3.6. PÉRDIDAS POR FRICCIÓN.................................................................45

2.3.6.1. NÚMERO DE REYNOLDS (Re).......................................................46

2.3.6.1.1. FLUJO LAMINAR ......................................................................47

2.3.6.1.2. FLUJO TURBULENTO ..............................................................48

2.3.6.1.3. FLUJO CRÍTICO.........................................................................49

2.3.6.2. FACTOR O COEFICIENTE DE FRICCIÓN (f) ...............................49

2.3.7. USO DE LA ECUACIÓN DE ENERGÍA DE ESTADO ESTABLE....52

2.3.8. MÁXIMA PRESIÓN DE OPERACIÓN (MPO) ...................................53

2.3.8.1. PRESIÓN DE DISEÑO ......................................................................54

2.4. TUBERÍAS .....................................................................................................55

2.4.1. DENOMINACIONES ESPECÍFICAS...................................................55

2.4.1.1. OLEODUCTOS ..................................................................................56

2.4.1.2. GASODUCTOS..................................................................................56

2.4.1.3. POLIDUCTOS....................................................................................56

2.4.1.4. LÍNEAS DE FLUJO Y TRANSFERENCIA......................................57

2.4.2. FABRICACIÓN DE LAS LÍNEAS .......................................................58

2.4.3. PROPIEDADES MECÁNICAS .............................................................59

2.4.4. TIPOS DE TUBERÍAS...........................................................................60

2.4.4.1. TUBERÍA SIN COSTURA ................................................................60

XII

2.4.4.2. TUBERÍA CON COSTURA ..............................................................60

2.4.4.2.1. TUBERÍA SOLDADA POR TRASLAPE EN HORNO.............61

2.4.4.2.2. TUBERÍA SOLDADA POR RESISTENCIA ELÉCTRICA......61

2.4.4.2.3. TUBERÍA SOLDADA A TOPE EN HORNO............................61

2.4.4.2.4. TUBERÍA SOLDADA POR INDUCCIÓN ELÉCTRICA .........62

2.4.4.2.5. TUBERÍA SOLDADA POR DOBLE ARCO SUMERGIDO ....62

2.4.4.2.6. TUBERÍA SOLDADA POR ELECTRO-FUSIÓN.....................63

2.4.4.2.7. TUBERÍA SOLDADA POR DESCARGA ELÉCTRICA..........63

2.4.4.3. POR LA RESISTENCIA ....................................................................63

2.4.5. GRADOS DE ACERO ...........................................................................64

2.4.6. DIÁMETRO NOMINAL........................................................................64

2.4.7. NORMALIZACIÓN INTERNACIONAL PARA TUBERÍAS .............65

2.4.8. CLASIFICACIÓN DE LAS TUBERÍAS...............................................66

2.4.9. CONSTRUCCIÓN Y MONTAJE ..........................................................67

2.4.9.1. DERECHO DE VÍA ...........................................................................67

2.4.9.2. MANEJO Y ALMACENAJE.............................................................68

2.4.9.3. DAÑOS A LA TUBERÍA ..................................................................68

2.4.9.4. ZANJADO ..........................................................................................70

2.4.9.5. CURVAS, DESARROLLOS Y CODOS ...........................................71

2.4.9.5.1. CURVAS HECHAS DE TUBERÍA............................................71

2.4.9.5.2. CURVAS DESARROLLADAS ..................................................72

2.4.9.5.3. CURVAS Y CODOS HECHOS EN FÁBRICA .........................73

2.4.9.6. SOLDADURA ....................................................................................73

2.4.9.6.1. TIPOS DE SOLDADURA...........................................................74

XIII

2.4.9.6.2. REPARACIÓN O REMOCIÓN DE DEFECTOS ......................74

2.4.9.6.3. OTROS REQUERIMIENTOS PARA SOLDADURA ...............75

2.4.9.7. INSTALACIÓN DE LA TUBERÍA EN LA ZANJA ........................76

2.4.9.8. CRUCES ESPECIALES.....................................................................76

2.4.9.9. VÁLVULAS DE BLOQUEO Y AISLAMIENTO.............................77

2.4.9.10. TRAMPAS DE RASPADORES ......................................................77

2.4.9.11. ESTACIONES DE BOMBEO, PATIOS DE TANQUES Y

TERMINALES .................................................................................78

2.4.9.11.1. EQUIPOS DE BOMBEO Y ACCIONADORES

PRIMARIOS……........................................................................78

2.4.9.11.2. TUBERÍAS EN ESTACIONES DE BOMBEO, PATIOS DE

TANQUES Y TERMINALES ....................................................79

2.4.9.11.3. EQUIPOS DE PROTECCIÓN Y CONTROL...........................79

2.4.9.11.4. PROTECCIÓN CONTRA INCENDIOS...................................80

2.4.9.11.5. TANQUEO ................................................................................80

2.4.9.12. INSTALACIONES ELÉCTRICAS..................................................80

2.4.9.13. MEDIDORES, COLADORES Y FILTROS PARA LÍQUIDOS.....81

2.4.9.14. ENSAMBLE DE LOS COMPONENTES DE LA TUBERÍA.........82

2.4.10. ACCESORIOS DE TUBERÍA ...............................................................83

2.4.10.1. BRIDAS ............................................................................................84

2.4.10.2. EMPAQUETADURAS ....................................................................90

2.4.10.3. CODOS, TES Y REDUCCIONES ...................................................92

2.4.10.4. VÁLVULAS .....................................................................................93

2.5. RELACIÓN ENTRE EL FLUIDO Y LA TUBERÍA ..................................107

XIV

2.5.1. PATRONES DE FLUJO EN TUBERÍAS HORIZONTALES ............110

CAPÍTULO III ..............................................................................................................114

3. PRUEBAS, MANTENIMIENTO, CORROSIÓN, DEPOSITACIÓN DE

PARAFINAS Y LA TEORÍA & APLICACIÓN DE RASPADORES................114

3.1. PRUEBAS.....................................................................................................114

3.1.1. PRUEBAS POSTERIORES A UNA CONSTRUCCIÓN NUEVA.....115

3.1.1.1. EN EL SISTEMA .............................................................................115

3.1.1.2. EN TIE-IN’S O SECCIONES DE LÍNEAS DIVIDIDAS ..............116

3.1.1.3. EN EQUIPOS DE PROTECCIÓN Y CONTROL ...........................116

3.1.2. PRUEBAS EN ARTÍCULOS FABRICADOS.....................................116

3.1.3. PRUEBAS DE CALIFICACIÓN PARA TUBERÍAS.........................117

3.1.3.1. PRUEBA VISUAL ...........................................................................117

3.1.3.2. DETERMINACIÓN DEL ESPESOR DE PARED ..........................117

3.1.3.3. DETERMINACIÓN DE LA RESISTENCIA DE FLUENCIA .......118

3.1.3.4. VALOR MÍNIMO DE RESISTENCIA DE FLUENCIA ................119

3.1.4. PRUEBAS DE PRESIÓN PARA TUBERÍAS ....................................119

3.1.4.1. PRUEBA HIDROSTÁTICA ............................................................119

3.1.4.2. PRUEBA DE FUGA.........................................................................122

3.1.5. OTRAS PRUEBAS (NO DESTRUCTIVAS) PARA TUBERÍAS......122

3.2. MANTENIMIENTO Y OPERACIÓN.........................................................125

3.2.1. CONSIDERACIONES EN LA OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO

DE LA LÍNEA ......................................................................................127

3.2.1.1. PRESIÓN DE OPERACIÓN............................................................127

3.2.1.2. MARCADORES...............................................................................128

XV

3.2.1.3. MANTENIMIENTO DEL DERECHO DE VÍA..............................128

3.2.1.4. PATRULLAJE..................................................................................129

3.2.1.5. REPARACIONES DE LA TUBERÍA .............................................129

3.2.1.5.1. DISPOSICIONES PARA DEFECTOS .....................................130

3.2.1.5.2. PRUEBAS EN REPARACIONES DE TUBERÍAS QUE

OPERAN A UN ESFUERZO MAYOR AL 20% DEL MÍNIMO

ESFUERZO DE FLUENCIA ....................................................136

3.2.1.6. DISMINUCIÓN DE LA PRESIÓN DE OPERACIÓN ...................137

3.2.1.7. MANTENIMIENTO DE VÁLVULAS............................................139

3.2.1.8. TUBERÍA EXISTENTES EN CRUCES DE FERROCARRILES O

AVENIDAS ......................................................................................139

3.2.2. CONTROL DE LA CORROSIÓN .......................................................140

3.2.3. PLAN DE EMERGENCIA...................................................................140

3.3. CORROSIÓN EN TUBERÍAS.....................................................................142

3.3.1. CORROSIÓN EXTERNA....................................................................143

3.3.1.1. DIFERENCIAS EN EL METAL EN TUBERÍAS ENTERRADAS146

3.3.1.2. RESISTIVIDAD DEL ELECTROLITO ..........................................149

3.3.1.3. TIPOS DE CORROSIÓN EXTERNA..............................................150

3.3.1.4. CONTROL DE LA CORROSIÓN EXTERNA ...............................152

3.3.1.4.1. REVESTIMIENTOS ANTICORROSIVOS..............................152

3.3.1.4.2. PROTECCIÓN CATÓDICA.....................................................153

3.3.1.4.2.1. ÁNODOS GALVÁNICOS O DE SACRIFICIO................154 3.3.1.4.2.2. SISTEMAS DE CORRIENTE IMPRESA .........................156

3.3.1.4.3. JUNTAS DE AISLACIÓN........................................................158

XVI

3.3.2. CORROSIÓN INTERNA .....................................................................158

3.3.2.1. CONTROL DE LA CORROSIÓN INTERNA.................................159

3.3.2.2. MONITOREO DEL CONTROL DE LA CORROSIÓN

INTERNA…….. ...............................................................................160

3.3.3. CORROSIÓN MICROBIOLÓGICA....................................................161

3.3.3.1. IDENTIFICACIÓN Y CONTEO DE LAS BACTERIAS ...............162

3.3.3.2. CONTROL DE LAS BACTERIAS..................................................163

3.3.4. EL AGUA EN PROCESOS CORROSIVOS .......................................165

3.4. DEPOSITACIÓN DE PARAFINAS ............................................................166

3.4.1. COMPORTAMIENTO DE LA PARAFINA EN EL PETRÓLEO......166

3.4.2. MECANISMOS DE LA DEPOSITACIÓN .........................................167

3.4.2.1. PUNTO DE CRISTALIZACIÓN (CLOUD POINT) Y CURVAS DE

ENFRIAMIENTO.............................................................................168

3.4.3. FACTORES QUE INCIDEN EN LA FORMACIÓN DE DEPÓSITOS

DE PARAFINA.....................................................................................170

3.4.4. PROBLEMÁTICA DE LA PRECIPITACIÓN DE LA PARAFINA ..172

3.4.5. TRATAMIENTOS UTILIZADOS PARA LA REMOCIÓN DE

PARAFINAS.........................................................................................173

3.5. TEORÍA Y APLICACIÓN DE RASPADORES..........................................174

3.5.1. DEFINICIÓN DE RASPADOR ...........................................................174

3.5.2. TIPOS DE RASPADORES ..................................................................175

3.5.2.1. MARRANOS DE ESPUMA (POLLY-PIGS) ..................................176

3.5.2.2. ESFERAS..........................................................................................177

3.5.2.3. MARRANOS DE ALMA DE ACERO (MANDREL PIGS) ...........179

XVII

3.5.2.4. MARRANOS MAGNÉTICOS.........................................................182

3.5.2.5. MARRANOS DE MOLDE SÓLIDO...............................................184

3.5.3. PARTES DE UN MARRANO .............................................................185

3.5.3.1. BOMPER ..........................................................................................185

3.5.3.2. DISCO GUÍA....................................................................................186

3.5.3.3. SEPARADOR...................................................................................186

3.5.3.4. DISCOS DE LIMPIEZA ..................................................................187

3.5.3.5. COPAS..............................................................................................188

3.5.3.6. CUCHILLAS ....................................................................................189

3.5.3.7. CEPILLOS ........................................................................................189

3.5.3.8. BRIDA ..............................................................................................190

3.5.3.9. CUERPO...........................................................................................191

3.5.4. CONFIGURACIONES DE UN MARRANO ......................................192

3.5.5. ALMACENAMIENTO Y VERIFICACIÓN DE RASPADORES ......194

3.5.5.1. MEDICIÓN DE COPAS Y DISCOS DESGASTADOS .................196

3.5.6. MARRANOS INTELIGENTES...........................................................197

3.5.7. LANZAMIENTO Y RECEPCIÓN DE RASPADORES .....................200

CAPÍTULO IV..............................................................................................................203

4. DISEÑO DE UN PROGRAMA DE LIMPIEZA INTERNA PARA LA LÍNEA DE

EMULSIÓN “TIPISHCA NORTE - EPF”, POR MEDIO DE RASPADORES..203

4.1. INFORMACIÓN DE LA TUBERÍA ...........................................................204

4.2. HISTORIAL DE LA LÍNEA........................................................................204

4.3. ACCESORIOS DE LA TUBERÍA...............................................................206

4.4. DETALLES DEL FLUIDO ..........................................................................207

XVIII

4.5. DETALLES DE LAS TRAMPAS DE LANZAMIENTO Y RECIBO........208

4.6. PROGRAMA DE LIMPIEZA MECÁNICO................................................210

4.6.1. PROGRAMA ACTUAL.......................................................................210

4.6.2. PROPUESTA........................................................................................211

CAPÍTULO V ...............................................................................................................216

5. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES....................................................216

5.1. CONCLUSIONES ........................................................................................216

5.2. RECOMENDACIONES...............................................................................218

BIBLIOGRAFÍA ..........................................................................................................220

GLOSARIO DE TÉRMINOS.......................................................................................224

ANEXOS ......................................................................................................................226

XIX

ÍNDICE DE ECUACIONES

ECUACIÓN Nº PÁG.

ECUACIÓN Nº 1: DENSIDAD……………………………….. ...................................11

ECUACIÓN Nº 2: GRAVEDAD ESPECÍFICA…………….. ......................................12

ECUACIÓN Nº 3: GRAVEDAD API……………………….. ......................................14

ECUACIÓN Nº 4: VISCOSIDAD CINEMÁTICA………… .......................................18

ECUACIÓN Nº 5: CONVERSIÓN DE TEMPERATURA DE FAHRENHEIT A

CELCIUS………………………………………….. ......................................................30

ECUACIÓN Nº 6: CONVERSIÓN DE TEMPERATURA DE CELCIUS A

FAHRENHEIT……………………………………........................................................31

ECUACIÓN Nº 7: CONVERSIÓN DE TEMPERATURA DE KELVIN A

CELCIUS………………………………………….. ......................................................31

ECUACIÓN Nº 8: PRESIÓN……………………………….. .......................................35

ECUACIÓN Nº 9: PRESIÓN ABSOLUTA………………….......................................37

ECUACIÓN Nº 10: CABEZA ESTÁTICA…………………. ......................................42

ECUACIÓN Nº 11: PRESIÓN DINÁMICA…………………......................................43

ECUACIÓN Nº 12: CABEZA DINÁMICA………………… ......................................44

XX

ECUACIÓN Nº 13: ECUACIÓN DE DARCY………………......................................46

ECUACIÓN Nº 14: NÚMERO DE REYNOLDS……………......................................47

ECUACIÓN Nº 15: COEFICIENTE DE FRICCIÓN PARA FLUJO LAMINAR........49

ECUACIÓN Nº 16: COEFICIENTE DE FRICCIÓN PAR FLUJO TURBULENTO...51

ECUACIÓN Nº 17: ECUACIÓN DE ENERGÍA DE ESTADO ESTABLE.................52

ECUACIÓN Nº 18: PRESIÓN DE DISEÑO……………….. .......................................54

ECUACIÓN Nº 19: NÚMERO DE CÉDULA……………….......................................66

ECUACIÓN Nº 20: NÚMERO DE CÉDULA……………….....................................109

ECUACIÓN Nº 21: MÁXIMA LONGITUD DE ÁREA CORROÍDA

PERMITIDA……………………………………….....................................................132

ECUACIÓN Nº 22: PRESIÓN INTERNA DE DISEÑO DISMINUIDA ...................138

ECUACIÓN Nº 23: CÁLCULO DEL DIÁMETRO EXTERNO A PARTIR DEL

PERÍMETRO………………………………………. ...................................................197

XXI

ÍNDICE DE FIGURAS

FIGURA Nº PÁG.

FIGURA Nº 1: FRICCIÓN ENTRE LA PARED DEL TUBO Y EL LÍQUIDO ..........19

FIGURA Nº 2: CORTE DE LÍQUIDO EN UNA TUBERÍA CON FLUJO

LAMINAR…………………………………………. .....................................................20

FIGURA Nº 3: GOLPETEO EN LA LÍNEA…………… .............................................25

FIGURA Nº 4: SEPARACIÓN DE COLUMNA EN LA LÍNEA .................................27

FIGURA Nº 5: COMPARACIÓN ENTRE ESCALAS DE TEMPERATURA ............29

FIGURA Nº 6: PRIMERA REGLA DE PRESIÓN SOBRE LÍQUIDOS......................38

FIGURA Nº 7: SEGUNDA REGLA DE PRESIÓN SOBRE LÍQUIDOS ....................39

FIGURA Nº 8: TERCERA REGLA DE PRESIÓN SOBRE LÍQUIDOS .....................39

FIGURA Nº 9: CUARTA REGLA DE PRESIÓN SOBRE LÍQUIDOS .......................40

FIGURA Nº 10: DIAGRAMA DE MOODY I…………...............................................50

FIGURA Nº 11: DIAGRAMA DE MOODY II………….. ...........................................51

FIGURA Nº 12: CURVAS HECHAS Y CURVAS DESARROLLADAS....................72

FIGURA Nº 13: BRIDA ROSCADA…………………….............................................84

XXII

FIGURA Nº 14: BRIDA DESLIZANTE…………………............................................85

FIGURA Nº 15: TIPOS DE CARAS……………………..............................................86

FIGURA Nº 16: BRIDA CON BOQUILLA PARA SOLDAR......................................86

FIGURA Nº 17: BRIDA CON CUELLO PARA SOLDAR ..........................................87

FIGURA Nº 18: BRIDA TRASLAPADA………………..............................................88

FIGURA Nº 19: BRIDA REDUCTORA………………................................................88

FIGURA Nº 20: BRIDA LOCA………………………… .............................................89

FIGURA Nº 21: BRIDA CIEGA…………………………............................................90

FIGURA Nº 22: TIPOS DE BRIDAS (CORTE TRANSVERSAL) ............................90

FIGURA Nº 23: CODOS, TES Y REDUCCIONES…… ..............................................93

FIGURA Nº 24: VÁLVULA DE COMPUERTA……… ..............................................95

FIGURA Nº 25: VÁLVULA DE GLOBO……………… .............................................96

FIGURA Nº 26: VÁLVULA DE MARIPOSA………… ..............................................97

FIGURA Nº 27: VÁLVULA DE MACHO…………….. ..............................................98

FIGURA Nº 28: VÁLVULA DE BOLA………………. ..............................................99

FIGURA Nº 29: VÁLVULA EN ÁNGULO…………… .............................................99

XXIII

FIGURA Nº 30: VÁLVULA EN Y……………………. ............................................100

FIGURA Nº 31: VÁLVULA DE AGUJA………………............................................101

FIGURA Nº 32: VÁLVULA DE COMPRESIÓN……….. .........................................102

FIGURA Nº 33: VÁLVULA DE CORREDERA……….............................................104

FIGURA Nº 34: VÁLVULA DE DIAFRAGMA……….............................................103

FIGURA Nº 35: VÁLVULA DE RETENCIÓN (CHECK) .........................................105

FIGURA Nº 36: VÁLVULA DE SEGURIDAD………..............................................106

FIGURA Nº 37: VÁLVULA DE DESCARGA O ALIVIO.........................................107

FIGURA Nº 38: CARACTERÍSTICAS FÍSICAS DE LA TUBERÍA ........................108

FIGURA Nº 39: FLUJO BURBUJA…………………… ............................................110

FIGURA Nº 40: FLUJO TAPÓN………………………… .........................................111

FIGURA Nº 41: FLUJO ESTRATIFICADO…………… ...........................................111

FIGURA Nº 42: FLUJO ONDULADO…………………............................................112

FIGURA Nº 43: FLUJO BACHE……………………….. ...........................................112

FIGURA Nº 44: FLUJO ANULAR……………………..............................................113

FIGURA Nº 45: FLUJO NIEBLA………………………............................................113

XXIV

FIGURA Nº 46: PRUEBA MAGNÉTICA………………...........................................124

FIGURA Nº 47: CORROSIÓN EXTERNA…………….............................................143

FIGURA Nº 48: POTENCIAL NORMAL DE ALGUNOS METALES .....................145

FIGURA Nº 49: EJEMPLOS DE CASOS DE CORROSIÓN .....................................146

FIGURA Nº 50: DIFERENCIAS DE LOS SUELOS……...........................................148

FIGURA Nº 51: AIREACIÓN DIFERENCIAL……….. ............................................148

FIGURA Nº 52: TIPOS COMUNES DE CORROSIÓN. ............................................151

FIGURA Nº 53: PROTECCIÓN CATÓDICA POR MEDIO DE ÁNODOS DE

SACRIFICIO……………………………………….. ..................................................155

FIGURA Nº 54: PROTECCIÓN CATÓDICA POR MEDIO DE CORRIENTE

IMPRESA………………………………………….. ...................................................157

FIGURA Nº 55: ANÁLISIS TÍPICO DE DEPÓSITOS DE PARAFINA ...................166

FIGURA Nº 56: MECANISMO DE DEPOSITACIÓN DE PARAFINA ...................167

FIGURA Nº 57: CLOUD POINT Y POUR POINT……….........................................169

FIGURA Nº 58: SOLUBILIDAD DE PARAFINA EN SOLVENTES .......................170

FIGURA Nº 59: INCIDENCIA DE LA PRESIÓN EN LA DEPOSICIÓN DE

PARAFINAS……………………………………….. ..................................................171

XXV

FIGURA Nº 60: MECANISMOS DE DEPOSITACIÓN DE PARAFINA EN LÍNEAS

DE FLUJO Y TUBERIAS………………………………............................................172

FIGURA Nº 61: MECANISMOS DE REMOCIÓN DE PARAFINAS EN LÍNEAS DE

FLUJO Y TUBERÍAS……………………………….. ................................................173

FIGURA Nº 62: PIGS DE ESPUMA…………………… ...........................................177

FIGURA Nº 63: ESFERAS…………………………. .................................................179

FIGURA Nº 64: PIGS DE ALMA METÁLICA……….. ............................................182

FIGURA Nº 65: PIG MAGNÉTICO DE COPAS………............................................183

FIGURA Nº 66: PIG MAGNÉTICO DE DISCOS……...............................................183

FIGURA Nº 67: PIGS DE MOLDE SÓLIDO…………..............................................184

FIGURA Nº 68: BOMPER……………………………….. .........................................185

FIGURA Nº 69: DISCO GUÍA………………………….............................................186

FIGURA Nº 70: SEPARADOR…………………………............................................186

FIGURA Nº 71: DISCOS DE LIMPIEZA……………… ...........................................187

FIGURA Nº 72: COPAS………………………………...............................................188

FIGURA Nº 73: CUCHILLAS………………………….. ...........................................189

FIGURA Nº 74: CEPILLOS…………………………….............................................190

XXVI

FIGURA Nº 75: BRIDA………………………………… ...........................................191

FIGURA Nº 76: CUERPO DEL PIG………………………........................................191

FIGURA Nº 77: CONFIGURACIÓN DE UN PIG BI-DIRECCIONAL ...................192

FIGURA Nº 78: CONFIGURACIÓN DE UN PIG DE COPAS.................................193

FIGURA Nº 79: CONFIGURACIÓN DE UN PIG DE COPAS Y DISCOS..............193

FIGURA Nº 80: ALMACENAJE CORRECTO DE RASPADORES .........................194

FIGURA Nº 81: ALMACENAJE CORRECTO DE COPAS ......................................195

FIGURA Nº 82: ALMACENAJE CORRECTO DE CUCHILLAS DE

POLIURETANO……………………………………...................................................195

FIGURA Nº 83: EJEMPLO DE PIG INTELIGENTE I…….. .....................................198

FIGURA Nº 84: EJEMPLO DE PIG INTELIGENTE II..............................................199

FIGURA Nº 85: EJEMPLO DE PIG INTELIGENTE III ............................................199

FIGURA Nº 86: EJEMPLO DE PIG INTELIGENTE IV ............................................200

FIGURA Nº 87: EJEMPLO DE UN LANZAMIENTO Y RECEPCIÓN DE UN

RASPADOR……………………………………….. ...................................................202

FIGURA Nº 88: PROGRAMA ACTUAL DE LANZAMIENTO DE RASPADORES

LÍNEA TN-EPF…………………………………… ....................................................210

XXVII

FIGURA Nº 89: CALENDARIO DE MARRANEO PROUESTO PARA LA LÍNEA

TN-EPF………………………………………………… .............................................214

FIGURA Nº 90: SECUENCIA DE LANZAMIENTO DE RASPADORES

QUINCENAL PROPUESTO PARA LA LÍNEA TN-EPF…………..........................215


SEMESTRAL PROPUESTO PARA LA LÍNEA TN-EPF…………..........................215

XXVIII

ÍNDICE DE TABLAS

TABLA Nº PÁG.

TABLA Nº 1: GE DE ALGUNOS HIDROCARBUROS ..............................................13

TABLA Nº 2: CLASIFICACIÓN DEL PETRÓLEO DE ACUERDO A LA

DENSIDAD API…………………………………….....................................................15

TABLA Nº 3: EJEMPLOS DE PRESIONES DE VAPOR REID .................................22

TABLA Nº 4: RADIOS MÍNIMOS DE CURVA SEGÚN EL DIÁMETRO DE

TUBERÍA………………………………………….. .....................................................71

TABLA Nº 5: MÍNIMO NÚMERO DE LONGITUDES POR PRUEBA SEGÚN EL

DIÁMETRO DE TUBERÍA……………………….....................................................118

TABLA Nº 6: TIPO DE SUELOS SEGÚN LOS VALORES DE

RESISTIVIDAD…………………………………… ...................................................149

TABLA Nº 7: INFORMACIÓN DE LA TUBERÍA....................................................204

TABLA Nº 8: HISTORIAL DE LA LÍNEA……….. ..................................................205

TABLA Nº 9: ACCESORIOS DE LA TUBERÍA…. ..................................................206

XXIX

TABLA Nº 10: DETALLES DEL FLUIDO………. ...................................................207

TABLA Nº 11: TRAMPA DE LANZAMIENTO LÍNEA TN-EPF ............................208

TABLA Nº 12: TRAMPA DE RECIBO LÍNEA TN-EPF...........................................209

TABLA Nº 13: CUADRO COMPARATIVO ENTRE EL PROGRAMA ACTUAL Y

LA PROPUESTA……………………………………. ................................................212


LA PROPUESTA (continuación)………………….. ...................................................213

XXX

ÍNDICE DE ANEXOS

ANEXO Nº PÁG.

ANEXO Nº 1: CALENDARIOS DE MARRANEO DESDE 2005 HASTA 2008......225

ANEXO Nº 2: CRONOGRAMAS DE TRATAMIENTO BIOCIDA DESDE 2005

HASTA 2008………………………………………. ...................................................227

ANEXO Nº 3: EJEMPLO DE UN FORMATO DE SEGUIMIENTO DE USO PARA

UN RASPADOR I………………………………….. ..................................................229

ANEXO Nº 4: EJEMPLO DE UN FORMATO DE SEGUIMIENTO DE USO PARA

UN RASPADOR II…………………………………...................................................230

ANEXO Nº 5: EJEMPLO DE CATÁLOGO PARA DISTINTOS RASPADORES

SEGÚN EL DIÁMETRO NOMINAL…………….. ...................................................231

XXXI

RESUMEN

En la industria petrolera toda empresa que maneje tuberías normalmente invierte

grandes sumas de dinero en la construcción de instalaciones y equipos para la operación

de las líneas. Por lo tanto uno de los grandes objetivos de estas empresas es cuidar y

mantener a las tuberías, ya que si tenemos un correcto mantenimiento los equipos duran

más y trabajan mejor.

Todos los costos que representa el mantenimiento son justificados y en muchos casos

superados por los grandes ahorros que se logran a través del aumento de la eficiencia,

bajos costos de reparación y la conservación de la vida útil de los equipos que

conforman un sistema de tubería.

Un mantenimiento integral también incluye una limpieza y control del interior de la

tubería, por lo que resulta necesaria la implementación de un programa de lanzamiento

de raspadores para cumplir con este objetivo. El uso de raspadores como herramientas

de limpieza nos sirve para mantener la operación y eficiencia de la línea eliminando

sustancia y desechos que puedan obstruir o acumularse en las paredes internas de la

tubería, y a su vez nos ayudan a detectar a tiempo posibles defectos o daños en el

interior de la tubería.

XXXII

SUMMARY

The oil industry’s companies that manage pipes usually invest big sums of money in the

construction of facilities and equipments for the operation of the lines. Therefore, the

main objectives of these companies are to take care and to maintain the pipes, since if

we have a correct maintenance, the equipments work better and for more time.

All maintenance costs are justified and in many cases overcome through the increase of

the efficiency, low repair costs and the conservation of the useful life of the equipments

of a pipe system, therefore achieving big savings.

An integral maintenance also includes the cleaning and control of the interior of the

pipe, therefore is necessary the implementation of a program of launching of pigs to

achieve this objective. The use of pigs like tools of cleaning is useful to maintain the

operation and efficiency of the line, since de PIGS eliminate substances and waste that

could obstruct or accumulate in the internal walls of the pipe, and they help to detect

possible defects or damages inside the pipe.

CAPÍTULO I

1

CAPÍTULO I

1. INTRODUCCIÓN

A partir de la explotación creciente de los yacimientos de hidrocarburos, a finales del

siglo XIX y durante el siglo XX, se comenzó a transportar el crudo desde los campos

petrolíferos hasta los centros de refino, consumo y puertos de embarque, a través de

tuberías de gran diámetro y longitud llamadas oleoductos.

El primer oleoducto que hubo en el mundo, fue construido en Estados Unidos de

América en 1865; partían de los campos petroleros cercanos a Pithole City en

Pensylvania, hasta la estación ferroviaria de Millers Farm. Este consistía en una tubería

de hierro fundido de dos pulgadas (50,8 mm) de diámetro y seis millas (9,66 Km) de

longitud; operaba con bombas a vapor que le daban una presión de 200 libras por

pulgada cuadrada (psi) y bombeaba 80 barriles por hora. No obstante, fue muy corta la

vida de este oleoducto, ya que los dueños de las barcazas se vieron eliminados de su

trabajo y enojados pusieron fuera de uso a su competidor. Posteriormente se construyó

un oleoducto en 1879 entre Millway y Baltimore, el que tenía 6,1 pulgadas (155 mm) de

diámetro y 65,9 millas (106 Km) de longitud. En Rusia también se construyó otro

oleoducto entre Balakhani y Blacktown, sobre el Mar Caspio.

En estos tiempos, el mayor transporte de petróleo se lo hacía en barriles de madera cuyo

costo era, muchas veces, muy superior al de su contenido, motivo por el cuál poco a

poco fueron desplazados hasta ser totalmente eliminados; fue entonces cuando el

transporte terrestre por medios de oleoductos comenzó a tomar fuerza.

2

Desde entonces, este tipo de transporte ha experimentado un notable crecimiento. Las

tuberías recorren grandes distancias en tramos que pueden ser superficiales,

subterráneos o submarinos, y en su recorrido incorporan estaciones de distribución,

bombeo y otras llamadas ventosas, encargadas de eliminar el aire que se puede

acumular en el interior del conducto entorpeciendo la circulación del fluido.

Del transporte de crudos se pasó al de carburantes refinados, gasolina, diesel y otros

líquidos con densidad y viscosidad adecuadas para ser impulsados por una tubería,

llamadas también poliductos. Con la explotación industrial de los yacimientos de gas

natural surgió el problema de su transporte, y así se crearon nuevas redes de tuberías a

las que se denominó gasoductos. Generalizando para otros posibles productos, el

transporte por tubería engloba todos estos medios de transporte.

Dada la distribución geográfica de los campos de petróleo y gas, y la demanda global de

estos productos, todos los continentes están recorridos por grandes conducciones que

van desde las estaciones de producción y centrales de acopio hasta los centros de refino

y consumo, aumentando anualmente la longitud y densidad de las redes regionales,

nacionales y continentales.

Esto a su vez conlleva una gran responsabilidad en el mantenimiento de todas estas

líneas de transporte ya que representan grandes inversiones y por lo tanto un gran

interés económico, dando como resultado la necesidad de mantener la integridad de la

tubería mediante inspecciones y limpieza interna de las mismas para mantener su

eficiencia y vida útil.

Para el mantenimiento y limpieza interna de las tuberías una gran opción es por medio

de herramientas mecánicas o más comúnmente conocidas como chanchos (PIGs).

3

El primer chancho en conocerse fue una bola formada por trapos amarrados, que se usó

para eliminar depósitos de parafina. Este fue mejorado posteriormente al sustituirse por

cuero, ya que el cuero al mojarse se expande formando un sello ajustado que recorre la

tubería.

Posteriormente en 1904, en Montana se presentó un deslizamiento de rocas durante la

construcción de una tubería de 4 pulg. Para detectar los daños, se bombeó una bola de

hule a lo largo de la tubería, Desde entonces a partir de estas bolas de hule, se dió origen

a los que hoy en día los conocemos como chanchos en sus distintas variedades.

1.1. PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA

El presente estudio pretende analizar el modo correcto de diseñar un programa de

limpieza interna de tuberías, a fin de evitar una progresiva disminución de la eficiencia

de operación de la línea, lo que a su vez conlleva a un incremento de la presión de

operación por reducción de diámetro interno debido a parafinas y sulfuros acumulados

propios del fluido transportado, bajas velocidades de flujo y la proliferación de bacterias

sulfato reductoras.

1.1.1. FORMULACIÓN DEL PROBLEMA

1. Mala aplicación del mantenimiento de líneas de transferencia, sin tomar en

cuenta las características y especificaciones requeridas por la línea y el fluido

que transporta, provocando una limpieza poco eficiente.

4

2. Poco conocimiento acerca de raspadores o herramientas mecánicas y su posible

aplicación en un programa periódico de limpieza, lo que conlleva a aplicar la

limpieza sin un cronograma y sin conocimiento de la herramienta aplicada.

3. Acumulación de componentes propios del fluido no deseadas en una línea de

transferencia como son arcillas, parafinas, cemento producto de limpieza interna

de pozos y residuos de fluidos de Work Over y otras partículas sólidas en las

paredes internas de la tubería, lo que provoca una disminución en la eficiencia

de la línea, un aumento de la presión de operación y bajas velocidades de flujo.

1.2. OBJETIVOS

A continuación se detallarán tanto el objetivo general como los objetivos específicos

que se van a plantear en el presente trabajo:

1.2.1. OBJETIVO GENERAL

Aplicar herramientas mecánicas (raspadores o más conocidos como chanchos) a un

programa de mantenimiento de limpieza interna de tuberías según sean los

requerimientos; con la finalidad de lograr retirar y eliminar los sólidos acumulados en

las paredes internas de la tubería, recuperando así la eficiencia y manteniendo la vida

útil de la misma.

5

1.2.2. OBJETIVOS ESPECÍFICOS

1. Definir conceptos básicos, Line-Pipes, Oleoductos, Poliductos, tipos de tubería y

accesorios, diámetros, especificaciones requeridas, características y

comportamiento de los fluidos transportados en superficie.

2. Conocer e identificar a los raspadores, tipos de raspadores, aplicaciones y partes

que los conforman.

3. Programar una limpieza con raspadores, según los requerimientos de la línea,

mediante un estudio previo del estado de la tubería y los fluidos que transporta.

1.3. HIPÓTESIS

La hipótesis es una suposición tentativa que se establece como una base provisional

para nuestra investigación, lo que representa su importancia y la razón por la cuál es

necesario planteárnosla. A continuación se plantea la hipótesis general y las hipótesis

específicas del presente trabajo:

1.3.1. HIPÓTESIS GENERAL

Si se realiza un correcto programa de limpieza interna de tuberías según los

requerimientos de las mismas y con un conocimiento previo de las características de la

6

tubería, de los fluidos que transporta y de las posibles herramientas mecánicas a usarse

para la limpieza, se podrá mantener la eficiencia de operación de la línea y se evitará

problemas de incremento de la presión de operación, bajas velocidades de flujo y/o una

limpieza poco eficiente.

1.3.2. HIPÓTESIS ESPECÍFICAS

1. Un conocimiento previo de las principales características y especificaciones de

las tuberías o líneas de transferencia, así como también de los fluidos que

transporta, serán muy útiles para cuando se quiera programar un mantenimiento

de tuberías.

2. Un conocimiento e identificación de las herramientas mecánicas (raspadores o

más comúnmente llamados chanchos), nos permitirá realizar una selección

adecuada de la o las herramientas a usarse en un programa de limpieza.

3. Un programa periódico de limpieza con raspadores puede ser una gran solución

a los problemas que se presenten en la línea, debido a la obstrucción por las

impurezas que se acumulan en las paredes de la tubería.

1.4. VARIABLES

En este caso las variables son los problemas que a nivel dependiente e independiente

afectan al sistema. A continuación se enumeran la variable independiente y la variable

dependiente del presente trabajo:

7

1.4.1. VARIABLE INDEPENDIENTE

• Acumulación de impurezas, presencia de corrosión y proliferación de bacterias

anidadas en las paredes internas de la tubería.

1.4.2. VARIABLE DEPENDIENTE

• Disminución de la eficiencia de operación, desgaste y daño de la línea.

1.5. JUSTIFICACIÓN

Como se sabe en el área petrolera siempre existe la necesidad primordial de reducir

costos de operación, y en este caso un programa de limpieza periódico evitará futuros

problemas que pueden conllevar incluso a detener las operaciones de transferencia, para

reparaciones o cambios de tubería, lo que implica grandes pérdidas económicas según

sea el tiempo que requieran dichas reparaciones.

Un programa de limpieza preventivo y periódico nos permitirá a su vez mantener en

buen estado las líneas o tuberías, dando como resultado un mayor tiempo de vida útil,

evitando además posibles daños o rotura de alguna de ellas y el impacto ambiental que

puede causar.

En este caso un método preventivo, como es el de un programa de limpieza continuo,

nos puede representar además a largo plazo un ahorro económico si lo comparamos con

las costosas reparaciones y el tiempo que se pierde en ellas.

8

1.6. METODOLOGÍA

La metodología es la que nos indica los caminos (métodos) e instrumentos (técnicas)

que vamos a utilizar para el desarrollo del presente trabajo. A continuación se presentara

los métodos y técnicas ha utilizarse:

1.6.1. MÉTODOS

El presente trabajo utilizará una investigación teórica-experimental y se utilizará:

El Método Analítico, debido a que haremos un análisis metódico y detallado de

conceptos e información básica requerida.

El Método Sintético, porque al final resumiremos todo en un diseño de un programa de

limpieza aplicable en la práctica.

1.6.2. TÉCNICAS

La técnica a utilizarse será la Observación, especialmente en el trabajo de campo.

También nos apoyaremos por medio Bibliografía actualizada e Internet, para recopilar

datos adecuados relacionados con el tema y así obtener una información fundamentada,

científica y original.

CAPÍTULO II

9

CAPÍTULO II

2. MARCO TEÓRICO

En este capítulo vamos a empezar definiendo las bases teóricas fundamentales, que más

adelante nos servirán para entender y concretar de mejor manera los objetivos que se

han planteado en este trabajo.

2.1. GENERALIDADES

Muchas veces en la industria sólo se recurre al mantenimiento cuando ocurre o se

identifica un daño. Esto también suele ocurrir en la industria petrolera, me refiero

específicamente a las líneas de transferencia, oleoductos y poliductos, principalmente.

Años atrás solo se las tomaba en cuenta cuando se detectaban problemas de obstrucción,

corrosión o daños peores como roturas.

Como ya se lo ha mencionado anteriormente es indispensable conservar la integridad de

las tuberías de transporte de fluidos, principalmente por motivos económicos, y no basta

con solo una inspección externa, sino también de una limpieza y control del interior de

la tubería. Para esto una gran opción creada es la limpieza por medio de herramientas

mecánicas o más comúnmente conocidas como chanchos (PIGs).

10

Un chancho se define como un aparato o herramienta que se introduce en las tuberías y

viaja a lo largo de ésta con el flujo de producto con el propósito de limpiar o

inspeccionar.

Los primeros "pigs" o chanchos estaban hechos de almas de acero o tubo, con rebordes

soldados a los extremos y copas de cuero o de hule.

Los chanchos colaboran con la operación y eficiencia en los siguientes aspectos:

• Eliminar sustancias y desechos que pueden obstruir los sistemas del

proceso o formar células corrosivas.

• Ayudar a detectar defectos.

• Presentar una alternativa a la prueba hidrostática.

Para poder correr una herramienta mecánica es necesario conocer las propiedades del

fluido que transporta, las principales características de la línea como son diámetro,

longitud, etc., y las condiciones reales en las que se encuentra la línea después de un

tiempo determinado de trabajo. A continuación empezaremos describiendo estos

conceptos preliminares.

2.2. PROPIEDADES DE LOS FLUIDOS

Como conceptos preliminares vamos a empezar definiendo varias de las principales

propiedades físicas de los fluidos, que junto a las características de la tubería, son de

vital importancia cuando se planifica un programa de lanzamiento de marranos. Entre

estas tenemos:

11

densidad

gravedad específica

gravedad API

viscosidad

presión de vapor

punto de fluidez

compresibilidad y

temperatura

2.2.1. DENSIDAD ( ρ )

La densidad se define como el cociente o relación entre la masa de una sustancia con

respecto a su volumen, y se la simboliza con la letra griega ρ . Se la puede representar

mediante la siguiente ecuación:

ECUACIÓN Nº 1: DENSIDAD

⎥⎦

⎤⎢⎣

⎡= 3)(

)(ftlb

VvolumenMmasaρ ó ⎥⎦

⎤⎢⎣⎡

3mKg

Fuente: Manual Digital PDF “Propiedades de los Líquidos- Comportamiento B. de Fluidos”; 1996 IPL Technology & Consulting Services Inc

Elaborado por: Roberto Portilla

12

“Cuando las personas dicen que el plomo es más “pesado” que el agua, o hablan acerca

de combustibles “livianos ” y “pesados”, se refieren a la densidad de las substancias.”1

2.2.2. GRAVEDAD ESPECÍFICA

Se define como la relación entre la densidad de un líquido comparada con la densidad

de un volumen igual de agua, a una temperatura estándar (T= 60º F ó 15.56º C).

ECUACIÓN Nº 2: GRAVEDAD ESPECÍFICA

agua

líquidoGEρρ

= (A temperatura estándar de 60º F)



Hay que tener en cuenta que la densidad del agua a 60º F es de 1000 3mKg o 62.4

3ftbl que son los valores más usados en el ámbito petrolero.

Generalmente entre mas pesado sea el hidrocarburo el valor de la gravedad

específica estará más cerca de 1, sin embargo, aunque es muy raro, existen unos

pocos aceites cuya gravedad específica es superior a 1. Diferentes derivados del

petróleo tienen diferentes gravedades específicas. Por ejemplo el GAS LICUADO DE

1 Manual Digital PDF “Propiedades de los Líquidos- Comportamiento B. de Fluidos”; 1996 IPL Technology & Consulting

Services Inc.; Pág. 15

13

PETROLEO (GLP), tiene una densidad cuyo valor es solamente un poco mas de la

mitad de la del agua y su gravedad específica es de 0.57. Un hidrocarburo

pesado puede ser casi tan denso como el agua, con una gravedad específica de

0.935.2

A continuación tenemos las gravedades específicas de algunos hidrocarburos a 60° F:

TABLA Nº 1: GE DE ALGUNOS HIDROCARBUROS

Gravedad Específica de Algunos Hidrocarburos

Hidrocarburo pesado 0.917

Hidrocarburo mediano 0.910

Hidrocarburo liviano 0.837

Diesel 0.836

Gasolina 0.725

Gasolina Premium 0.690

Fuente: Manual Digital PDF “Densidad y Gravedad Específica - Comportamiento Básico de Fluidos”; 1996 IPL Technology & Consulting Services Inc.


En el caso del GLP, éste está compuesto de butano, propano y condensados cuyas

gravedades específicas son 0.51, 0.58 y 0.75 respectivamente; por lo que generalmente

la gravedad específica del GLP varía entre 0.54 y 0.595, dependiendo del porcentaje que

tenga de cada compuesto.

2 Manual Digital PDF “Densidad y Gravedad Específica - Comportamiento Básico de Fluidos”; 1996 IPL Technology &

Consulting Services Inc.; Págs. 10-11

14

2.2.3. GRAVEDAD API

Es una medida arbitraria, creada en 1921 por el American Petroleum Institute y el

Bureau of Standards con la finalidad de ser utilizada para medir la densidad de los

hidrocarburos en º API.

Esta escala es usada por muchos oleoductos especialmente en Norte América por

lo tanto es importante para los operadores poder relacionar la gravedad

específica con la gravedad API. A 60° F (15.56° C) el agua tiene una gravedad

específica de 1 y una gravedad API de 10. A medida que la gravedad específica

disminuye, la gravedad API aumenta.3

A través de la siguiente fórmula podemos relacionar la gravedad específica y la

gravedad API:

ECUACIÓN Nº 3: GRAVEDAD API

5.1315.141º −=GE

API



Además en la industria mundial de hidrocarburos líquidos se clasifica al petróleo de

acuerdo a su densidad API, de la siguiente manera:


Consulting Services Inc.; Págs. 11

15

TABLA Nº 2: CLASIFICACIÓN DEL PETRÓLEO DE ACUERDO A LA

DENSIDAD API

Tipo de Crudo Densidad API

Extra-pesado < 9.9

Pesado 10 – 19.9

Mediano 20 – 29.9

Liviano 30 – 49.9

Condensados >50

Fuente: CALLE G. Luis; “Química y Características del Petróleo y Productos Básicos”


2.2.4. VISCOSIDAD

Se define como la propiedad de un líquido la cual describe su resistencia a fluir, o como

la medida de la fricción interna del líquido. Un líquido con alta viscosidad no fluirá o

circulará tan fácilmente como un líquido con baja viscosidad. Así por ejemplo la miel

tiene mucha mayor viscosidad que el agua, es por esta razón que la miel tiende a

cambiar de forma menos fácilmente y a fluir mucho más lentamente que el agua.

La cohesividad de las moléculas determina el grado de viscosidad de una sustancia. Una

vez que una molécula se ha formado y estabilizado, un extremo de la molécula puede

tener un poco de carga positiva y en el otro extremo un poco de carga negativa;

entonces el extremo positivo tiende a atraer el extremo negativo de otra molécula, y el

lado negativo tenderá a atraer el lado positivo de otra molécula. La fuerza de la carga

depende del tipo de molécula, de la cantidad de electrones y protones que posea y de la

16

forma en que se encuentren organizados. Este grado de atracción entre las moléculas en

una sustancia es llamado cohesividad.

Normalmente, entre mayor sea la cohesividad entre las moléculas dentro de una

sustancia, mayor será su viscosidad. Por lo general los líquidos tienen cohesividad

media, en relación con los sólidos que tienen alta cohesividad y los gases que tienen

baja cohesividad.

En condiciones en las que el flujo de un líquido sea lento, los extremos positivos y

negativos de las moléculas son atraídos unos con otros de tal manera que forman planos

en dos dimensiones llamadas laminaciones. La atracción entre moléculas en planos

adyacentes resulta menor o más débil que la atracción entre moléculas dentro del mismo

plano. Pero cada plano aún es atraído por los planos por encima y por debajo del

mismo. La viscosidad está causada por la fricción entre láminas al deslizarse unas sobre

otras, por lo que si existe más atracción, habrá más fricción y mayor será la viscosidad.

Uno de los costos más significativos en la operación de una tubería recae sobre la

energía necesaria para sobrellevar la fricción de la tubería. Cuando un líquido se mueve

a través de una tubería existe fricción entre el líquido en contacto con las paredes del

tubo y la misma pared del tubo. Esta fricción disminuye el líquido a lo largo de las

paredes del tubo. Entre mayor sea la viscosidad del líquido habrá mayor fricción contra

las paredes del tubo.

Cabe destacar que la viscosidad y la densidad no están relacionadas. Dos líquidos

pueden tener la misma densidad pero una medida muy diferente de viscosidad. Por

ejemplo, el mercurio es bastante denso pero tiene una baja viscosidad, por lo que fluye

fácilmente.

17

2.2.4.1. VISCOSIDAD DINÁMICA ( μ )

La viscosidad dinámica o viscosidad absoluta es llamada con frecuencia simplemente

como viscosidad y se designa por el símbolo griego μ.

Las unidades de viscosidad son la sft

lb×

(en el SI en sm

Kg×

); sin embargo, una unidad

menor llamada centipoise (cP) se ha venido usando para medir la viscosidad dinámica.

Un centipoise (cP) es una centésima de (0.01) de un poise que es igual a 0.0672 sft

lb×

(lo que equivale en el SI a 0.001 sm

Kg×

ó lo que es igual a 1scm

g×

).

Otras unidades que hoy en día también nos pueden servir para medir la viscosidad

dinámica en el mismo SI es [mPa x s] que es equivalente al tradicional centipoise (cP)

de la siguiente manera:

1 cp = 1 mPa × s = 0.0672 lb/ft × s

1 cp = 1 mPa × s = 0.001 kg/m × s

2.2.4.2. VISCOSIDAD CINEMÁTICA (ν )

En hidráulica de tuberías la relación de la densidad con la viscosidad del líquido es un

factor importante, debido a que no todos los derivados del petróleo tienen la misma

viscosidad. Por ejemplo los productos ligeros como un condensado o gases fluyen

fácilmente, hidrocarburos medios como los de tipo dulce tienen una viscosidad de rango

18

medio, y los hidrocarburos pesados, como el combustible diesel son altamente viscosos.

Es importante estar familiarizados con la viscosidad relativa de cada líquido que se

mueve a través de la tubería, para poder prever con anticipación en la velocidad de flujo

y en la presión.

Consecuentemente se ha definido a la viscosidad cinemática como el cociente entre la

viscosidad absoluta o dinámica (μ) y la densidad (ρ) de un líquido.

ECUACIÓN Nº 4: VISCOSIDAD CINEMÁTICA

sft

ftlb

sftlb

2

3

=

⎥⎦⎤

⎢⎣⎡

⎥⎦⎤

⎢⎣⎡

×=

ρ

μν ó

sm

mKg

smtKg

2

3

=

⎥⎦⎤

⎢⎣⎡

⎥⎦⎤

⎢⎣⎡

×=

ρ

μν

Fuente: Manual Digital PDF “Viscosidad – Introducción al Comportamiento de Fluidos”; 1995 IPL Technology & Consulting Services Inc


Anteriormente la viscosidad cinemática se medía en centistokes (cS). Un centistoke es

la centésima parte (0.01) de un stoke lo que equivale a 1.076E- 3 spies /2 (equivalente

a 1 scm /2 en el SI).

Hoy la viscosidad cinemática es también medida en spu /lg2 (en el SI en smm /2 ),

cuya equivalencia en centistokes es:

1 cs = 1.55E - 3 spu /lg2

1 cs = 1 smm /2 = 0.000001 sm /2

19

2.2.4.3. VISCOSIDAD DE CORTE

Se conoce como viscosidad de corte a la tendencia de un líquido a moverse más rápido

en el centro de un ducto o tubería, que cerca de las paredes. Esto se debe que a medida

que el líquido avanza por una tubería, hay fricción entre las ásperas paredes del tubo y

el líquido. Esta fricción frena al líquido y disminuye su velocidad, especialmente y en

mayor medida, cerca de las paredes del tubo.

FIGURA Nº 1: FRICCIÓN ENTRE LA PARED DEL TUBO Y EL LÍQUIDO

Fuente: Manual Digital PDF “Viscosidad – Introducción al comportamiento de fluidos”; 1995 IPL Technology & Consulting Services Inc.


2.2.4.4. RESISTENCIA DE CORTE

La resistencia de corte se da por la fricción que existe entre las distintas capas del

líquido, desde las capas que se encuentran en el centro del tubo hasta las cercanas a las

20

paredes del tubo. Cabe destacar que este tipo de movimiento relativo entre capas

adyacentes de fluido sólo se da en un flujo laminar.

FIGURA Nº 2: CORTE DE LÍQUIDO EN UNA TUBERÍA CON FLUJO LAMINAR

Fuente: Manual Digital PDF “Viscosidad – Introducción al comportamiento de fluidos”; 1995 IPL Technology & Consulting Services Inc.


2.2.5. PRESIÓN DE VAPOR

Se define como la presión sobre la cuál un líquido no seguirá vaporizándose. Esta

presión es la responsable de mantener el equilibrio entre el líquido y su vapor a una

temperatura dada. Todos los líquidos tienen una tendencia a evaporizarse, es decir pasar

de un estado líquido a gas.

La evaporación ocurre porque cada molécula de un líquido vibra y se mueve

alrededor. Algunas veces las moléculas se mueven lo bastante lejos del resto de

Capas de Líquido

Adyacentes

21

moléculas en el líquido de tal forma que la fuerza de atracción no es suficiente

para mantenerlas unidas. La molécula penetra la superficie del líquido y escapa.4

Líquidos como el agua, que están hechos de una sustancia singular, poseen

presiones de vapor fijas a una temperatura dada. Líquidos como la gasolina y la

gasolina natural están hechos de diferentes componentes. Cada uno de estos

componentes, tienen una presión de vapor distinta.

La presión aumenta exponencialmente con la temperatura. La presión de vapor

REID representa la presión de vapor de un líquido a una temperatura estándar de

100º F (37.8º C). Un líquido con una alta presión de vapor se vaporizará

fácilmente. La presión de la línea para el GLP se debe mantener sobre la presión

de vapor de la mayoría de sus componentes volátiles. Cuando la temperatura del

suelo alrededor de la tubería es mayor (como en verano en un clima extremo, por

ejemplo) se requiere mayor presión para mantener el líquido de la vaporización.5

2.2.5.1. VOLATILIDAD

Se define como la tendencia de una sustancia o líquido a vaporizarse. Por lo tanto entre

mayor sea la volatilidad que tenga un líquido, será más propenso a evaporarse. Así por

ejemplo, si dejamos expuesto al aire de la atmósfera una pequeña cantidad de alcohol,

4 Manual Digital PDF “Presión de Vapor – Introducción a las Propiedades de los Líquidos”; 1995 IPL Technology & Consulting

Services Inc.; Págs. 4

5 Manual Digital PDF “Propiedades de los Líquidos- Comportamiento Básico de Fluidos”; 1996 IPL Technology & Consulting

Services Inc.; Pág. 23

22

que tiene una alta volatilidad, éste se evaporará muy rápidamente en comparación a una

misma cantidad de agua que expuesta a la atmósfera se evaporará lentamente.

La volatilidad tiene relación con la presión de vapor, ya que los líquidos que tienen

presiones de vapor altas a su vez tienen una alta volatilidad, es decir son líquidos

volátiles.

A continuación se mostrará un cuadro que tiene ejemplos de presiones de vapor REID

de líquidos de baja, mediana y alta volatilidad:

TABLA Nº 3: EJEMPLOS DE PRESIONES DE VAPOR REID

Líquido Presión de Vapor REID

Alta Volatilidad (GLP): Más de 3.05 psi

Volatilidad media (Gasolina): 0.05 a 3.05 psi

Baja volatilidad (Combustible diesel): menos de 0.05 psi

Fuente: Manual Digital PDF “Propiedades de los Líquidos - Comportamiento Básico de Fluidos”; 1996 IPL Technology & Consulting Services Inc.


2.2.5.2. PUNTO DE INFLAMACIÓN

Se define como la temperatura a la cual un líquido libera suficiente vapor que al

mezclarse con el aire puede causar ignición al tener contacto con una llama.

El punto de inflamación se relaciona también con la presión de vapor, ya que si un

líquido tiene una alta presión de vapor, posee una alta volatilidad y por consecuencia un

bajo punto de inflamación; y en viceversa, si un líquido tiene una baja presión de vapor,

tendrá una baja volatilidad y un alto punto de inflamación. Así por ejemplo un líquido

23

inflamable altamente volátil y con una alta presión de vapor, tal como el gas licuado de

petróleo posee un bajo punto de inflamación.

2.2.5.3. PROBLEMAS RELACIONADOS CON LA PRESIÓN DE

VAPOR

Existen problemas que se dan cuando la presión de operación de una línea o ducto cae

por debajo de la presión de vapor del líquido, entre ellas tenemos:

Cavitación

Golpeteo

Separación de la columna (en el caso de cruzar colinas o zonas montañosas)

2.2.5.3.1. CAVITACIÓN

Se la define como la rápida formación y estallido de burbujas de vapor en un flujo de

líquido, en zonas donde exista baja presión. Al reducirse la presión de operación por

debajo de la presión de vapor se forman burbujas o “cavidades” que fluyen junto con el

líquido. Estas burbujas se colapsan rápidamente al encontrarse con una presión por

encima de la presión de vapor. Estos rápidos colapsos pueden causar daños tales como:

Traqueteo audible con estallidos que pueden convertirse en peligrosas

vibraciones.

Erosión y deterioro de las superficies metálicas

Daño y deterioro del rendimiento de las bombas.

24

La cavitación puede suceder alrededor de las válvulas y bombas, pues una válvula

cerrada parcialmente produciría un incremento en la velocidad del líquido y una baja de

presión; de igual manera y con más razón sucede en las bombas, ya que dentro de ellas

tenemos una región de alta aceleración.

Si la velocidad del líquido se incrementa suficientemente, la presión cae por

debajo de la presión de vapor. Por debajo de la presión de vapor, las burbujas se

forman en el torrente líquido. Las burbujas viajan en la dirección de la corriente

donde la presión es más alta. Estas burbujas pueden no existir a presiones más

altas que las presiones de vapor. Cuando alcanzan estas altas presiones, las

burbujas se aplastan o colapsan.6

Un incremento de presión en la zona afectada puede prevenir la cavitación, dicho

incremento puede provenir desde agua arriba (por acción de una bomba) o del cierre de

una válvula de control de presión (PCV).

2.2.5.3.2. GOLPETEO

El golpeteo ocurre cuando una caída de presión por debajo de la presión de vapor,

transforma al líquido en una mezcla de gas líquido fluyendo por el ducto a alta

velocidad. Las burbujas de gas que viajan en el fluido raspan y erosionan las superficies

metálicas.

6 Manual Presión de Vapor – Introducción a las Propiedades de los Líquidos; 1995 IPL Technology & Consulting Services Inc.;

Págs. 13

25

Al igual que la cavitación, el golpeteo produce daños serios en el oleoducto. Sin

embargo los daños provocados por el golpeteo son un tanto diferentes de los

provocados por la cavitación. La cavitación agujerea y deja huellas como

cicatrices en la superficie metálica, entre tanto que en el golpeteo el flujo de

burbujas se comporta como pequeños granos de arena que raspan las paredes.7

FIGURA Nº 3: GOLPETEO EN LA LÍNEA

Fuente: Manual Digital PDF “Presión de Vapor – Introducción a las Propiedades de los Líquidos”; 1995 IPL Technology & Consulting Services Inc.


2.2.5.3.3. SEPARACIÓN DE COLUMNA

La separación de columna sucede cuando una gran cantidad de burbujas de vapor se

agrupan formando una cavidad en la parte superior de la tubería. Dichas burbujas se


Services Inc.; Págs. 15

26

forman en partes en que la presión de la línea cae por debajo de la presión de vapor del

líquido.

Como resultado de la evaporación del líquido en la línea, podemos tener un flujo de dos

fases líquido-vapor, lo que provoca que la operación de la línea sea inestable.

En condiciones regulares, algunas zonas son propensas a presentar separación de

columna. Estas zonas son generalmente colinas cerca de la estación de bombeo y

áreas con montañas de gran longitud. Cuando los cambios de presión en la línea de

vacío son extremos, la separación de columna puede ocurrir en áreas donde las

condiciones topográficas sean menos drásticas.

Durante una operación normal la separación de columna puede suceder en ciertas

condiciones, cuando:

• La sección aguas arriba del punto más alto se llena completamente con un

líquido pesado.

• La sección aguas abajo del punto más alto se llena con un líquido relativamente

más liviano que el de la estación aguas arriba.

En un área propensa a la separación de columna, lo peor es alternar baches de

productos ligeros y pesados en la línea. Para cualquiera de las presiones aguas arriba

y aguas abajo de la presión de succión, éste arreglo de baches conlleva a la presión

menor posible en el punto más alto. Un descenso gradual del flujo aguas arriba y un

incremento gradual del flujo aguas abajo (drenaje) se crean por estas condiciones.8

Han sido establecidas las condiciones de flujo mínimo y flujo cero con la finalidad de

prevenir la separación de columna; no obstante cuando el flujo en la línea es inestable


Services Inc.; Págs. 20-21

27

resulta muy difícil prevenir esta situación, por lo que es siempre recomendable

mantener el flujo monofásico y lo más regular posible.

FIGURA Nº 4: SEPARACIÓN DE COLUMNA EN LA LÍNEA

Fuente: Manual Presión de Vapor – Introducción a las Propiedades de los Líquidos; 1995 IPL Technology & Consulting Services Inc.


2.2.6. PUNTO DE FLUIDEZ

Se define como la temperatura más baja a la cuál un líquido puede fluir. Cuando un

hidrocarburo es enfriado bajo este punto de fluidez, pasará a permanecer en un estado

congelado o plástico y no fluirá a través de la tubería a menos que se administre una

mayor presión adicional. Existen reducidores del punto de fluidez, que son químicos

que nos permiten bajar el punto de congelación de los combustibles, y por ende su

punto de fluidez, lo suficiente para que pueda ser bombeado bajo temperaturas bajas.

28

2.2.7. COMPRESIBILIDAD

La compresibilidad define hasta qué punto puede ser comprimido un líquido. Toda

materia puede ser comprimida, y así los líquidos pueden ser comprimidos si se les

aplica una suficiente presión. Una variación en la presión aplicada a un líquido, a su vez

cambiará el volumen del mismo. Es así que un aumento en la presión aplicada

disminuirá el volumen del líquido y una disminución en la presión incrementará el

volumen del líquido.

Esta propiedad de los fluidos es muy importante en el transporte de gases (en nuestro

caso de hidrocarburos gaseosos), ya que para poder mantenerlos en estado líquido o

licuados es necesario mantener una suficiente presión sobre éstos. Así por ejemplo el

GLP puede ser comprimido de 1 a 2% y para poder mantenerlo en estado líquido es

necesario aplicar una presión por encima de su presión de vapor (más de 3 psi). Cabe

mencionar en este ejemplo que para poder llevar a los componentes gaseosos del GLP a

estado líquido, es necesario comprimirlos llevándolos a su presión y temperatura crítica

que son P= 40 atm y T= -30º C, respectivamente.

2.2.8. TEMPERATURA

La temperatura se define como una forma de cuantificar la cantidad de calor o energía

que tiene un cuerpo; es así que una sustancia que tenga mayor movimiento molecular,

tendrá mayor temperatura respecto a otra sustancia que tenga menor movimiento de sus

moléculas internas.

29

2.2.8.1. ESCALAS DE TEMPERATURA

Entre las escalas termométricas más importantes tenemos: la Escala Fahrenheit, la

Escala Centígrada o Celsius y la Escala Absoluta o Kelvin.

- La escala Fahrenheit, es una de las primeras escales de temperatura, la cuál fue

diseñada por el físico alemán Gabriel Daniel Fahrenheit. Según ésta, a presión

atmosférica normal, el punto de solidificación o congelación del agua es de 32º

F y su punto de ebullición es de 212º F.

- La escala centígrada o Celsius, muy conocida y usada en casi todo el mundo,

fue creada por el astrónomo sueco Anders Celsius. Esta escala establece un valor

de 0º C al punto de congelación del agua y un valor de 100º C a su punto de

ebullición.

- Por último la escala absoluta o Kelvin, fue inventada por el matemático y físico

británico William Thomson, Lord Kelvin. En esta escala se toma como base el

cero absoluto, situado a -273.15º C, que corresponde a 0 K. Es importante

mencionar que una diferencia de un kelvin equivale a una diferencia de un grado

en la escala centígrada.

FIGURA Nº 5: COMPARACIÓN ENTRE ESCALAS DE TEMPERATURA

30

Fuente: Enciclopedia Multimedia Encarta 2007; “Temperatura”


Existen ecuaciones o fórmulas que nos permiten relacionar una escala con otra y así

poder efectuar transformaciones, las cuales son:

ECUACIÓN Nº 5: CONVERSIÓN DE TEMPERATURA DE FAHRENHEIT A

CELCIUS

32º59º += CF

Fuente: Apuntes Física - 1º de Bachillerato, A. M. V.; Lic. Marco Gonzáles


31

ECUACIÓN Nº 6: CONVERSIÓN DE TEMPERATURA DE CELCIUS A

FAHRENHEIT

( )32º95º −= FC



ECUACIÓN Nº 7: CONVERSIÓN DE TEMPERATURA DE KELVIN A CELCIUS

CK º273+=



2.2.8.2. EFECTOS DE LA TEMPERATURA SOBRE LOS LÍQUIDOS

De una u otra manera todas las propiedades de los líquidos son afectadas por efecto de

la temperatura. Es así que a medida que aumenta la temperatura el volumen del líquido

se incrementa, la gravedad específica disminuye y el líquido eventualmente se puede

vaporizar. A continuación describiremos algunos de los efectos que tiene la temperatura

sobre las propiedades de los líquidos.

32

2.2.8.2.1. EXPANSIÓN TÉRMICA

Es la propiedad que tienen los líquidos para expandirse y aumentar su volumen cuando

la temperatura aumenta. Es así que en una tubería pueden existir fuentes de calor que

aumenten su temperatura y por lo tanto aumenten el volumen del líquido que se

transporta. La masa sigue siendo la misma pero el volumen del fluido aumenta por lo

que se hace necesario corregir este volumen a la temperatura estándar de 60º F.

Un efecto contrario ocurre cuando la temperatura disminuye a un grado de enfriamiento,

pues el volumen también disminuye, a lo que podemos llamar contracción térmica. De

igual manera la masa permanece constante y es necesario corregir el volumen a 60º F,

para saber el volumen verdadero del fluido.

2.2.8.2.2. TEMPERATURA Y DENSIDAD

Cuando la temperatura de un líquido se incrementa, el movimiento y sobre todo la

distancia entre las moléculas aumenta, por lo que la densidad del líquido disminuye.

Lo mismo que el líquido se expande en volumen, la densidad disminuye porque

las moléculas están más lejos unas de otras. Cuando el líquido se enfría estas

moléculas se acercan lo cual resulta en un incremento de la densidad y una

disminución del volumen. Al aumentar la temperatura baja la densidad, y al

disminuirla aumenta la densidad. Debido a que la densidad de un líquido cambia

con la temperatura, siempre se mide relacionada con la temperatura. En el

laboratorio se tiene una combinación de termómetro e hidrómetro llamada

33

Termo-hidrómetro, para determinar la densidad de un líquido a su temperatura

normal.9

Factores comunes que pueden generar calor y aumentar la temperatura del fluido

pueden ser la fricción en la línea y el calor que generan las bombas. Estos factores

hacen que se transfiera calor al hidrocarburo y es por esta razón que en el punto de

destino, muchas veces, tanto el volumen como la temperatura son mayores que en el

punto de partida. Así mismo la densidad es menor en el punto de destino que en el

punto de partida, por lo que es necesario de la misma manera que en el volumen, hacer

una corrección a la temperatura estándar de 60º F.

De igual forma los valores observados de gravedad específica son corregidos para los

valores estándar de la industria petrolera a 60º F. Cabe recalcar la importancia de

determinar la cantidad exacta del producto de petróleo a la temperatura estándar, con el

fin de asegurarse que las transferencias de custodia entre dos compañías sean correctas.

2.2.8.2.3. TEMPERATURA Y VISCOSIDAD

La temperatura tiene un efecto muy significativo en la viscosidad líquida de un

hidrocarburo y es de importante consideración para las operaciones de transporte o

traslado.

En un líquido la viscosidad es causada debido a las fuerzas cohesivas entre las

moléculas cercanas. Cuando se incrementa la temperatura del líquido se incrementa la


Consulting Services Inc.; Págs. 16

34

distancia entre las moléculas, disminuyendo la viscosidad. Entonces un cambio en la

temperatura cuando un líquido se encuentre moviéndose a través de un ducto, afectará

directamente la tasa de flujo.

Considere el siguiente ejemplo. Imagínese cambiando el aceite de su carro en la

mitad del invierno. Si usted trata de cambiar el aceite cuando el motor está frío,

el aceite saldrá muy lentamente - bajas temperaturas significa mayor viscosidad

en los líquidos, así el aceite tiene una mayor resistencia a fluir. Si usted prende el

motor por unos minutos, y calienta el aceite, este fluirá más fácilmente - altas

temperaturas significa menor viscosidad en los líquidos, así el aceite tiene menor

resistencia a fluir. El líquido en la tubería actúa de la misma manera.10

2.2.8.2.4. TEMPERATURA Y PRESIÓN DE VAPOR

La temperatura y la presión de vapor están muy relacionadas en una proporción directa,

ya que a mayor temperatura mayor presión de vapor. A altas temperaturas las moléculas

tienen más energía, son más activas y giran a mayores velocidades, por lo tanto en estas

condiciones los líquidos se evaporan más fácilmente.

10 Manual Digital PDF “Viscosidad – Introducción al Comportamiento de Fluidos”; 1995 IPL Technology & Consulting Services

Inc.; Págs. 10

35

2.3. PRESIÓN

La presión es un factor indispensable cuando hablamos del bombeo para el transporte de

fluidos por medio de tuberías, su mantenimiento interno y pruebas hidrostáticas. Es por

esta razón que en esta sección a continuación vamos a definir lo que significa presión y

otros subtemas relacionados, todo con la finalidad de comprender y tener una idea clara

sobre la correcta aplicación de la presión en la operación de transporte de un fluido; y

como es nuestro caso, tener en cuenta todos los factores que influyen en el bombeo de

un fluido cuando se planifica un lanzamiento de marranos.

2.3.1. DEFINICIÓN DE PRESIÓN

La presión se define como la fuerza que se ejerce sobre una unidad de área. Las

unidades más comunes para medir la presión son: la atmósfera (atm), del Sistema

Internacional el Pascal (Pa= [N/m2]), y del Sistema Inglés la Libra por Pulgada

Cuadrada (psi).

Mediante la siguiente ecuación podemos calcular la presión:

ECUACIÓN Nº 8: PRESIÓN

AFP =

Fuente: Manual Digital PDF “Gradientes Estáticos – Comportamiento Avanzado de Fluidos”; 1995 IPL Technology & Consulting Services Inc.


36

Siendo: P= presión

F= fuerza

A= área

2.3.2. FORMAS DE PRESIÓN

Existen tres diferentes formas para obtener las medidas de presión, las cuales son:

• Presión atmosférica

• Presión manométrica

• Presión absoluta

2.3.2.1. PRESIÓN ATMOSFÉRICA

También llamada presión barométrica, se define como la presión ejercida por el peso de

la atmósfera terrestre sobre una unidad de área. Esta presión atmosférica varía con

respecto a la altitud. Es así que a mayor altura, menor será la presión atmosférica,

debido a que hay menor cantidad de atmósfera pesando o ejerciendo presión sobre un

área.

La medida estándar de la presión atmosférica es medida a nivel del mar y a temperatura

de 60 º F (15.56º C), y equivale a 1 atm (que es igual a 14.7 psi, medida más usada en el

campo petrolero).

37

2.3.2.2. PRESIÓN MANOMÉRICA

Se define como la presión medida sobre la presión atmosférica. También se la puede

definir como la presión diferencial entre la presión absoluta y la presión atmosférica

indicada por un manómetro. Esta presión es usada para expresar la presión ejercida

sobre un objeto una vez que se ha tomado en cuenta la presión atmosférica. Se la

expresa en psiG.

2.3.2.3. PRESIÓN ABSOLUTA

Se define como la cantidad total de presión ejercida sobre un objeto. Por lo tanto la

presión absoluta resulta de la suma de la presión manométrica y de la presión

atmosférica. Se la expresa en psiA.

Como dato interesante y obvio tenemos que la presión absoluta en un vacío perfecto es

cero.

ECUACIÓN Nº 9: PRESIÓN ABSOLUTA

GatmA PPP +=



38

2.3.3. REGLAS DE PRESIÓN SOBRE LOS LÍQUIDOS

La presión tiene una forma específica de actuar sobre los líquidos. A continuación se

enumerarán las cuatro principales reglas de presión sobre los líquidos:

• Sobre volúmenes pequeños de líquido, la presión actúa uniformemente en todas

las direcciones.

FIGURA Nº 6: PRIMERA REGLA DE PRESIÓN SOBRE LÍQUIDOS



• La presión actúa perpendicularmente sobre las paredes o límites sólidos del

recipiente que contiene un líquido en reposo.

39

FIGURA Nº 7: SEGUNDA REGLA DE PRESIÓN SOBRE LÍQUIDOS



• Los cambios de presión ejercidos en un punto en un sistema cerrado, serán

transmitidos por todo el sistema. A esto se le llama Ley de Pascal.

FIGURA Nº 8: TERCERA REGLA DE PRESIÓN SOBRE LÍQUIDOS



40

• La presión en el líquido es distribuida uniformemente sobre una superficie

horizontal.

FIGURA Nº 9: CUARTA REGLA DE PRESIÓN SOBRE LÍQUIDOS



2.3.4. PRESIÓN ESTÁTICA

Esta clase de presión se encuentra tanto en un ducto con líquido en reposo como en un

ducto con flujo en movimiento. La presión estática se refiere al total de presión ejercida

por una columna de líquido sobre un área. La presión estática varía de acuerdo con dos

factores que son: la cabeza estática del líquido y la gravedad específica.

Cuando la presión es medida, estamos midiendo una fuerza con respecto a una

unidad de área y no simplemente el total de la fuerza ejercida. Porque debido a

como se considera la unidad de área, el volumen del líquido no afecta la presión

de cabeza estática. Por ejemplo, hay dos tanques: un tanque tiene un diámetro

41

pequeño y el otro tiene un diámetro grande. Si los dos tanques son llenados con

el mismo líquido a la misma altura, o cabeza estática entonces la presión de

cabeza estática de cada tanque es la misma.11

Así mismo, como se mencionó, la presión estática también depende de la gravedad

específica del fluido; pues se relacionan de una forma directa, esto es que si la cabeza

estática de dos líquidos es la misma, entonces tendremos:

• Un líquido con una gravedad específica alta tiene a su vez una presión estática

alta.

• Un líquido con una gravedad específica baja tiene una presión estática baja.

2.3.4.1. CABEZA ESTÁTICA

A este término se lo ha mencionado anteriormente y es uno de los factores de los que

depende la presión estática. El término de cabeza estática se refiere a la altura de una

columna líquida sobre un punto de referencia determinado; cabe mencionar que esta

definición es aplicable en líquidos en reposo.

En cambio cuando hablamos de flujo en movimiento se puede definir a la cabeza

estática como la energía potencial que tiene un líquido debido a su presión. La energía

es la que permite realizar un trabajo, y un líquido presurizado tiene energía potencial

que permitirá efectuar un trabajo.

11 Manual Digital PDF “Hidráulica Nivel 1 –Comportamiento de los Fluidos”; 1995 IPL Technology & Consulting Services Inc.;

Págs. 9

42

En nuestro caso vamos a medir la cabeza estática en pies (ft), y como ya lo hemos

definido, sabemos que la presión y la cabeza estática están muy relacionadas, por lo que

si conocemos la GE y la cabeza estática del fluido podemos mediante la siguiente

fórmula calcular la presión estática en psi; así:

ECUACIÓN Nº 10: CABEZA ESTÁTICA

HGEGP W ××=

Fuente: Manual Digital PDF “Hidráulica Nivel 1 – Comportamiento de los Fluidos”; 1995 IPL Technology & Consulting Services Inc.


En donde: P= presión estática en psi

Gw= gradiente de presión estática para agua pura = 0.4333 psi/ft

GE= gravedad específica del líquido

H= cabeza estática del líquido en pies (ft)

De igual manera, si en cambio conocemos la presión estática y no la cabeza estática del

fluido; podemos despejar H de la ecuación y obtener en este caso dicha cabeza estática

en la unidad correspondiente (ft).

43

2.3.5. PRESIÓN DINÁMICA

Se define como la energía cinética que posee un metro cúbico de fluido con una

determinada velocidad. Es decir es el trabajo que hemos gastado en llevar un metro

cúbico de fluido de velocidad cero a velocidad v.

Se la puede expresar mediante la siguiente ecuación:

ECUACIÓN Nº 11: PRESIÓN DINÁMICA

1442

2

×××

=g

vPDρ

Fuente: Documento de Clase “Transporte y Almacenamiento” UTE 2009


Donde: DP = presión dinámica en pies (psi)

ρ = densidad en (lb/ft 3 )

2v = velocidad en ft/s

g = gravedad de la Tierra (32.17 ft/ 2s )

2.3.5.1. CABEZA DINÁMICA

De igual definición que la de presión dinámica, se define a la cabeza dinámica como la

energía cinética que tiene un líquido debido a su velocidad, pero medida en pies (ft).

La relación entre la cabeza dinámica y la velocidad, se la puede constatar mediante la

siguiente ecuación:

44

ECUACIÓN Nº 12: CABEZA DINÁMICA

gvH D ×

=2

2

Fuente: Manual Digital PDF “Gradientes de Flujo – Comportamiento Avanzado de Fluidos”; 1995 IPL Technology & Consulting Services Inc.


Donde: DH = cabeza dinámica en pies (ft)

2v = velocidad en ft/s

g = gravedad de la Tierra (32.17 ft/ 2s )

2.3.5.2. CABEZA DE ELEVACIÓN

Podemos relacionar a la cabeza de elevación con la cabeza estática y su vez con la

cabeza dinámica (en el caso de fluidos en movimiento), ya que se deben sumar todas

estas cabezas para poder obtener la cabeza total con la que contamos en un ducto para el

transporte de fluidos y así saber la cabeza que se debe adicionar por medio de las

bombas.

Se define a la cabeza de elevación como la energía potencial de un líquido debido a su

elevación sobre un nivel de referencia. Normalmente tomamos como nivel de referencia

al nivel del mar, auque se lo puede fijar arbitrariamente.

45

2.3.6. PÉRDIDAS POR FRICCIÓN

En el transporte de fluidos la fricción es una pérdida de energía (o transformación de la

energía a calor que es disipado y no aporta al trabajo de transportar el fluido), que se nos

manifiesta como una pérdida de presión o cabeza, debida al corte viscoso que tienen los

fluidos cuando fluyen.

A continuación presentaré la forma de calcular las pérdidas por fricción, dando fórmulas

generales sin profundizar mucho en los cálculos, ya que la idea es dar un conocimiento

generalizado del tema sin ahondar en cálculos minuciosos que puedan confundir al

lector y no aporten nada al tema principal del presente trabajo.

Primeramente tenemos la ecuación de Darcy, mediante la cuál podemos calcular la

energía térmica producida a causa de la fricción cuando un fluido fluye a través de una

tubería; pero antes de aplicar esta fórmula es necesario previamente determinar el

número de Reynolds (Re) y el factor o coeficiente de fricción (f). Adicionalmente hay

que tener en cuenta las cinco condiciones para utilizar la ecuación de Darcy:

• La velocidad del fluido sea constante.

• El volumen del fluido no cambie con variaciones de la presión.

• La temperatura del fluido sea constante.

• La longitud de la tubería sea considerablemente mayor que el diámetro.

• El diámetro permanezca constante a lo largo de la tubería.

La ecuación de Darcy es la siguiente:

46

ECUACIÓN Nº 13: ECUACIÓN DE DARCY

gv

DLfh f ×

⋅⋅=2

2

Fuente: Manual Digital PDF “Fundamentos para el Diseño de Oleoductos – Comportamiento Avanzado de Fluidos”; 1995 IPL Technology & Consulting Services Inc.


Donde: fh = pérdida de cabeza por fricción (ft)

f = factor o coeficiente de fricción (adimensional)

L = longitud de la tubería (ft)

v = velocidad del fluido (ft/s)

D = diámetro interno de la tubería (ft)

g = aceleración de la gravedad (32.17 ft/s 2 )

2.3.6.1. NÚMERO DE REYNOLDS (Re)

Es una relación matemática que define la interdependencia entre el diámetro de la

tubería, la velocidad del flujo, la viscosidad y la densidad del fluido.

El número de Reynolds puede ser calculado con cualquiera de las siguientes ecuaciones:

47

ECUACIÓN Nº 14: NÚMERO DE REYNOLDS

μρ⋅⋅

=DvRe ó υ

Dv ⋅=Re



Donde: v= velocidad del flujo (ft/s)

D= diámetro interno de la tubería (ft)

ρ = densidad del fluido (lb/ft 3 )

μ = viscosidad dinámica (sft

lb×

)

υ = viscosidad cinemática (ft 2 /s)

Con el valor del número de Reynolds (Re) podemos determinar el tipo de flujo en una

tubería, el cual puede ser laminar, crítico o turbulento.

2.3.6.1.1. FLUJO LAMINAR

Este tipo de flujo se genera a bajas velocidades donde las capas del fluido se mantienen

ordenadas y paralelas unas con otras. El desplazamiento en el interior de la tubería se

lleva a cabo en capas cilíndricas concéntricas, donde las capas de líquido en el centro de

la tubería se mueven más rápido que las capas cercanas a las paredes del tubo. El

48

motivo por el cual el líquido se mueve más lentamente cerca a las paredes del tubo, es a

causa de la resistencia de corte, término ya definido anteriormente.

Para que se considere un régimen laminar, el número de Reynolds (Re) debe ser menor

< a 2000.

2.3.6.1.2. FLUJO TURBULENTO

Este flujo se caracteriza por el movimiento irregular e indeterminado de las partículas

del fluido. En este tipo de flujo se mezcla el fluido que está en el centro de la tubería

con el fluido que pasa cerca de las paredes del tubo.

Para que se considere un régimen turbulento, el número de Reynolds (Re) debe ser

mayor > a 4000.

Flujo

Flujo

49

2.3.6.1.3. FLUJO CRÍTICO

Cuando los valores del número de Reynolds (Re) se encuentran entre 2000 y 4000, el

régimen se encuentra en una zona crítica o llamado también flujo crítico. Este tipo de

flujo se vuelve impredecible, pudiendo ser a momentos laminar, turbulento o de

transición, dependiendo de cómo varíen las condiciones.

2.3.6.2. FACTOR O COEFICIENTE DE FRICCIÓN (f)

Una vez determinado el régimen o tipo de flujo, podemos proceder a determinar el

factor f, de la siguiente manera:

Si el flujo es laminar, se puede deducir el factor f mediante la siguiente fórmula:

ECUACIÓN Nº 15: COEFICIENTE DE FRICCIÓN PARA FLUJO LAMINAR

Re64

=f



Donde: f= factor o coeficiente de fricción

Re= número de Reynolds.

Si el flujo es turbulento el factor f se determina en función del Re y la rugosidad relativa

ε/D. Primero, mediante diagramas (diagramas de Moody), determinamos la rugosidad

50

relativa en función del diámetro y del material del tubo. Y segundo, determinamos el

factor f en función de la ε/D (previamente obtenida) y el número de Reynolds.

FIGURA Nº 10: DIAGRAMA DE MOODY I



51

FIGURA Nº 11: DIAGRAMA DE MOODY II



Cuando no poseemos gráficos para el cálculo del factor f en flujos turbulentos, podemos

recurrir a fórmulas empíricas, de las cuáles la más práctica y simple es la siguiente:

ECUACIÓN Nº 16: COEFICIENTE DE FRICCIÓN PAR FLUJO TURBULENTO

( ) 16,0Re16,0 −⋅=f



52

Donde: f= factor o coeficiente de fricción

Re= número de Reynolds

Por último cabe mencionar, que en el flujo crítico el factor f no puede ser determinado

de una manera confiable, a causa de la inestabilidad de las condiciones de flujo que

varía alternándose entre el flujo laminar y el flujo turbulento.

2.3.7. USO DE LA ECUACIÓN DE ENERGÍA DE ESTADO ESTABLE

La ecuación de energía de estado estable es una modificación de la ecuación de

Bernoulli, que nos permite cuantificar la relación entre la presión, elevación y velocidad

entre dos puntos de una tubería, adicionando además dos términos que son: el trabajo

adicionado por las bombas (hp) y las pérdidas por fricción (hf). La ecuación de energía

de estado estable es utilizada para cálculos en tuberías, siempre y cuando el punto A

esté aguas arriba del punto B.

ECUACIÓN Nº 17: ECUACIÓN DE ENERGÍA DE ESTADO ESTABLE

fBBB

PAAA hZ

gv

GEPhZ

gv

GEP

++×

+×

=++×

+× 24333.024333.0

22



53

Donde: P = presión del líquido (psi)

GE = gravedad específica del líquido

g = aceleración de la gravedad (32.17 ft/s 2 )

v = velocidad del líquido a través de la tubería (ft/s)

Z = elevación sobre el nivel de referencia (ft)

hp = Cabeza adicionada por la bomba entre A y B (ft)

hf= Cabeza de pérdida debida a la fricción entre A y B (ft)

Hay que mencionar que para poder usar esta ecuación, es necesario tener en cuenta las

siguientes condiciones:

• El flujo debe ser constante.

• La densidad entre los puntos A y B no debe variar (debe permanecer constante).

• No debe haber transferencia de calor entre los puntos A y B.

2.3.8. MÁXIMA PRESIÓN DE OPERACIÓN (MPO)

Toda tubería tiene un límite en la presión de operación, la cuál no debe ser excedida

nunca, ya que podría haber efectos desastrosos de una sobrepresurización, que en casos

extremos llegarían a la ruptura de elementos de la tubería, conllevando con esto a daños

ambientales, riesgos de seguridad y por supuesto grandes pérdidas económicas.

Entonces, la máxima presión de operación se define como la máxima presión permitida

para la operación en estado estable dentro de una tubería. Todo operador debe tener

54

siempre en cuenta este factor y cerciorarse que nunca sea excedida la MPO por la

presión interna de la tubería.

La MPO se obtiene basada en el criterio del menor valor de presión obtenido en base a

la presión de diseño, prueba hidrostática del tubo, grado y composición del material de

la brida, temperatura de operación y documentación histórica de la presión de

operación.

2.3.8.1. PRESIÓN DE DISEÑO

Cabe mencionar en esta parte la definición de lo que significa la presión de diseño, la

cuál representa la medida de presión máxima para un tubo basado en su mínima

resistencia específica (SMYS), diámetro y espesor de la pared del tubo, zona de

operación y tipo de juntas soldadas.

La presión de diseño para tubos puede ser obtenida en base a tablas o mediante la

siguiente fórmula:

ECUACIÓN Nº 18: PRESIÓN DE DISEÑO

( )EFDStP ××⎟

⎠⎞

⎜⎝⎛=

2

Fuente: ASME B31.4; “Pipe Line Transportation Systems for Liquid Hydrocarbons and Other Liquids”


Donde: P = presión de diseño del tubo (psi)

S = punto específico de resistencia mínima. SMYS (psi)

55

t = espesor nominal de la pared del tubo (in)

D = diámetro externo del tubo (in)

F = factor de diseño

E = factor de unión longitudinal

2.4. TUBERÍAS

Se denomina tubería a cualquier conducto para fluidos. En este punto es importante

aclarar la diferencia que existe entre los términos “tubería” y “tubo”, ya que

comúnmente son confundidos. El término “tubería” corresponde a todo el conjunto

conformado por el tubo, los accesorios, las válvulas, etc.; encargados de transportar los

gases o líquidos que así lo necesiten. Mientras que “tubo” es aquel producto tubular con

dimensiones y material ya definidos según las especificaciones de uso; pero en nuestro

caso usaremos en varias aplicaciones el término tubería para generalizar, ya sea para

referirnos al tubo o al sistema de tubería.

2.4.1. DENOMINACIONES ESPECÍFICAS

Existen denominaciones específicas para las tuberías que transportan hidrocarburos,

estas dependen del uso y del fluido que transportan. A continuación describiremos cada

una de ellas.

56

2.4.1.1. OLEODUCTOS

Los oleoductos son tuberías de acero que se extienden desde los yacimientos hasta las

refinerías o puertos de embarque, a través de grandes distancias y cuyo diámetro puede

medir hasta más de 40 pulgadas. Generalmente están enterrados y protegidos contra la

corrosión mediante revestimientos especiales. El petróleo es impulsado, mediante

estaciones de bombeo, a través de los oleoductos y a la vez controlados por medios

electrónicos desde una estación central, que hacen que el petróleo avance

continuamente.

2.4.1.2. GASODUCTOS

Son tuberías que conducen el gas natural que puede producirse desde un yacimiento de

gas libre o asociado a plantas separadoras y fraccionadoras. Al igual que los oleoductos,

los gasoductos recorren grandes distancias que pueden tener que cruzar montañas, ríos o

desiertos.

2.4.1.3. POLIDUCTOS

Los poliductos son sistemas de tuberías destinados al transporte de productos

terminados. A diferencia de los oleoductos que son dedicados exclusivamente al

transporte de petróleo crudo, los poliductos transportan una gran variedad de

combustibles ya procesados en la refinería. A través de los poliductos pueden

57

trasladarse principalmente gasolinas, naftas, diesel, queroseno, turbo fuel, fuel oil, entre

otros. Es muy frecuente que en el transporte de productos terminados se los realice en

baches sucesivos, pues normalmente sucede que un poliducto de grandes dimensiones

contenga cuatro o cinco productos diferentes (baches) en distintos puntos de su

recorrido, que son entregados en la terminal de recepción o en estaciones intermedias

ubicadas a lo largo de la ruta. Para esta operación se debe programar los envíos, las

presiones y la velocidad de desplazamiento de cada producto; todos los cuáles son

controladas por medio de centrales informáticas. A razón de cumplir ciertas normas

importantes de calidad, el nivel de mezcla de los sucesivos productos que pasan por el

poliducto alcanza sólo a pocas decenas de metros cúbicos, lo que permite recuperar esta

mínima fracción que pasó por el poliducto como producto de menor calidad, sin que se

afecte la calidad final del producto.

2.4.1.4. LÍNEAS DE FLUJO Y TRANSFERENCIA

Las líneas de flujo son tuberías que trasladan el flujo del pozo a la estación, este traslado

lo realiza de manera independiente de cada pozo.

Mientras que una línea de transferencia es la tubería encargada de transportar el crudo

de una estación a otra.

58

2.4.2. FABRICACIÓN DE LAS LÍNEAS

La fabricación de las líneas se las realiza en plantas siderúrgicas, las mismas que son las

principales proveedoras de productos tubulares para la industria petrolera. La gama de

productos incluye casings, tubings, line pipes y tubos para usos mecánicos de alta

presión y temperatura.

Estas plantas siderúrgicas, como su nombre lo indica, se basan en la siderurgia que se

define como la técnica del tratamiento del mineral de hierro para obtener diferentes

tipos de éste o de sus aleaciones.

El proceso de transformación del mineral de hierro empieza desde su extracción en las

minas. El hierro se encuentra presente en la naturaleza en forma de óxidos, carbonatos,

hidróxidos, silicatos y sulfuros. Los más utilizados por la siderurgia son los óxidos (en

la hematita [Fe2O3] y la magnetita [Fe304]), hidróxidos (en la limonita) y carbonatos (en

la siderita o carbonato de hierro [FeCO3]).

Luego pasamos a la producción del acero, y en este punto cabe diferenciar lo que son

las siderurgias integrales y las acerías; ya que se denomina siderurgia integral a una

planta industrial dedicada al proceso completo de producir acero a partir del mineral de

hierro, mientras que se denomina acería a una planta industrial dedicada exclusivamente

a la producción y elaboración de acero partiendo de otro acero o de hierro.

Como se sabe el acero es una aleación de hierro y carbono; y en su proceso de

producción éste consta de dos fases. Primero el mineral de hierro es reducido o fundido

con coque y piedra caliza, produciendo hierro fundido que es moldeado como arrabio o

conducido a la siguiente fase como hierro fundido. La segunda fase, la de acería, tiene

por objetivo reducir el alto contenido de carbono introducido al fundir el mineral y

59

eliminar las impurezas tales como azufre y fósforo, al mismo tiempo que algunos

elementos como manganeso, níquel, cromo o vanadio son añadidos en forma de ferro-

aleaciones para producir el tipo de acero demandado.

Por último en las instalaciones de colada y laminación se convierte el acero bruto

fundido en lingotes o en laminados, para finalmente (como es nuestro caso) poder ser

transformado en distintas tuberías, según el tipo que se requiera.

2.4.3. PROPIEDADES MECÁNICAS

Dentro de las propiedades mecánicas que debemos considerar tenemos principalmente:

- Dureza: Es la capacidad que tiene un material para no quebrarse. En la

dureza existen dos clases de fracturas que son: fractura dúctil y fractura

quebradiza.

- Ductibilidad: Es la capacidad que tiene un material para deformarse

pero sin quebrarse.

- Esfuerzo en el punto cedente: Es la capacidad de elongación que es

propia de cada tubería.12

12 MELO Vinicio, “Sistemas de Producción en Campos Petroleros”, Pág. 201

60

2.4.4. TIPOS DE TUBERÍAS

De acuerdo con el método de manufactura, tenemos los siguientes tipos de tubería:

2.4.4.1. TUBERÍA SIN COSTURA

Esta tubería sale de fabricación sin suelda longitudinal. Están hechas mediante el

forjado y perforación de un sólido redondo mediante la rotación de un sólido simultáneo

y el paso obligado sobre una punta perforada y reducción.

2.4.4.2. TUBERÍA CON COSTURA

Este tipo de tubería sale de fabricación con suelda, que puede ser de dos tipos:

transversal (diámetro < a 65 pulgadas) y en espiral (diámetro de 65 pulgadas).

Según la manufactura de la suelda, se puede a su vez subdividirse en los siguientes tipos

(según el código ASME B31.4)13:

13 ASME B31.4; “Pipe Line Transportation Systems for Liquid Hydrocarbons and Other Liquids”;

Págs.15-16

61

2.4.4.2.1. TUBERÍA SOLDADA POR TRASLAPE EN HORNO

Es una tubería que tiene una unión longitudinal traslapada hecha por el proceso de

soldadura por forja, donde la unión es producida por el calentamiento del tubo

preformado a una temperatura de soldadura y pasando este a través de un mandril

localizado entre dos rodillos de soldadura, los cuales comprimen y sueldan los extremos

traslapados.

2.4.4.2.2. TUBERÍA SOLDADA POR RESISTENCIA ELÉCTRICA

Es una tubería producida en longitudes individuales o en longitudes continuas, que tiene

una unión a tope longitudinal o en espiral, en donde la unión es producida por el calor

obtenido a partir de la resistencia de la tubería al flujo de un corriente eléctrica en un

circuito en el que la tubería forma parte; y por la aplicación de presión.

2.4.4.2.3. TUBERÍA SOLDADA A TOPE EN HORNO

Tubería soldada a tope en horno, soldadura continua: Es una tubería producida en

longitudes continuas y posteriormente cortadas en longitudes individuales, y que

tiene su unión longitudinal soldada a tope mediante una presión mecánica

desarrollada rotando la lámina formada en caliente a través del paso por una serie de

rodillos de soldadura.

62

Tubería soldada a tope en horno, soldadura en campana: Es una tubería producida

en longitudes individuales que tiene su unión longitudinal a tope, soldada por la

presión mecánica desarrollada al tirar una lámina calentada en el horno, a través de

un dado en forma cónica (comúnmente conocido como campana de soldadura) el

cuál sirve con un dado combinado de soldadura y formado.

2.4.4.2.4. TUBERÍA SOLDADA POR INDUCCIÓN ELÉCTRICA

Es una tubería producida en longitudes individuales o continuas con una junta a tope

longitudinal o en espiral, donde la unión es producida por el calor obtenido de la

resistencia de la tubería a una corriente eléctrica inducida, y por la aplicación de

presión.

2.4.4.2.5. TUBERÍA SOLDADA POR DOBLE ARCO SUMERGIDO

Son tuberías con una junta longitudinal o en espiral a tope, donde la unión es producida

por el calentamiento con el arco eléctrico entre el metal base y el electrodo. La

soldadura es cubierta, en el área de trabajo, por una capa de material granular y

fundible. No se requiere una presión y el material de aporte para las soldaduras del lado

interno y externo, es obtenido del electrodo o electrodos.

63

2.4.4.2.6. TUBERÍA SOLDADA POR ELECTRO-FUSIÓN

Es una tubería cuya unión es longitudinal o en espiral a tope, donde la unión es

producida en el tubo preformado por soldadura de arco eléctrico automática o manual.

La soldadura puede ser sencilla o doble y puede ser hecha con o sin material de aporte.

Las tuberías con soldaduras en espiral son construidas también mediante procesos de

electro-fusión con juntas traslapadas.

2.4.4.2.7. TUBERÍA SOLDADA POR DESCARGA ELÉCTRICA

Es una tubería cuya unión es longitudinal a tope, donde la unión es producida

simultáneamente sobre toda el área de las superficies enfrentadas, mediante el calor

obtenido de la resistencia al flujo de una corriente eléctrica entre las dos superficies; y

por la aplicación de una presión luego de que el calentamiento se ha completado. Las

descargas y perturbaciones son acompañadas por expulsión de material de la unión.

2.4.4.3. POR LA RESISTENCIA

Las tuberías también pueden ser clasificadas de acuerdo al tipo de resistencia que

contengan, que puede ser de dos clases:

• Tuberías de alta resistencia (soportan presiones mayores a 8000 psi)

• Tuberías de baja resistencia (tuberías muy dúctiles)

64

2.4.5. GRADOS DE ACERO

Tenemos varios grados de acero, y entre los más recomendados están:

Según la norma API 5CT:

• P105, C95, C75, N80; para grados de acero en tuberías de alta resistencia

(presiones > a 8000 psi).

• J55; para grados de acero en tuberías de baja resistencia.

Según la norma API 5L:

• Grado A25, Grado A, Grado B, Grado X-42, Grado X-46, Grado X-52, Grado

X-56, Grado X-60, Grado X-65, Grado X-70, Grado X-80.

2.4.6. DIÁMETRO NOMINAL

El diámetro nominal de una tubería es un número convenido, que se emplea con fines de

referencia y solo se relaciona con las dimensiones de fabricación de manera

aproximada. Este diámetro corresponde al diámetro interno de la tubería en valores de

hasta 12 pulgadas y de valores de 14 pulgadas en adelante corresponde al diámetro

externo de la tubería. Generalmente este valor esta relacionado con el espesor. Los

diámetros estándar de tubería de flujo son. 2 83 , 2 ½, 2 87 , 4 ½, 6 85 , y en

oleoductos hasta de 26 pulgadas.

65

2.4.7. NORMALIZACIÓN INTERNACIONAL PARA TUBERÍAS

La normalización internacional que rige para la industria de fabricación de tuberías y

otros accesorios, está conformada por varias organizaciones, cuyos miembros incluyen

representantes de los industriales, profesionales de la rama, entidades gubernamentales

y usuarios, todos quienes se encargan de mantener siempre actualizadas las normas y

códigos. En este punto cabe mencionar la diferencia existente entre código y norma; ya

que un código es el que abarca todo un conjunto de normas regidas por sociedades o

entidades gubernamentales en los que se exigen requisitos mínimos para el diseño, tipo

de materiales, modo de fabricación y construcción, etc. Mientras tanto las normas son

en cambio reglas que se deben ajustar y aplicar respecto a los códigos o a las

especificaciones dadas por los usuarios.

Entre las diferentes instituciones que se dedican a dictar normas y códigos tenemos las

siguientes:

• ASME (American Society of Mechanical Engineers), que posteriormente se

transformó en ANSI (American National Standards Institute).

• ASTM (American Society for Testing and Materials).

• API (American Petroleum Institute).

• AWS (American Welding Society).

• MSS (Manufacturers Standardization Society of the Valve and Fitting Industry).

66

2.4.8. CLASIFICACIÓN DE LAS TUBERÍAS

Aparte del tipo de tubería según su manufactura y su resistencia, actualmente podemos

además clasificar a las tuberías por su peso y por su número de cédula, de la siguiente

forma:

- Por su peso, el cuál está determinado por el espesor de la pared del tubo y se dividen

en (Clasificación según API):

• Estándar (STD)

• Extra pesadas (XS)

• Doble extra pesadas (XXS)

- Por el número de cédula, que no es más que el diámetro nominal de la tubería,

determinado por el espesor. (Clasificación establecida por ANSI)

• Cédula (10, 20, 30, 40, 60, 80, 120, 160)

Si no poseemos el número de cédula, podemos calcularlo mediante la siguiente fórmula:

ECUACIÓN Nº 19: NÚMERO DE CÉDULA

ESPCédulaN

××

=1000º



Donde: P= presión (psi)

S= esfuerzo admisible (psi)

E= factor de eficiencia de la junta

67

2.4.9. CONSTRUCCIÓN Y MONTAJE

En esta parte vamos a describir cada uno de los factores que intervienen y que debemos

tomar en cuenta al momento de la construcción y montaje de un sistema de tubería con

todos sus accesorios y equipos.

2.4.9.1. DERECHO DE VÍA

El derecho de vía es un requisito que se lo debe seleccionar con el objetivo de

minimizar el riesgo en caso de un desarrollo urbano o industrial. Cuando se construye

una tubería es necesario tener en cuenta las siguientes consideraciones:

• En el caso de explosiones, todas ellas deberás estar de acuerdo con las

regulaciones gubernamentales y deberán ser efectuadas por personal competente

y calificado. Las explosiones deberán ser realizadas de forma que provean

protección a las personas, ganado, naturaleza, construcciones, telefonía, tendidos

eléctricos, estructuras subterráneas y cualquier otra propiedad en la proximidad

de la explosión.

• Se deberá minimizar por todos los medios posibles daños al suelo, prevenir

drenajes anormales y condiciones erosivas. Una vez terminados los trabajos, el

suelo deberá ser restaurado a sus condiciones originales.

• Durante la construcción de cruces de tuberías en pasos elevados, líneas de

ferrocarril, quebradas, ríos, lagos, etc.; por motivos de seguridad pública se

deberá mantener precauciones tales como señalizaciones, luces, guardia, etc. Los

68

cruces deberán cumplir con las regulaciones y restricciones de los entes que

tengan jurisdicción.

Hay que tomar en cuenta además, que durante la construcción la ruta deberá ser trazada

y señalizada con estacas u otras señales, y tal señalización deberá ser mantenida hasta

finalizar la construcción. Esto es aplicable a excepción de rutas de líneas costa afuera,

las cuáles son ubicadas mediante el trazado durante la construcción.

2.4.9.2. MANEJO Y ALMACENAJE

Se debe tener mucho cuidado en el tema de manejo y almacenamiento para prevenir en

lo posible daños en la tubería, materiales de revestimiento, casing, accesorios, válvulas

y otros materiales. En el caso de que la tubería esté recubierta de madera o hilo, es

necesario tomar precauciones para evitar daño en el revestimiento al momento en el que

se levante, maneje y ubique en el derecho de vía. No se debe permitir que la tubería se

caiga y/o golpee objetos que dañen la superficie o el revestimiento de la tubería, es así

necesario que la tubería sea montada por equipos convenientes y seguros.

2.4.9.3. DAÑOS A LA TUBERÍA

En el caso de elementos fabricados tales como trampas de raspadores, múltiples,

cámaras de volumen, etc.; estos deberán ser inspeccionados antes de ser ensamblados a

la línea y todos los defectos que pudiesen ser encontrados deberán ser reparados de

acuerdo a las especificaciones de manufacturación de cada uno de los elementos.

69

De igual manera la tubería debe ser inspeccionada antes de revestir y antes de su

montaje en la línea, y todos los defectos que sean encontrados deberán ser prevenidos,

reparados o eliminados como se indica a continuación:

• Rasguños, entallas o muescas deberán ser removidos. Estos defectos pueden ser

reparados mediante soldadura (Prescritos en API 5L) o por pulido, teniendo

cuidado en que el espesor de la pared resultante no sea menor que el permitido

por las especificaciones del material. Cuando el daño sea mucho mayor, la

porción dañado deberá ser removida como un cilindro; no se permite colocar

parches.

• Entallas o laminaciones en los extremos de la tubería no deberán ser reparados.

El daño en los extremos deberá ser removido como un cilindro y el borde

resultante de la tubería debe biselarse apropiadamente.

• Tramos distorsionados o aplanados deberán ser descartados.

• En el caso de abolladuras, definidas como distorsiones severas en la curvatura de

la pared de la tubería, cuando estas contengan un concentrador de esfuerzo como

un rayón, rasguño, entalla, quemón de arco, etc.; deberán ser removidas

mediante el corte como un cilindro de la porción dañada de la tubería. De la

misma forma toda abolladura que afecte la curvatura de la tubería en la costura o

en cualquier soldadura circunferencial deberán ser removidas. Así mismo si la

profundidad de la abolladura es muy excesiva y prominente, deberá ser

descartado dicho tramo, sobre todo en líneas que vayan a ser operadas a

considerables esfuerzos de presión.

• Tuberías pandeadas deben ser reemplazadas como un cilindro.

70

2.4.9.4. ZANJADO

La profundidad del zanjado deberá ser lo suficientemente apropiada para la localización

del trazado de la ruta, el uso de la superficie del suelo, características del terreno y

cargas superficiales. Toda tubería que sea enterrada deberá ser instalada por debajo del

nivel de cultivo y con una cubierta mínima. En lugares o circunstancias en las que no se

pueda colocar una cubierta mínima sobre la tubería según los requerimientos, se podrá

poner una cubierta menor pero con una protección adicional para resistir cargas externas

previstas y minimizar otras posibles fuerzas que actúen sobre la tubería. El ancho y la

pendiente de la zanja deberá ser de tal manera que minimice posibles daños en el

revestimiento y facilite la acomodación e instalación de la tubería en la zanja durante el

tendido de la línea.

Cuando existan estructuras subterráneas que intercepten la ruta del zanjado, estas

deberán ser determinadas durante el avance de la construcción para prevenir daños en

ellas. Se debe proveer de una distancia mínima de 12 pulgadas entre la parte externa de

la tubería enterrada y el componente o extremo de cualquier otra estructura subterránea,

excepto en el caso de drenajes los cuales estarán a una distancia mínima de 2 pulgadas.

Por último hay que mencionar que las operaciones de zanjado deberán regirse a las

consideraciones de salud pública y otras restricciones de los entes jurisdiccionales.

71

2.4.9.5. CURVAS, DESARROLLOS Y CODOS

Cuando se requiere cambios en la dirección, incluyendo sobrecurvas requeridas para

conformar el contorno en una excavación, pueden ser hechos mediante curvas hechas de

tubería, curvas desarrolladas o curvas y codos hechos en fábrica.

2.4.9.5.1. CURVAS HECHAS DE TUBERÍA

Estas curvas deberán ser hechas de manera que tengan la forma de la sección transversal

de la tubería y deberán estar libres de grietas, pandeos u otras formas de daño mecánico.

El diámetro de la tubería no deberá ser reducido en cualquier punto más del 2.5% del

diámetro nominal, y la curva completa deberá pasar las especificaciones de

dimensionamiento de las herramientas mecánicas (marranos).

El radio mínimo de una curva doblada en frío en campo, deberá ser:

TABLA Nº 4: RADIOS MÍNIMOS DE CURVA SEGÚN EL DIÁMETRO DE

TUBERÍA

Diámetro Nominal de la Tubería (NPS) Radio Mínimo de la Curva en Diámetros de Tubería

NPS 12 y menores 18D

14 21

16 24

18 27

NPS 20 y mayores 30



72

En ciertos casos, cuando la pared de la tubería es delgada, es necesario el uso de un

mandril interno cuando la tubería esté siendo doblada al mínimo radio. Es preferible

tener tangentes de +/- 6 pies (2m) de longitud en ambos extremos de las curvas hechas

en frío.

2.4.9.5.2. CURVAS DESARROLLADAS

A diferencia de las curvas anteriores que se las realiza en un solo doblez, las curvas

desarrolladas se las hace mediante varios dobleces con distintos radios hasta alcanzar el

ángulo final deseado. Se debe tener precaución al hacer juntas desarrolladas, ya que se

debe proveer las estaciones y alineaciones apropiadas, y soldaduras de penetración

completa.

FIGURA Nº 12: CURVAS HECHAS Y CURVAS DESARROLLADAS



73

2.4.9.5.3. CURVAS Y CODOS HECHOS EN FÁBRICA

Estos accesorios deberán tener aproximadamente las mismas condiciones, propiedades

mecánicas y composición química de la tubería a la cuál serán soldados. Si se usan

codos de fábrica en líneas de campo, se debe tener cuidado de permitir el paso del

raspador por el interior de la línea.

2.4.9.6. SOLDADURA

En el proceso de soldadura, ésta deberá hacerse mediante soldadura de arco con

electrodo revestido (SMAW), soldadura de arco sumergido (SAW), soldadura de arco

con electrodo y gas (MIG), soldadura de oxiacetileno o soldadura de arco con electrodo

de tungsteno (TIG), usando técnicas ya sea manual, semiautomática, automática o una

combinación de éstas. Es importante mencionar que el enfoque de este numeral aplica

solo en líneas y conexiones a aparatos o equipos con soldaduras de gas y arco en

tuberías de acero forjado y fundido; además incluye juntas a tope en la instalación de

tuberías, válvulas, bridas, accesorios y otros equipos, y juntas soldadas en filete en

conexiones ramificadas. No incluye la aplicación para soldadura de juntas

longitudinales o en espiral en la manufactura de tuberías, accesorios, válvulas o

recipientes a presión.

La calificación de la soldadura, sus estándares, calidad y métodos de inspección deberán

desarrollarse bajo las especificaciones dadas en las normas API 1104 y/o ASME “Boiler

and Pressure Vessel Code”- Sección VIII y IX. (Ver también ASME B31.4)

74

2.4.9.6.1. TIPOS DE SOLDADURA

Para nuestras aplicaciones tomaremos en cuenta la soldadura a tope y en filete:

• Soldadura a Tope. Las juntas que son soldadas a tope podrán ser en V, doble V

u otro tipo de muesca. La transición entre extremos de espesores desiguales

puede ser realizada mediante estrechez, soldadura o mediante el uso de un niple

de transición prefabricado con una longitud no inferior a la mitad del diámetro

de la tubería, junto con un buen diseño de junta.

• Soldadura de Filete. Estas soldaduras pueden ser cóncavas o ligeramente

convexas. El tamaño de las soldaduras en filete se establece como la longitud del

cateto del mayor triángulo recto isósceles.

2.4.9.6.2. REPARACIÓN O REMOCIÓN DE DEFECTOS

Todo defecto siempre debe ser prevenido o eliminado. Defectos de soldadura deberán

ser reparados o removidos y luego probados de acuerdo a la norma API 1104. En el

caso de quemones de arco, que pueden causar severas concentraciones de esfuerzo en la

tubería, estos deberán ser removidos mediante pulido, previendo que dicho pulido no

reduzca el espesor de la pared a menos del mínimo permitido por las especificaciones

del material. Para comprobar que la remoción por pulido sea completa, podemos

comprobar limpiando el área pulida con una solución de persulfato de amonio al 20%.

Puntos ennegrecidos son evidencia de una mella metalúrgica e indica la necesidad de un

pulido adicional. Si después del pulido el espesor de la pared resultante es menor del

75

mínimo permitido por las especificaciones del material, la porción de la tubería que

contiene el quemón de arco deberá ser removida como un cilindro; no es recomendable

y está prohibido colocar parches.

2.4.9.6.3. OTROS REQUERIMIENTOS PARA SOLDADURA

Hay factores que se requieren para la soldadura como son la temperatura y el alivio de

esfuerzos. De esta manera aceros con carbón especificado superior al 0.32%, carbón

equivalente (C+ 41 Mn) superior al 0.65% y ciertos aceros con bajo carbono o carbono

equivalente en los que exista ciertas condiciones que limiten la técnica de soldadura o

afecten la calidad de la misma, en todos estos casos el acero deberá ser precalentado,

mediante un método apropiado, que sea uniforme y mantenga constante la temperatura.

En el caso en el que se suelden materiales diferentes que necesiten diferentes

requerimientos de precalentamiento, gobernará el material que requiera mayor

precalentamiento.

El alivio de esfuerzos a las soldaduras podrá ser requerido y deberá realizárselo cuando

la garganta efectiva exceda 1 41 pulgadas (32mm), a menos que mediante pruebas se

lo descarte; y en el caso de gargantas efectivas más delgadas cuando los materiales,

consumibles de soldadura, proceso de soldadura, líquidos transportados o temperatura,

lo hagan necesario. Si en soldaduras de materiales diferentes, uno de los materiales

requiere alivio de esfuerzo, toda la junta deberá tener un alivio de esfuerzo.

76

2.4.9.7. INSTALACIÓN DE LA TUBERÍA EN LA ZANJA

Al momento de instalar la tubería, ésta deberá ajustarse a la zanja sin el uso de fuerzas

externas para mantenerla en su lugar durante la completación del relleno. Cuando la

tubería es bajada a la zanja se debe tener cuidado de no inducir esfuerzos indebidos en

ella. El relleno deberá ser realizado de modo que provea un soporte firme a la tubería.

Para el relleno inicial se recomienda utilizar material libre de rocas, con la finalidad de

prevenir daños a la tubería y al revestimiento por posibles golpes de grandes rocas

mezcladas en el material de relleno. Una vez que se inunde la zanja, se debe tener

cuidado de que la tubería no flote del fondo de la zanja, antes de completar el relleno de

la misma.

2.4.9.8. CRUCES ESPECIALES

Cuando se requieren cruces especiales a través de aguas, ferrocarriles o carreteras, hay

que tomar en cuenta consideraciones especiales, el diseño deberá emplear una buena

ingeniería y construcción de la tubería, con un mínimo de riesgos y tomando las

consideraciones de salud pública. La construcción deberá tener una mínima

interferencia con el tráfico o las actividades en propiedades adyacentes, cualquier

estructura afectada deberá ser notificada con anterioridad.

Al momento de cruzar cruces de agua, es decir ríos, corrientes, lagos, etc.; el diseñador

deberá revisar la composición del fondo, variación en bancos, velocidad del agua y

problemas estacionales. Además se deberá determinar si el cruce se hará bajo el agua o

sobre el agua mediante un puente suspendido o soportado en un puente adyacente.

77

Cualquier estructura que se construya deberá ser construida y diseñada bajo juicios de

ingeniería y dentro de las restricciones de los entes gubernamentales que posean

jurisdicción.

2.4.9.9. VÁLVULAS DE BLOQUEO Y AISLAMIENTO

Las válvulas de bloqueo y aislamiento son dispositivos mecánicos importantes que nos

ayudan a limitar el riesgo y daño por descargas accidentales, y nos facilitan el

mantenimiento del sistema de tuberías. Las válvulas deberán ser colocadas en sitios

accesibles, protegidas de posibles daños y con soportes apropiados para prevenir

asentamientos.

Este tipo de válvulas serán requeridas y se las instalará en las líneas, en las estaciones de

bombeo, patios de tanques, terminales, y en localizaciones apropiadas a las

características del terreno, según como se lo establezca en el diseño del sistema de

tubería. Así también se requerirá el uso e instalación de estas válvulas en áreas

comerciales, industriales y residenciales, con la finalidad de prever mantenimiento en el

caso de obstrucción o daño en las tuberías.

2.4.9.10. TRAMPAS DE RASPADORES

La instalación de trampas de raspadores se hará según se estime necesario para una

buena operación de la línea. En las terminaciones de las líneas, las trampas de

raspadores deberán ser ancladas bajo el suelo con adecuadas anclas de concreto, cuando

78

sean necesarias, y soportes arriba del suelo para prevenir la transmisión de los esfuerzos

de la línea debido a la expansión y contracción de las facilidades conectadas.

Las trampas de raspadores y todos sus componentes deberán ser ensamblados y

probados a presión a los mismos límites de la línea principal.

2.4.9.11. ESTACIONES DE BOMBEO, PATIOS DE TANQUES Y

TERMINALES

Las estaciones de bombeo, patios de tanques o terminales deberán ser ubicados a

distancias libres de propiedades adyacentes que no estén bajo el control de la compañía,

y deberán ser dotados con cercas de tal forma que minimice el acceso no autorizado.

Las vías y puertas deberán ser ubicadas de tal manera que den acceso y/o salida rápida

de las instalaciones. Se deberá dejar suficiente espacio libre alrededor de las

construcciones y múltiples con el fin de proveer acceso para el mantenimiento del

equipo y equipos de control de fuego. Las edificaciones que sean requeridas deberán ser

localizadas y construidas de acuerdo con los planos y especificaciones detalladas.

2.4.9.11.1. EQUIPOS DE BOMBEO Y ACCIONADORES PRIMARIOS

La instalación de equipos de bombeo y accionadores primarios (motores) se hace en

base a planos y especificaciones que toman en cuenta variables como: las condiciones

del suelo, utilización y distribución del equipo enfocado a una fácil operación y acceso

al mantenimiento. La maquinaria deberá ser manejada y montada de acuerdo a buenas

79

prácticas de montaje, y provistas con cubiertas protectoras para prevenir daños durante

la construcción.

2.4.9.11.2. TUBERÍAS EN ESTACIONES DE BOMBEO, PATIOS DE

TANQUES Y TERMINALES

Toda tubería de interconexión a la unidad principal, múltiples, trampas de raspadores,

etc.; la cuál pueda estar sujeta a la presión de la línea principal, deberá ser construida

bajo los mismos estándares de soldadura y requerimientos de control de corrosión.

2.4.9.11.3. EQUIPOS DE PROTECCIÓN Y CONTROL

Estos equipos de protección y control de presión que incluyen dispositivos limitadores

de presión, reguladores, controladores, válvulas de alivio y otros dispositivos de

seguridad, todos ellos deberán ser instalados por personal profesional y competente, y

ejecutados cuidadosamente en el manejo, con una mínima exposición de los

instrumentos y dispositivos a las condiciones del clima, polvo y suciedad con el fin de

prevenir daños. Estos equipos deben ser instalados de modo que puedan ser revisados

sin interrupción durante las operaciones.

Una vez instalados, estos equipos deberán ser probados bajo condiciones de operación

para asegurar su funcionamiento.

80

2.4.9.11.4. PROTECCIÓN CONTRA INCENDIOS

La protección contra incendios deberá estar de acuerdo a las recomendaciones de la

NFPA 30 (NFPS= National Fire Protection Association). En el caso de que el sistema

contra incendios requiera de bombas, su sistema de potencia deberá ser separado del

sistema de potencia de la estación, con el fin de que su operación no sea afectada por

una parada de emergencia de las instalaciones.

2.4.9.11.5. TANQUEO

El tanqueo se localizará en los terrenos de la línea u otras propiedades que posean

amplitud, con el propósito de asegurar la aplicación de la precauciones de seguridad. El

área de tanqueo deberá ser cercada de forma que minimice el acceso no permitido, y en

cambio vías y puertas deberán ubicarse de tal manera que faciliten el acceso y/o salida a

las facilidades.

2.4.9.12. INSTALACIONES ELÉCTRICAS

Las instalaciones eléctricas para potencia, iluminación y control serán cubiertas por

planos y especificaciones respectivas de acuerdo al tipo de circuito y clasificación de

áreas para instalaciones eléctricas. Todos los circuitos deberán ser inspeccionados y

probados antes de su operación. Las instalaciones deberán ser realizadas de acuerdo con

NFPA 70 y API RP 500C.

81

El manejo de equipos e instrumentos eléctricos deberá ser cuidadoso y su

almacenamiento será adecuado para prevenir daños, deterioro o contaminación durante

la construcción.

Personal calificado será el encargado de la instalación de materiales eléctricos, teniendo

cuidado en todo momento para evitar el daño en aislamientos de cables y alambres. En

el diseño y especificaciones de las instalaciones se debe considerar la protección contra

el polvo o humedad de elementos especiales como interruptores y componentes

electrónicos.

2.4.9.13. MEDIDORES, COLADORES Y FILTROS PARA LÍQUIDOS

Los medidores de líquido, lo cuáles nos permiten conocer el caudal circulante en el

interior de la tubería, de entre los que tenemos: medidores de desplazamiento positivo,

medidores de turbina y otros medidores equivalentes, junto con sus facilidades deberán

ser diseñados e instalados de acuerdo con la norma API “Manual of Petroleum

Measurement Standards”.

Filtros y coladores deberán ser diseñados a las mismas limitaciones de presión y a las

mismas presiones de prueba del sistema de tubería al cuál son instalados, y su soporte

debe ser de modo que puedan evitar cargas indebidas al sistema.

El medio filtrante debe tener la retención y capacidad de manera que proteja

completamente las facilidades de la intrusión de sustancias extrañas dañinas. Así mismo

el diseño e instalación de coladores y filtros deberá proveer la facilidad de

mantenimiento y servicio sin interferir con las operaciones del sistema.

82

2.4.9.14. ENSAMBLE DE LOS COMPONENTES DE LA TUBERÍA

El procedimiento que marca la culminación del ensamble de la tubería, es el

empernado. Todas las juntas bridadas serán ajustadas de modo que el empaque contacte

uniformemente las caras y el esfuerzo sea uniforme entre los pernos; la compresión del

empaque entre las caras será el apropiado dependiendo del tipo de empaque. Los pernos

y tornillos deberán extenderse completamente a través de sus tuercas.

Las tuberías de las unidades de bombeo deberán ser ensambladas a las bridas de las

bombas y válvulas de manera que estén libres de esfuerzos y no adicionen cargas a la

estructura de la bomba. Se deberá además tomar en cuenta las fuerzas de contracción y

expansión para minimizar su efecto dentro del ensamble.

Válvulas y accesorios de las unidades de bombeo deben soportar los mismos niveles de

presión como los requeridos por la operación de la línea. Así mismo todos los

componentes del ensamble como múltiples, bridas, accesorios, cabezales y otros

ensambles especiales como bancos de medición, loops de prueba, trampas de

raspadores, etc.; deben soportar las presiones de operación y cargas especificadas a la

tubería a la cuál se conectan.

El ensamble final y completo de todos los componentes debe minimizar los esfuerzos de

trabajo y ser soportado adecuadamente con el fin de proveer un desbalance y

vibraciones mínimos.

83

2.4.10. ACCESORIOS DE TUBERÍA

Los accesorios de tubería conforman todo un conjunto de piezas moldeadas y

mecanizadas que se unen al tubo para complementar y dar por finalizado el ensamblaje

de las líneas o sistemas de tuberías.

Entre los accesorios más comunes que podemos mencionar tenemos: bridas,

empaquetaduras, codos, tes, reducciones, cuellos o acoples y válvulas.

De estos accesorios las características más importantes que debemos tomar en cuenta

son: diámetro, resistencia, aleación y espesor; además del tamaño y dimensiones

dependiendo del tipo de accesorio. A continuación describiremos estas características:

• Diámetro: es la medida que tiene un accesorio y es mediante el cual podemos

identificarlo. Este diámetro depende de las especificaciones técnicas dadas para

cada tipo de accesorio.

• Resistencia: es la capacidad de tensión medida en libras o en kilogramos que

tiene un accesorio al momento de entrar en operación.

• Aleación: consta del material o composición química del cuál se encuentra

fabricado un accesorio.

• Espesor: como su nombre lo indica, es el grosor que tiene la pared del accesorio

respecto a las normas y especificaciones técnicas establecidas.

84

2.4.10.1. BRIDAS

Son accesorios que se utilizan para conectar tuberías con equipos (como por ejemplo:

bombas, intercambiadores, separadores, tanques, etc.) o con otros accesorios (válvulas,

codos, etc.). La unión se realiza por medio de dos bridas, en la cual una de ella

pertenece a la tubería y la otra al equipo o accesorio.

La mayor ventaja que tienen las uniones bridadas radica en el hecho de que por estar

unidas por espárragos y tuercas permite una mayor facilidad en el montaje y desmontaje

de la unión, ya sea para reparación o mantenimiento.

Existen diferentes tipos de bridas, entre las más importantes tenemos:

• Brida Roscada (Threaded): son aquellas bridas que pueden ser instaladas sin la

necesidad de soldadura. No son recomendables para servicios que impliquen

fatigas térmicas, son utilizadas para líneas con fluidos con bajas temperaturas,

bajas presiones y poca corrosión.

FIGURA Nº 13: BRIDA ROSCADA

Fuente: http://www.farca.com.ar/Bridas_ansi.htm


85

• Brida Corrediza o Deslizante (Slip on Welding): este tipo de brida tiene la

característica de tener su agujero central con un diámetro un poco superior al

diámetro externo de la tubería, razón por la cuál puede deslizarse por la tubería

hasta alcanzar la posición adecuada antes de ser soldada.

FIGURA Nº 14: BRIDA DESLIZANTE



Este tipo de brida se encuentra en el mercado con distintos tipos de caras, de

entre ellas tenemos: Cara Plana (Plane Face), Cara con Resalte o Realzada

(Raised Face), Junta con Reborde, Junta de Anillo (Ring Joint), Borde y Ranura,

y Macho & Hembra (T & G).

86

FIGURA Nº 15: TIPOS DE CARAS

Fuente: http://web.usal.es/~tonidm/DEI_04_tuberias.pdf


• Brida con Boquilla para Soldar (Socket Welding): este tipo de brida trae en su

interior un encaje o asiento, donde se puede asentar la tubería con facilidad para

después ser soldada.

FIGURA Nº 16: BRIDA CON BOQUILLA PARA SOLDAR

Fuente: “http://web.usal.es/~tonidm/DEI_04_tuberias.pdf“y “http://www.farca.com.ar/Bridas_ansi.htm”


87

• Brida con Cuello para Soldar (Welding Neck): se distingue por su cono largo y

su camino gradual de espesor en la región de soldadura donde se une al tubo. Es

utilizada para minimizar el número de soldaduras y a la vez contribuye a

contrarrestar la corrosión en la junta.

FIGURA Nº 17: BRIDA CON CUELLO PARA SOLDAR

Fuente: “http://web.usal.es/~tonidm/DEI_04_tuberias.pdf“y “http://www.farca.com.ar/Bridas_ansi.htm”


• Brida Traslapada (Lapped or Lap Joint): como su nombre lo indica, este tipo de

brida se coloca por encima del extremo de una porción del diámetro exterior de

la tubería para luego ser soldada.

88

FIGURA Nº 18: BRIDA TRASLAPADA



• Bridas de Reducción: este tipo de bridas son las que posee un diámetro exterior,

diámetro del círculo de pernos, grosor de la brida, etc., correspondiente a un

determinado diámetro nominal, pero la tubería a la cual están unidas, es de un

diámetro nominal menor. La principal desventaja de este tipo de bridas es la

variación brusca de la sección del paso del fluido, que produce una pérdida de

carga. Son muy útiles en el caso de insuficiencia de espacio. Cabe mencionar

que cualquier tipo de brida puede a su vez ser reductora.

FIGURA Nº 19: BRIDA REDUCTORA



89

• Brida Loca: esta brida es la que viene seccionada y su borde puede girar

alrededor del cuello, lo que da facilidad para instalar los orificios para los pernos

en cualquier posición sin nivelación previa. Son muy utilizadas en operaciones

con fluido corrosivos, ya que los materiales que están en contacto con estos

fluidos deben ser de alta calidad (como por ejemplo acero inoxidable, aluminio,

etc.), y este tipo de bridas por su estructura permiten disminuir la cantidad de

material de alta calidad, colocándolo sólo en la parte que esta en contacto con el

fluido, y no en toda la estructura de la brida.

FIGURA Nº 20: BRIDA LOCA



• Brida Ciega: esta brida es una pieza completamente sólida sin ningún orificio

para fluido. Se une a la tubería mediante pernos y se la puede colocar junto con

otro tipo de brida de igual diámetro, cara y resistencia.

90

FIGURA Nº 21: BRIDA CIEGA



FIGURA Nº 22: TIPOS DE BRIDAS (CORTE TRANSVERSAL)

Fuente: ASME/ANSI B16.5 1988 p.63


2.4.10.2. EMPAQUETADURAS

Son accesorios utilizados para realizar sellados en todo tipo de juntas mecanizadas

existentes en las líneas.

91

Entre los distintos tipos de empaquetaduras existentes, tenemos entre las más

importantes:

• Anillos de Acero: son los usados con bridas que tienen ranuras para el empalme

con el anillo de acero.

• Empaquetadura de Asbesto: como su nombre lo señala, son fabricadas de

material de asbesto simple, comprimido o grafitado.

• Empaquetadura Flexitálica: este tipo de empaquetadura es fabricada de metal y

de asientos espirometálicos.

• Empaquetaduras de Cartón: usadas con frecuencia en cajas de condensadores,

donde existan condiciones bajas de presión y temperatura.

• Empaquetaduras de Goma: son las que se usan comúnmente en bridas con cara

de macho y hembra.

• Empaquetaduras de Metal: son fabricadas por lo general en acero al carbono o

en aleaciones de acero inoxidable (según normas ANSI y ASTM).

• Empaquetadura Completa: usadas generalmente en uniones con brida,

particularmente en bridas con cara plana.

• Empaquetaduras Grafitadas: son fabricadas con gran resistencia a altas

temperaturas. Se fabrican en tipo anillo y espirometálicas de acero con asiento

grafitado.

92

2.4.10.3. CODOS, TES Y REDUCCIONES

Los codos son accesorios de forma curva, utilizados para cambiar la dirección del flujo

según como haya sido diseñado el sistema de tuberías. Como ya se lo mencionó antes,

en la construcción de la tubería, estos codos deberán tener similares condiciones,

propiedades mecánicas y composición química de la tubería a la cual serán unidos;

además de tener en cuenta en paso del raspador por el interior del codo en líneas de

campo.

Existen tipos de codos llamados estándar, los cuales vienen listos para la prefabricación

de piezas de tubería, fundidos en una sola pieza con características específicas; los

cuáles son: Codos Estándar de 45º, Codos Estándar de 90º y Codos Estándar de 180º.

Dentro de las características más importantes que debemos tomar en cuenta en la

selección de codos tenemos: diámetro, ángulo, radio, aleación, espesor, junta y

dimensiones.

Las tes son accesorios que por su forma nos permiten distribuir en dos direcciones el

curso del flujo que viaja en el interior de la tubería. Las tes deben ser diseñadas de tal

forma que tengan una relación balanceada entre el espesor del material y la distribución

de esfuerzos.

Por último, las reducciones son accesorios que cumplen una función similar a la de las

bridas de reducción, conectadas en un extremo a una tubería de un diámetro nominal

determinado, y al otro extremo a una tubería de un diámetro nominal menor.

93

FIGURA Nº 23: CODOS, TES Y REDUCCIONES

Fuente: CATÁLOGO DE ACCESORIOS TUVALS S.A.


2.4.10.4. VÁLVULAS

Las válvulas son dispositivos de paso, cierre y control que nos permiten regular el flujo

de cualquier fluido que viaja por el interior de una tubería. Las válvulas en su mayoría

pueden adoptar infinitas posiciones que determinan la regulación del volumen de fluido

94

que pasa por la tubería, desde la completa obstrucción hasta el libre paso del fluido.

Existen varios distintos tipos de válvulas que dependerán de la función que deban

efectuar, teniendo entre estas tres funciones básicas que son: cierre o bloqueo,

estrangulación y retención. Debido a que existen diversos tipos de válvulas para cada

función, es necesario además determinar las condiciones de servicio en la que serán

empleadas, es decir la clase de fluidos con los que trabajarán las válvulas, que pueden

ser: líquidos, gases, líquidos con gases, líquidos con sólidos, gases con sólidos, etc.;

teniendo como primordial importancia conocer sus características químicas y físicas.

A continuación haremos un resumen de los principales tipos de válvulas, resaltando

solamente sus características principales, sin entrar en detalles de cada válvula; así que

entre los más conocidos y principales tipos de válvula tenemos:

• Válvula de Compuerta: este tipo de válvula efectúa su cierre mediante un disco

vertical plano o de forma especial, que se mueve verticalmente hacia la

dirección del fluido. Las válvulas de compuerta son utilizadas para la función de

cierre o bloqueo, y no son recomendables para servicios de estrangulación ya

que la compuerta y el sello tienden a sufrir erosión rápida cuando restringen la

circulación, además de producir turbulencia cuando la compuerta está

parcialmente abierta.

95

FIGURA Nº 24: VÁLVULA DE COMPUERTA

Fuente: GREENE Richard; “Válvulas, Selección, Uso y Mantenimiento”


• Válvula de Globo: esta válvula posee un cierre positivo, su asiento suele estar

paralelo con la dirección del flujo a diferencia del asiento perpendicular en las

válvulas de compuerta. Todo contacto entre el asiento y el disco termina cuando

el flujo empieza, lo cual permite menor pérdida de metal por erosión del asiento.

Los asientos pueden ser de metal o de un material elástico, así mismo el asiento

puede ser simple, doble o de obturador equilibrado. Las válvulas de globo son

usadas principalmente para la función de estrangulación.

96

FIGURA Nº 25: VÁLVULA DE GLOBO



• Válvula de Mariposa: esta válvula tiene un cuerpo formado por un anillo

cilíndrico dentro del cual gira transversalmente un disco circular. Su uso

principal es tanto para cierre como para estrangulación. Su diseño de disco

transversal produce poca caída de presión y evita la acumulación de sólidos no

adherentes. La válvula de mariposa es una de las más antiguas y su operación es

fácil y muy rápida.

97

FIGURA Nº 26: VÁLVULA DE MARIPOSA



• Válvula de Macho: esta válvula tiene el obturador o tapón troncocónico que

tiene perforaciones transversales similares a las aberturas en el cuerpo de la

válvula. La válvula se puede mover de completamente abierta a completamente

cerrada en tal solo un cuarto de vuelta. Se recomienda inyectar grasa alrededor

del tapón para que actúe como agente sellante y lubricante. La válvula de macho

es usada para la función de cierre o bloqueo, sin estrangulamiento.

98

FIGURA Nº 27: VÁLVULA DE MACHO



• Válvula de Bola: este tipo de válvula es básicamente una válvula de macho

modificada. Posee una bola que tiene un orificio que se une con el cuerpo en

posición de abierta. Estas válvulas son utilizadas para cierre o bloqueo, sin ser

satisfactorias para estrangulación. Son de mantenimiento fácil y de rápida

operación, su apertura y cierre total se lo hace con un giro de 90º o cuarto de

vuelta. Existen dos tipos de cuerpos para válvulas de bola que son: entrada

superior y de cuerpo partido. Así también las bolas pueden tener orificios

completos, de venturi y de superficie reducida.

99

FIGURA Nº 28: VÁLVULA DE BOLA



• Válvula en Ángulo: este tipo de válvulas son básicamente válvulas de globo, que

tienen conexiones de entrada y salida en ángulo recto. Su uso principal es para

servicio de estrangulación. Estas válvulas presentan menos resistencia al flujo

que las de globo, permitiendo obtener un flujo de caudal regular sin excesivas

turbulencias.

FIGURA Nº 29: VÁLVULA EN ÁNGULO



100

• Válvula en Y: estas válvulas son una modificación de las válvulas de globo, su

diferencia radica en que el orificio para el asiento está a un ángulo de 45º con

respecto al sentido del flujo. Se utilizan para servicios de estrangulación. La

trayectoria del flujo en estas válvulas es más lisa, por lo que hay menor caída de

presión que en las válvulas de globo convencionales.

FIGURA Nº 30: VÁLVULA EN Y



• Válvula de Aguja: este tipo de válvula es básicamente una válvula de globo que

tiene un macho cónico similar a una aguja que se ajusta con precisión a su

asiento. Se usan para lograr estrangulación exacta de volúmenes pequeños

debido al orificio variable que se forma entre el macho cónico y su asiento. Estas

válvulas encuentran aplicación en vapor, aire, petróleo, gas, líquidos ligeros, fuel

oil, y servicios similares.

101

FIGURA Nº 31: VÁLVULA DE AGUJA

Fuente: Ing. CADENA J; “Manual de Válvulas, SECAP – MAXUS”


• Válvula de Compresión: el principio de funcionamiento de este tipo de válvula

es oprimiendo un tubo flexible de caucho, plástico o goma mediante un

mecanismo de opresión. Se puede utilizar para servicio de corte o de

estrangulación. Estas válvulas son muy útiles para controlar líquidos corrosivos,

debido a que el líquido se encuentra aislado de las piezas metálicas mediante el

tubo flexible. También son recomendables para manejar líquidos que contengan

gran cantidad de materia en suspensión, debido a que la caída de presión en estas

válvulas es pequeña.

102

FIGURA Nº 32: VÁLVULA DE COMPRESIÓN

Fuente: CREUS A; “Instrumentación Industrial, Válvulas de Control”


• Válvula de Diafragma: en estas válvulas el elemento de control es mediante un

diafragma flexible, así cuando se cierra la válvula el diafragma se asienta con

rigidez contra una zona circular en el fondo de la válvula; y cuando se abre la

válvula se eleva el diafragma fuera de la trayectoria del flujo y el líquido tiene

un flujo suave, sin obstrucciones y sin tener contacto con las piezas de trabajo,

donde ocasionaría corrosión u otras fallas. Las válvulas de diafragma pueden

tener dos tipos de cuerpos que son: el rectilíneo y el de vertedero o Saunders. La

válvula de diafragma rectilínea posee los mismos diámetro interior y

conformación que la tubería, por lo que para poder operar este tipo de válvula es

requerida carreras más largas, lo cual puede ser una desventaja ya que existen

pocos plásticos que puedan soportar las carreras largas. En cambio la válvula de

diafragma Saunders posee una base de asentamiento elevada sobre el fondo del

cuerpo de la válvula, lo cual disminuye el diámetro interior de la válvula con

respecto al de la tubería; esto produce que las carreras de funcionamiento sean

103

más cortas y en consecuencia como una ventaja tenemos el empleo de materiales

más duro para el diafragma. La válvula Saunders y en general las válvulas de

diafragma son utilizadas para estrangulación y para cierres herméticos.

FIGURA Nº 34: VÁLVULA DE DIAFRAGMA

Fuente: Rosales R., Rice J.; “Instrumentación para Medición y Control”


• Válvula de Corredera: en este tipo de válvula el elemento de control de flujo

consiste en uno o dos discos que se deslizan entre asientos paralelos en el

cuerpo, sin el uso de ningún mecanismo expansor de discos. Por lo general se

utilizan para controlar líquidos y gases a baja presión, y no es recomendable

utilizarlas en servicios donde se requiera un cierre hermético; además por su

cavidad libre de restricciones se la puede emplear en servicios en la que los

líquidos o gases tengan un alto contenido de sólidos o materiales granulados de

libre fluidez.

104

FIGURA Nº 33: VÁLVULA DE CORREDERA



• Válvulas de Retención (Check): estas válvulas son integrales y a diferencia de

otras válvulas, estas se destinan únicamente a la función de impedir la inversión

del flujo en la tubería. La presión del fluido circulante en el interior de la tubería

abre la válvula, y el peso del mecanismo de retención o cualquier inversión en el

flujo la cierran. Existen diferentes formas o tipos de válvulas de retención, y su

selección se la deberá realizar de acuerdo a las condiciones de operación

tomando en cuenta factores como la temperatura, caída de presión, limpieza del

fluido, etc.; entre estos diferentes tipos de válvulas check podemos mencionar: la

válvula de retención de bisagra (columpio), la válvula de retención horizontal de

disco, bola o pistón, válvula de retención de mariposa, entre otras.

105

FIGURA Nº 35: VÁLVULA DE RETENCIÓN (CHECK)



Adicionalmente en esta parte, como conocimiento general, voy a incluir los conceptos

de válvulas de seguridad y válvulas de alivio en forma resumida e incluyendo la

principal diferencia entre ellas, ya que los nombre de “seguridad” y “descarga o alivio”

son usados indistintamente, y en realidad existe una importante diferencia entre estos

dos tipos:

• Válvulas de Seguridad: estas válvulas son utilizadas para manejar fluidos

compresibles como vapor y otros gases. Esta compresibilidad demanda de un

rápido desfogue de la sobrepresión, es así que las válvulas de seguridad poseen

asientos y tapones que se abren rápidamente en caso de sobrepresión,

desfogando a flujo total. La descarga puede hacerse directamente a la atmósfera

o a un sistema de recuperación.

• Válvulas de Descarga o Alivio: estas válvulas son utilizadas para manejar

fluidos no compresibles, es decir para manejar líquidos tales como agua o

aceites. En este caso no se requiere de una descarga inmediata del flujo total, ya

que basta con una pequeña cantidad de flujo para reducir de forma apreciable la

106

sobrepresión. Es así que los asientos y tapones que posee la válvula se abren y se

cierran lentamente, y descargan la sobrepresión a un sistema de baja presión a

fin de recuperar el líquido.

Tanto las válvulas de seguridad como las de descarga son empleadas para impedir daños

al equipo, por medio de la descarga de sobrepresiones accidentales ya sea directamente

a la atmósfera o a un punto de presión más baja en el sistema. La gran mayoría de

válvulas de seguridad y de descarga son operadas por acción de un resorte calibrado que

permite la descarga predeterminada. En otros casos en lugar de un resorte también se

utilizan palancas lastradas o combinaciones de palanca y resortes.

FIGURA Nº 36: VÁLVULA DE SEGURIDAD



107

FIGURA Nº 37: VÁLVULA DE DESCARGA O ALIVIO



2.5. RELACIÓN ENTRE EL FLUIDO Y LA TUBERÍA

Las características de la tubería así como las propiedades físicas del fluido que se mueve

a través de ella son interdependientes. Dentro de las características de la tubería que

afectan el comportamiento del fluido y a su vez el diseño, construcción y mantenimiento

de un sistema de tuberías, específicamente debemos considerar estos tres parámetros

importantes que son: longitud, diámetro interno y rugosidad relativa de la superficie

interna de la pared de la tubería ( Dε ).

108

FIGURA Nº 38: CARACTERÍSTICAS FÍSICAS DE LA TUBERÍA



• Longitud de la Tubería: la importancia de esta característica en relación con el

fluido, se debe a que la longitud de un segmento de tubería afecta directamente

la caída total de presión a través de todo ese segmento, es decir entre mayor sea

la longitud del segmento de tubería, mayor será la caída total de presión a través

de dicho segmento.

• Diámetro Interno de la Tubería: en el transporte de fluidos las pérdidas por

fricción están relacionadas y dependen del diámetro interno de la tubería. Así

cuando el diámetro interno de la tubería disminuye, las pérdidas de presión por

fricción aumentan drásticamente, y viceversa cuando el diámetro interno

aumenta. Esta característica física de la tubería no solo es importante y tomada

en consideración en el diseño y construcción de sistemas de tuberías, sino

también en el mantenimiento interno de las mismas, sobre todo si nos referimos

al uso de raspadores donde requerimos necesariamente conocer esta dimensión.

109

• Rugosidad Interna de la Tubería: la rugosidad relativa de la pared interna de la

tubería se define como la relación entre la rugosidad absoluta de la pared de la

tubería ε (que es una medida de la altura promedio de imperfecciones en la

superficie de la pared de la tubería) y su diámetro interno D. Este es un valor

adimensional y nos permite determinar el factor de fricción f, mediante una

correlación con el número de Reynolds Re (que a su vez relaciona el diámetro

interno de la tubería con la velocidad y viscosidad del fluido, para determinar el

tipo de flujo), lo que representa la gran importancia de este valor y la razón de su

uso.

ECUACIÓN Nº 20: NÚMERO DE CÉDULA

Rugosidad Relativa= Dε



Donde: ε = Rugosidad absoluta de la pared de la tubería (pulg)

D= diámetro interno de la tubería (pulg)

Conjuntamente con las características de la tubería (como ya lo habíamos mencionado),

las propiedades físicas de los fluidos transportados a través de la tubería influyen en el

diseño, construcción y mantenimiento de un sistema de tuberías. Es por eso que el

conocimiento de las principales propiedades físicas de los fluidos es de suma

importancia, tanto para la construcción como para el mantenimiento de las tuberías que

110

los transportan. Todas las propiedades principales de los fluidos podemos revisarlas en

el numeral 2 de este capítulo.

2.5.1. PATRONES DE FLUJO EN TUBERÍAS HORIZONTALES

En el transporte de hidrocarburos líquidos por medio de tuberías horizontales es muy

común transportar fluidos bifásicos, es decir fluidos que contienen una mezcla de

líquido y gas. Esta mezcla de líquido y gas provoca distintos patrones de flujo en el

interior de la tubería, dados por distintos factores. Cada patrón de flujo produce una

distribución relativa de las fases en el interior de la tubería. A continuación

analizaremos los distintos patrones de flujo que se han identificado en el flujo

horizontal:

• Flujo Burbuja: en este tipo de flujo las burbujas de gas se desplazan por la parte

superior de la tubería a la misma velocidad que el líquido.

FIGURA Nº 39: FLUJO BURBUJA

Fuente: Conceptos Básicos de Hidrocarburos, Documento de Clase- Perforación I


111

• Flujo Tapón: Flujo en cual se alternan los tapones de liquido y de gas en la parte

superior de la tubería.

FIGURA Nº 40: FLUJO TAPÓN



• Flujo Estratificado: el líquido fluye por el fondo de la tubería y el gas se

desplaza por la parte superior, ambos a la misma velocidad.

FIGURA Nº 41: FLUJO ESTRATIFICADO



112

• Flujo Ondulado: es similar al estratificado pero el gas se mueve a mayor

velocidad que el líquido y la interfase esta formada por ondas que se desplazan

en la dirección del flujo.

FIGURA Nº 42: FLUJO ONDULADO



• Flujo Bache: impulsado por la mayor velocidad del gas, las ondas se elevan

periódicamente hasta tocar la parte superior de la tubería, formando espuma.

FIGURA Nº 43: FLUJO BACHE



113

• Flujo Anular: el líquido forma una película alrededor del interior de la tubería y

el gas se desplaza en su parte central.

FIGURA Nº 44: FLUJO ANULAR



• Flujo Niebla: crecen las burbujas de gas y solo queda una película de líquido en

las paredes de la tubería.

FIGURA Nº 45: FLUJO NIEBLA



CAPÍTULO III

114

CAPÍTULO III

3. PRUEBAS, MANTENIMIENTO, CORROSIÓN, DEPOSITACIÓN DE

PARAFINAS Y LA TEORÍA & APLICACIÓN DE RASPADORES

En este segundo capítulo vamos a describir lo que son las pruebas y mantenimiento que

se aplican a un sistema de tubería. También analizaremos la corrosión tanto externa

como interna que sufre el metal de las paredes que constituyen la estructura de las

tuberías, y los mecanismos de depositación y acumulación de parafina; todo con la

finalidad de encaminarnos a lo que es la teoría y aplicación de herramientas mecánicas

más bien conocidas como raspadores o chanchos en el mantenimiento y limpieza de las

paredes internas de las tuberías; y poder así dar forma a los objetivos planteados en el

presente trabajo.

3.1. PRUEBAS

A continuación se numeraran las diferentes pruebas que se efectúa en cualquier tipo de

tubería que esté destinada al transporte de hidrocarburos líquidos en superficie.

115

3.1.1. PRUEBAS POSTERIORES A UNA CONSTRUCCIÓN NUEVA

Es necesario conocer que después de una construcción nueva es requerido efectuar

pruebas en toda la estructura. Más adelante se detallan dichas pruebas:

3.1.1.1. EN EL SISTEMA

Todos los sistemas de tubería que transportan hidrocarburos líquidos deberán ser

probados después de su construcción. Los sistemas que operan a un esfuerzo de

membrana mayor al 20% del esfuerzo mínimo especificado de fluencia de la tubería,

deben ser probados mediante prueba hidrostática. En cambio los sistemas que operen a

un esfuerzo de membrana igual o menor al 20% de esfuerzo mínimo especificado de

fluencia de la tubería podrán probarse mediante prueba de fuga en vez de la prueba

hidrostática.

De las pruebas que se efectúen en la tubería, en ningún caso la presión de prueba puede

exceder los límites estipulados en los estándares de especificación del material o del

elemento más débil del sistema, tramo o segmento de tubería que esté siendo probado.

Hay que mencionar que los equipos que no sean sujetos a la prueba de presión deberán

ser aislados o desconectados de la tubería. Las válvulas pueden ser usadas si estas

(incluyendo el mecanismo de cierre) son apropiadas para la presión de prueba.

116

3.1.1.2. EN TIE-IN’S O SECCIONES DE LÍNEAS DIVIDIDAS

Existen circunstancias en las que es necesario dividir la línea en secciones de prueba e

instalar cabezales de prueba, tuberías de conexión y otros accesorios necesarios para la

prueba; en estos casos no se requiere que sean probadas las soldaduras de amarre de las

secciones probadas (tie-in) y las soldaduras circunferenciales de tuberías preprobadas

deberán ser inspeccionadas por radiografía u otro método no destructivo.

3.1.1.3. EN EQUIPOS DE PROTECCIÓN Y CONTROL

Todos los equipos que sean para la protección y control, incluyendo limitadores de

presión, reguladores, controladores, válvulas de alivio y otros dispositivos de seguridad,

todos estos deberán ser probados para determinar que están en buenas condiciones

mecánicas y que son de la capacidad adecuada, efectividad y confiabilidad en la

operación y servicio en la que serán usados. Además se deberá verificar que funcionen a

la presión correcta y al momento de su instalación se debe proteger que materiales

extraños u otras condiciones puedan causar operaciones inapropiadas.

3.1.2. PRUEBAS EN ARTÍCULOS FABRICADOS

Todos los artículos fabricados tales como trampas de raspadores, múltiples, cámaras de

volumen, etc.; deben ser probados mediante pruebas hidrostáticas a límites de presión

117

iguales o mayores a los requeridos por el sistema completo. Esta prueba se la puede

hacer de forma individual o como parte del sistema completo.

3.1.3. PRUEBAS DE CALIFICACIÓN PARA TUBERÍAS

Dentro de las pruebas de calificación para tuberías debemos tomas en cuenta

principalmente los siguientes factores:

3.1.3.1. PRUEBA VISUAL

Toda tubería sea nueva o usada que vaya a ser instalada deberá ser inspeccionada

visualmente, es decir mediante la observación de la tubería.

3.1.3.2. DETERMINACIÓN DEL ESPESOR DE PARED

Cuando se desconozca el espesor de la pared nominal, éste deberá ser determinado

mediante la medición manual del espesor, ubicando puntos cada cuarto en cada extremo

de tramo de tubería. Si se conoce que toda la tubería es de grado, tamaño y espesor

nominal uniforme, se deberá medir en no menos del 5% de todas las longitudes

individuales, pero a su vez en no menos de 10 longitudes; facilitando de esta manera la

medición del espesor de las otras longitudes que pueden ser verificadas mediante un

indicador calibrado al mínimo espesor. Tomadas ya estas medidas, el espesor de la

pared nominal definitivo se lo obtiene tomando la medida de espesor de pared más

118

cercano que esté por debajo del promedio de las medidas tomadas, valor que en ningún

caso puede ser mayor a 1.4 veces al último espesor medido en toda la tubería menor a

NPS 20; ni mayor a 1.11 veces al último espesor medido en toda la tubería de NPS 20 o

mayor.

3.1.3.3. DETERMINACIÓN DE LA RESISTENCIA DE FLUENCIA

Cuando no se conozca el esfuerzo mínimo de fluencia especificada, la mínima

resistencia a tracción o el porcentaje mínimo de elongación de la tubería, las

propiedades de tensión deberán ser establecidas llevando a cabo las pruebas de tensión

prescritas por las normas API 5L o 5LU, tomando en consideración que el mínimo

número de dichas pruebas deba ser como se indica a continuación:

TABLA Nº 5: MÍNIMO NÚMERO DE LONGITUDES POR PRUEBA SEGÚN EL

DIÁMETRO DE TUBERÍA

Tamaño Nominal de la Tubería (NPS) Número de Longitudes por Prueba

Menores a 6 200

Entre 6 y 12 100

Mayores a 12 50



Por último hay que mencionar que los especimenes de prueba deben ser seleccionados

aleatoriamente.

119

3.1.3.4. VALOR MÍNIMO DE RESISTENCIA DE FLUENCIA

En el caso de tuberías en las que las especificaciones sean desconocidas, la resistencia

mínima de fluencia deberá ser determinada primero, previamente promediando el valor

de todas las pruebas de resistencia de fluencia, y luego para obtener el valor definitivo

de resistencia a fluencia mínima se deberá tomar el menor valor de los siguientes:

• El 80% del valor promedio de las pruebas de resistencia de fluencia.

• El mínimo valor de cualquier prueba de resistencia a fluencia, pero teniendo en

cuenta que este valor en ningún caso sea mayor a 52000 psi (358 MPa).

• 24000 psi (165 MPa), en el caso de que la relación entre los valores

fluencia/tensión exceda a 0.85.

3.1.4. PRUEBAS DE PRESIÓN PARA TUBERÍAS

Entre las pruebas de presión que podemos mencionar para tuberías que transportan

hidrocarburos líquidos en superficie tenemos:

3.1.4.1. PRUEBA HIDROSTÁTICA

En términos generales una prueba hidrostática consiste en aislar segmentos de la tubería

e inyectar agua a presiones de hasta el 125% de la máxima presión de operación. En

tuberías nuevas o usadas que podrían operar a presiones mayores, esta prueba nos sirve

para conocer la resistencia de la tubería o para detectar grietas u otras anomalías. La

120

prueba hidrostática es un procedimiento bastante complejo que requiere una

planificación y la consideración de algunos factores tales como: la cantidad de millas o

kilómetros a ser probados, la gradiente de elevación del segmento que será probado, la

ubicación de la fuente y la cantidad del agua requerida, el tratamiento previo del agua a

usarse en la prueba y la selección de las bombas adecuadas. Una vez tomado en cuenta

estos factores podemos aislar la zona a ser probada y proceder a la prueba hidrostática.

A continuación mencionaremos varias consideraciones importantes que debemos aplicar

en la ejecución de una prueba hidrostática de tuberías a presión interna:

• Las secciones de sistemas de tuberías que vayan a ser operadas a un esfuerzo de

membrana mayor al 20% del esfuerzo mínimo especificado de fluencia de la

tubería, deberán ser sujetas en cualquier punto a una prueba hidrostática

equivalente a menos de 1.25 veces (<125%) la presión interna de diseño en ese

punto, por una duración no menor a 4 horas. Cuando las líneas vayan a ser

probadas a presiones que desarrollen un esfuerzo de membrana superior al 90%

del mínimo esfuerzo especificado de fluencia en la tubería, basándose en el

espesor de la pared nominal, se deberá tener cuidado de no producir sobre-

deformaciones en la tubería. En esta parte cabe mencionar que en aquellas

secciones de tubería en donde todos los componentes presurizados son

visualmente inspeccionados durante la prueba que determina la no existencia de

fugas, dichas secciones no requerirán pruebas adicionales. Mientras que en

aquellas secciones de tubería en las que no se pueda inspeccionar visualmente

durante la prueba, dicha prueba de presión deberá ser seguida de una prueba de

fuga de presión reducida equivalente a menos 1.1 veces (<110%) la presión

interna de diseño, por una duración no menor a 4 horas.

121

• La realización de la prueba hidrostática deberá ser hecha con agua, a excepción

de que se pueda usar petróleo líquido que no se vaporice rápidamente, pero

previendo que: (1) la sección de tubería bajo prueba no sea costa afuera, se

encuentre fuera de las ciudades y otras áreas pobladas, y que en cada

construcción dentro de 90 metros la sección probada no sea ocupada mientras la

presión de prueba es igual o mayor a la presión que produce un esfuerzo de

membrana del 50% del mínimo esfuerzo de fluencia especificado de la tubería;

(2) la sección probada sea mantenida bajo vigilancia de patrullaje regular

durante toda la prueba; (3) la comunicación a lo largo de la sección probada se

mantenga constante.

• Cuando el medio en el que se efectúe la prueba en el sistema esté sujeto a

condiciones de expansión térmica durante la prueba, se deberá tomar medidas

para liberar el posible exceso de presión. Todos los efectos de cambio de

temperatura deberán ser tomados en cuenta cuando se hagan las interpretaciones

de los registros de la presión de prueba.

• En condiciones de climas muy fríos, luego de la finalización de la prueba

hidrostática es importante que la línea, válvulas y accesorios sean drenados

completamente del agua, todo con el objetivo de prevenir daños debidos a

posibles congelamientos.

• En el caso de tuberías, válvulas y accesorios destinados para dióxido de

carbono, se deberá drenar y secar después de la prueba hidrostática y antes de

ser puestos en operación, todo con la finalidad de prevenir posibles formaciones

de componentes corrosivos formados por dióxido de carbono y agua.

122

3.1.4.2. PRUEBA DE FUGA

La prueba de fuga puede ser hidrostática o neumática y es aplicada comúnmente para

sistemas de tuberías que operan a un esfuerzo de membrana igual o menor al 20% del

esfuerzo mínimo de fluencia especificado de la tubería; esta prueba tiene una duración

de 1 hora. La presión de prueba hidrostática no deberá ser menor a 1.25 veces

(>=125%) la presión interna de diseño. Mientras que la presión manométrica de la

prueba neumática deberá ser menor a 100 psi, o la presión que produzca un esfuerzo de

membrana nominal del 25% del esfuerzo mínimo de fluencia especificado de la tubería.

3.1.5. OTRAS PRUEBAS (NO DESTRUCTIVAS) PARA TUBERÍAS

Existen otras pruebas que nos permiten verificar que las estructuras de las tuberías se

encuentren en perfectas condiciones. Entre ellas tenemos:

• Pruebas electromagnéticas: estas pruebas miden la respuesta de la tubería al paso

de la corriente eléctrica. A través de esta prueba podemos detectar corrosión y

abolladuras.

• Pruebas de Rayos X (Prueba Radiográfica): estas pruebas nos permiten probar

soldaduras nuevas a través de rayos X para verificar que fueron hechas a la

perfección. El procedimiento consiste en colocar una película alrededor de la

soldadura nueva y luego exponerla a radiación. Cuando la película se revela, se

puede ver cualquier defecto en la soldadura.

123

• Pruebas Ultrasónicas: estas clases de pruebas utilizan ondas de sonido de alta

frecuencia para detectar los posibles defectos en las soldaduras o en la superficie

de la tubería. A través de las flexiones de onda del sonido podemos obtener

información asociada al espesor de la pared de la tubería y la distancia de

cualquier defecto. No obstante, esta prueba también puede ser utilizada para

verificar la calidad de las reparaciones realizadas en una sección del tubo. Este

método es muy complejo y demanda un personal calificado para su aplicación y

para la interpretación de indicaciones o resultados de la prueba.

• Pruebas Magnéticas (Partículas Magnéticas): a través de esta prueba podemos

detectar y medir defectos longitudinales a lo largo de la tubería. Se basa en el

principio del magnetismo y consiste en el poder de atracción entre metales, es

decir cuando un material es magnético atrae en sus extremos o polos a otros

metales igualmente magnéticos o con la capacidad de magnetizarse. De acuerdo

con esto, si un material magnético presenta discontinuidades o daños en su

superficie, éstas actuarán como polos, atrayendo cualquier material magnético o

ferromagnético que esté cercano a las mismas. De esta manera podemos esparcir

sobre la superficie pequeños trozos o diminutas partículas magnéticas, y

observar cualquier acumulación de las mismas, lo cuál evidenciará la presencia

de discontinuidades o cualquier daño en la superficie de la tubería. La aplicación

de esta prueba se encuentra limitada por su carácter magnético, por lo que sólo

se la puede aplicar en materiales ferromagnéticos. En esta prueba existen dos

principales medios por los que se puede aplicar las partículas magnéticas, que

son: por Vía Húmeda (las partículas se encuentran suspendidas en un medio

líquido como aceite o agua) y por Vía Seca (las partículas se encuentran

124

suspendidas en el aire). Así mismo existen dos tipos de partículas magnéticas:

las que son visibles con luz blanca natural o artificial, y aquellas que sólo

pueden ser observadas bajo luz negra o ultravioleta. El mecanismo que se usa en

las pruebas magnéticas se encuentra representado en la siguiente figura:

FIGURA Nº 46: PRUEBA MAGNÉTICA

Fuente: http://html.rincondelvago.com/pruebas-no-destructivas.html


• Líquidos Penetrantes: la prueba de líquidos penetrantes se basa en el principio

de capilaridad y consiste en la aplicación de un líquido (que tenga buenas

características de penetración en pequeñas aberturas) sobre la superficie limpia

del material a ser probado. Una vez transcurrido el tiempo necesario como para

que el líquido penetrante penetre considerablemente en cualquier abertura

superficial, se realiza una limpieza del excedente de líquido penetrante con algún

material absorbente y a continuación se aplica un líquido absorbente de color

125

diferente al líquido penetrante llamado revelador, el cuál absorberá el líquido

que haya penetrado en las aberturas. En consecuencia, en las áreas en las que se

observe la presencia de líquido penetrante después de la aplicación del líquido

absorbente, serán las áreas que contienen algún defecto superficial como grietas,

ranuras, perforaciones, etc. Existen dos técnicas principales en las pruebas con

líquidos penetrantes conocidas como: Líquidos Penetrantes Visibles y Líquidos

Penetrantes Fluorescentes. La diferencia entre ambas consiste en que, en la

primera se emplea líquidos penetrantes que son visibles a simple vista o con

ayuda de luz artificial blanca; y en la segunda se emplean líquidos penetrantes

que sólo son visibles mediante el uso de luz negra o ultravioleta o mediante la

observación en la oscuridad. Cada una de estas dos técnicas puede a su vez

subdividirse en tres subtécnicas según el líquido que se use, las cuáles son:

mediante líquidos removibles con agua, mediante líquidos removibles con

solvente y mediante el uso de líquidos posemulsificantes. Cada una de estas

técnicas con líquidos penetrantes tienen sus ventajas y desventajas, y estas

dependerán del material a ser analizado, el tipo de daño a detectarse y el costo.

3.2. MANTENIMIENTO Y OPERACIÓN

Toda empresa que maneja sistemas de tuberías invierte grandes sumas de dinero en la

construcción de instalaciones y equipos para la operación de las mismas; por lo que uno

de los grandes objetivos de estas empresas es cuidar y mantener a las tuberías. Esto es

debido a que todos los equipos que son mantenidos correctamente duran más y trabajan

mejor. Los costos de mantenimiento son justificados y superados por los grandes

126

ahorros logrados a través del aumento de la eficiencia y los bajos costos de reparación.

La no planificación de un mantenimiento correcto puede conllevar a consecuencias muy

severas, como por ejemplo largos tiempos de parada, altos costos de reparación,

posibles lesiones o pérdidas de vidas, etc. Más adelante analizaremos todos los aspectos

relacionados al mantenimiento y operación de un sistema de tuberías, pero antes

enumeraremos algunas recomendaciones acerca de los planes y procedimientos de

operación que debe considerar toda compañía que maneje un sistema de transporte por

tuberías:

• Tener planes escritos detallados y programas de entrenamiento para el personal

que ejecute la operación y mantenimiento del sistema de transporte por tuberías.

• Tener un plan para el control de la corrosión interna y externa de los sistemas de

tuberías nuevos y ya existentes.

• Tener por escrito un plan de emergencia para la implementación en el caso de

fallas en el sistema accidentales u otra emergencia; así también se deberá

entrenar apropiadamente al personal de operación y mantenimiento que sean los

responsables de la aplicación del plan.

• Establecer procedimientos para analizar todas las fallas y accidentes ocurridos

en el sistema, todo con el propósito de determinar las causas y poder eliminarlas

y minimizar la posibilidad de recurrencia.

• Dar una atención particular en los planes y procedimientos a aquellas partes del

sistema que representan un mayor riesgo al público en el caso de una

emergencia o de un mantenimiento extraordinario.

127

• Modificar los planes y procedimientos cada vez que la experiencia lo dicte, o

cuando la exposición del sistema al público y cambios en las condiciones de

operación lo requieran.

3.2.1. CONSIDERACIONES EN LA OPERACIÓN Y

MANTENIMIENTO DE LA LÍNEA

A continuación detallaremos varias consideraciones que se deben tomar en cuenta en la

operación y mantenimiento de una línea, entre las que tenemos:

3.2.1.1. PRESIÓN DE OPERACIÓN

Los operarios encargados de manejar la presión de operación deben ser muy cuidadosos

en asegurar que en ningún punto del sistema de tubería la máxima presión de operación

en estado estable y la presión de cabeza estática en condición de parada excedan la

presión interna de diseño ni los niveles de presión de los componentes usados. Además

deberán controlar que el nivel de elevación por presión debido a sobrecargas y otras

variaciones en la operación normal del sistema no excedan la presión interna de diseño

en el sistema y equipos por más del 10%.

Cuando la mayor presión de operación produzca un esfuerzo de membrana superior al

20% del esfuerzo mínimo de fluencia especificado por la tubería, el sistema deberá ser

calificado para una presión de operación mayor.

128

Otra consideración que se debe tener en cuenta, es cuando en sistemas existentes se

utilizan aún materiales producidos bajo estándares y especificaciones dejadas de

publicar, la presión interna de diseño deberá ser determinada usando el esfuerzo

admisible y criterios de diseño listados en especificaciones aplicadas en el momento de

la construcción original.

3.2.1.2. MARCADORES

Los marcadores son señales o marcas que nos permiten identificar el lugar por el cuál se

encuentra construida una tubería. Estos se deberán instalar en cada lado de la carretera,

autopista, ferrocarril y cruces de corriente para localizar e identificar apropiadamente el

sistema. No se requieren marcadores para tuberías costa afuera. Los marcadores de

tuberías, marcadores aéreos y otras señales deberán mostrar el nombre de la compañía

operadora, y si es posible un número de teléfono para contacto en caso de emergencias.

Marcadores adicionales deberán ser instalados a lo largo de la línea en área de

desarrollo y crecimiento, con el fin de proteger el sistema de la invasión.

3.2.1.3. MANTENIMIENTO DEL DERECHO DE VÍA

El derecho de vía o ruta de la tubería debe estar limpio, libre de maleza, con una clara

visibilidad y dar un acceso razonable al equipo de mantenimiento. Así mismo se debe

tener un mantenimiento periódico del acceso a los sitios donde se encuentren válvulas.

129

Este mantenimiento también incluye a excavaciones y diques, donde es necesario

proteger contra deslizamientos de la línea y erosiones de la propiedad.

3.2.1.4. PATRULLAJE

El patrullaje es el que nos permite tener una inspección periódica del sistema de tubería,

por lo que cada compañía operadora encargada de la tubería deberá tener un programa

periódico de patrullaje para revisar las condiciones del derecho de vía, posibles fugas en

la línea, actividades de construcción ajenas a la compañía, y cualquier otro factor que

afecte la seguridad y operación de la tubería. Se debe tener principal cuidado a

actividades tales como construcciones de vías, excavaciones e invasiones al sistema de

tubería. Los patrullajes deberán ser efectuados cada 15 días (recomendable), excepto en

sistema que transportan GLP o amonio-anhídrido líquido, los mismos que deberán ser

patrullados cada semana en áreas comerciales, industriales y residenciales.

En el caso de cruces bajo el agua, estos deberán ser inspeccionados periódicamente para

evitar la acumulación de escombros o cualquier otra condición que afecte la integridad y

seguridad de los cruces, y en cualquier momento que se considere esté bajo riego el

cruce como resultado de inundaciones, tormentas o sospechas de algún daño mecánico.

3.2.1.5. REPARACIONES DE LA TUBERÍA

Todas las reparaciones que se realicen deberán ser cubiertas por un plan de

mantenimiento y ejecutadas por personal entrenado y familiarizado con riesgos de

130

seguridad pública, utilizando equipos localizados estratégicamente y con los respectivos

materiales de reparación. Es esencial que todo el personal que trabaje en las

reparaciones de la tubería entienda la necesidad de la planeación cuidadosa del trabajo,

que siempre se encuentren bien informados sobre el procedimiento a seguir para la

reparación y que sigan todas las medidas y procedimientos de seguridad.

Si se usa fluido inerte para desplazar temporalmente el líquido en un sistema de tuberías

para su reparación, será requerido necesariamente un procedimiento escrito detallado

donde se deberá incluir los factores relacionados con el uso del gas inerte tales como: la

máxima tasa de flujo, presión, inyección de temperatura, procedimientos de seguridad,

etc.; todo para prever y sobre todo precautelar los riesgos del manejo de la energía

potencial que el gas pueda presentar.

3.2.1.5.1. DISPOSICIONES PARA DEFECTOS

A continuación enumeraremos disposiciones generales acerca de las imperfecciones,

daños en las tuberías y sus métodos de reparación. Estas disposiciones las dividiremos

en tres partes; siendo la primera parte acerca de los límites y disposiciones aplicables

para las imperfecciones, las cuáles son:

• Para rasguños y entallas cuya profundidad sea mayor al 12 21 % del espesor de la

pared nominal, estas deberán ser removidas o reparadas.

• En abolladuras que afecten la curvatura de la tubería en la costura o en cualquier

soldadura circunferencial; o que tengan rasguños, entallas, rayones; o que la

profundidad de la abolladura exceda la profundidad de 21 pulgada (6mm) en

131

tuberías iguales o menores a NPS 4, o 6 % del diámetro nominal de la tubería en

tamaños mayores a NPS 4; en todos estos casos las abolladuras deberán ser

removidas o reparadas.

• Todo quemón, grietas, soldaduras que contengan defectos o tuberías que tengan

fugas deberán ser removidas o reparadas.

• Cuando haya Corrosión General, la tubería deberá ser reemplazada o reparada si

el área es pequeña. Otra opción es reducir la presión de operación si la corrosión

general ha reducido el espesor de la pared a menos del espesor de diseño

calculado para satisfacer los requerimientos de presión y tolerancia de la

operación normal del sistema.

• De forma similar en Corrosión por Picadura Localizada, la tubería deberá ser

reemplazada o reparada si el área es pequeña. Otra opción es reducir la presión

de operación si la corrosión por picadura localizada ha reducido el espesor de la

pared a menos del espesor de diseño calculado para satisfacer los requerimientos

de presión y tolerancia para la operación del sistema. Esto es aplicable si la

longitud del área picada es mayor a la permitida por la ecuación que

presentaremos más adelante. El método que utiliza la ecuación mencionada, nos

permite determinar la máxima extensión longitudinal admisible de área corroída,

y es aplicable solo cuando la profundidad de la picadura por corrosión es menor

al 80% del espesor de la pared nominal de la tubería. Este método no se lo debe

usar para evaluar corrosión concentrada en costuras soldadas por resistencia

eléctrica (ERW), soldadas por inducción eléctrica o soldadas por descarga

eléctrica; tampoco podrá ser usado para evaluar corrosión que cause pérdida de

metal orientada circunferencialmente a lo largo o en soldaduras

132

circunferenciales o zonas afectadas térmicamente; no obstante se puede usar este

método para evaluar el perfil longitudinal de material perdido por corrosión que

cruce una soldadura circunferencial o interfiera en una costura soldada por arco

sumergido. Adicional, para aplicar este método el área corroída deberá estar

limpia de metal base. La ecuación que usaremos será:

ECUACIÓN Nº 21: MÁXIMA LONGITUD DE ÁREA CORROÍDA PERMITIDA

ntDBL ⋅= 12.1



Donde: B=

⎥⎥⎥⎥⎥

⎦

⎤

⎢⎢⎢⎢⎢

⎣

⎡

−⎟⎟⎟⎟

⎠

⎞

⎜⎜⎜⎜

⎝

⎛

−1

15.01.1

2

n

n

tc

tc

B= valor adimensional que no debe exceder 4.

L= máxima extensión longitudinal admisible de área corroída.

D= diámetro externo nominal de la tubería (pulg ó mm)

nt = espesor de la pared nominal de la tubería (pulg ó mm)

c= máxima profundidad del área corroída (pulg ó mm)

• En área donde por pulido se haya reducido la pared remanente a menos del

espesor de diseño, se puede analizar este caso de igual forma que en el de

corrosión localizada por picadura, para determinar si las áreas pulidas necesitan

ser reemplazadas, reparadas o la presión de operación reducida.

133

• En tuberías que contengan fugas, éstas deberán ser removidas o separadas del

sistema.

A continuación en esta segunda parte, se presentará consideraciones acerca de los

procedimientos en reparaciones admisibles en tuberías, y estas son:

• Si es posible y práctico, la línea deberá ser sacada de servicio y separada (si es el

caso) mediante el corte de la pieza cilíndrica de la tubería que contiene el

defecto y reemplazada con una tubería que tenga una longitud no menor a la

longitud del diámetro y que cumpla con las especificaciones del sistema.

• Si no es posible sacar de servicio la línea, la reparación puede hacerse mediante

la instalación de un elemento circular soldado totalmente o mediante una camisa

dividida aplicada mecánicamente. En este literal existen dos casos particulares:

el primer caso es para la reparación de abolladuras, en las que se deberá usar ya

sea un material endurecible de relleno como una epóxica para llenar el espacio

entre la camisa y la tubería y restaurar el contorno original de la tubería, o la

tubería deberá ser perforada a través de la camisa o por otro medio proveer el

equilibrio entre la presión interna de la tubería y la camisa. El segundo caso es

para reparar grietas que no presenten fugas en materiales que podrían ser

frágiles, en este caso una accesorio diseñado apropiadamente deberá ser

instalado en la camisa a través del cual la camisa y la tubería serán perforados

para igualar la presión interna de la tubería y la camisa.

• Si no es posible sacar de servicio la línea, los defectos pueden ser removidos por

pulido o por perforaciones en caliente (hot tapping). Cuando se perfora en

caliente, la porción o sección de tubería que contenga el defecto deberá ser

removida completamente.

134

• Si no es posible sacar de servicio la línea, fugas menores y pequeñas áreas de

corrosión (excepto grietas) pueden ser reparadas por medio de la instalación de

un parche o accesorios soldados. También tuberías que contengan quemones de

arco, rasguños o entallas pueden ser reparados por medio de parches o

accesorios soldados, pero si el quemón de arco o entalla es removido por pulido

previamente.

• Si no es posible sacar de servicio la línea, defectos de soldadura producidos con

material de aporte, pequeñas zonas de corrosión, rasguños, entallas y quemones

de arco pueden ser reparados mediante el aporte de soldadura metálica.

Imperfecciones de soldadura, quemones de arco, rasguños y entallas deben ser

removidos mediante pulido antes de depositar el material metálico de aporte.

• Si no es posible sacar de servicio la línea, las áreas corroídas que no presenten

fugas pueden ser reparadas con la instalación de una media camisa

circunferencial completamente soldada. Así también se pueden reparar áreas

corroídas mediante la instalación de un material compuesto de envoltura

aplicado mecánicamente, el cuál se usa para reforzar la línea.

Por último en esta tercera y última parte, presentaremos consideraciones sobre los

métodos de reparación en tuberías, entre las cuales tenemos:

• Las reparaciones temporales pueden ser requeridas para propósitos de operación

y deben ser efectuados de manera segura.

• Los parches soldados que se coloquen deben tener las esquinas redondeadas y

una máxima dimensión de 6 pulgadas (150mm) a lo largo del eje de la tubería.

El material del parche, así como su espesor deberán ser similares que el de la

135

tubería que está siendo reparada. Los parches serán unidos mediante soldadura

de filete, y estará prohibido los parches insertados.

• Camisas divididas soldadas completamente, instaladas para reparar fugas o para

contener la presión interna, deben soportar una presión no menor a la presión de

diseño de la tubería que está siendo reparada. Estas camisas deberán ser soldadas

completamente, tanto circunferencial como longitudinalmente. La longitud de la

camisa no deberá ser menor a 4 pulgadas (100mm). En el caso de que el espesor

de la camisa sea mayor que el espesor de la tubería a ser reparada, los extremos

circunferenciales deberán ser biselados a aproximadamente 45º al espesor de la

tubería. Para camisas divididas soldadas completamente que son instaladas

como refuerzos solamente y no para contener presión, la soldadura

circunferencial es opcional.

• Todos los accesorios soldados usados para cubrir defectos no deben exceder el

NPS 3 y su presión de diseño no deberá ser menor que la de la tubería a ser

reparada.

• En reparaciones que son hechas sobre una tubería revestida, todo el

revestimiento dañado deberá ser removido y reemplazado por un nuevo

revestimiento. Al momento de instalar una línea revestida, los reemplazos de

secciones de tubería, parches soldados y/o camisas divididas usadas durante las

reparaciones deberán ser revestidas.

• Cuando la tubería no sea sacada de servicio, la presión de operación debe ser

reducida a un nivel que provea seguridad durante la reparación.

• Las medias camisas soldadas completamente pueden ser usadas para reparar

áreas corroídas, pero no para reparar fugas, rasguños, abolladuras u otro defecto.

136

El uso de medias camisas es limitado a tamaños de tubería iguales o menores a

NPS 12 y cuyo esfuerzo mínimo de fluencia no exceda los 40000 psi. El

material de la camisa deberá ser un grado similar o mayor a la tubería, y con un

espesor de pared mayor al 125% que el de la tubería a ser reparada. Las medias

camisas deben tener las esquinas redondeadas y una longitud máxima de 10 pies

a lo largo del eje de la tubería. No se deberá usar las medias camisas sobre las

soldaduras circunferenciales, y la luz o espacio mínimo entre el borde de la

media camisa y la soldadura circunferencial deberá ser de 2 pulgadas. Para

asegurar el desempeño óptimo de las medias camisas, el espacio anular entre la

media camisa y la tubería corroída podrá ser relleno con un material endurecible,

como por ejemplo epóxica.

3.2.1.5.2. PRUEBAS EN REPARACIONES DE TUBERÍAS QUE

OPERAN A UN ESFUERZO MAYOR AL 20% DEL

MÍNIMO ESFUERZO DE FLUENCIA

En este literal hay dos principales consideraciones que debemos tomar en cuenta, las

cuales son:

• Cuando se hace una reparación en una tubería mediante el corte de la sección

dañada como un cilindro y reemplazada con otra sección de tubería, la sección

de reemplazo de la tubería deberá ser sometida a una prueba de presión y ser

probada con lo requerido para una tubería nueva. Las pruebas que se hagan a la

tubería pueden ser hechas antes de su instalación, incluyendo pruebas

137

radiográficas u otras pruebas no destructivas a las soldaduras a tope, luego de su

instalación.

• En las reparaciones de las tuberías, todas las soldaduras realizadas deberán ser

examinadas por medio de métodos no destructivos, o también pueden ser

revisadas visualmente por un inspector calificado.

3.2.1.6. DISMINUCIÓN DE LA PRESIÓN DE OPERACIÓN

Para tuberías corroídas o tuberías que contienen áreas reparadas por pulido, existe la

opción de disminuir su presión de operación en vez de reemplazar o reparar la sección

dañada de la tubería. La presión de operación reducida podrá ser determinada por la

ecuación presentada más adelante, o ser basada por los requerimientos de presión y

tolerancia del diseño original de operación del sistema, adaptados a las nuevas

circunstancias.

Así mismo en tuberías que contienen picaduras por corrosión o en el mismo caso de

áreas reparadas por pulido donde el material de la tubería no cumple con los límites de

profundidad y longitud, la presión reducida podrá ser determinada por la siguiente

ecuación, pero no sin antes tener en cuenta que el defecto no se encuentre en la

soldadura circunferencial o longitudinal o en zonas de daños térmicos.

138

ECUACIÓN Nº 22: PRESIÓN INTERNA DE DISEÑO DISMINUIDA

⎥⎥⎥⎥⎥

⎦

⎤

⎢⎢⎢⎢⎢

⎣

⎡

+−

⎟⎟⎠

⎞⎜⎜⎝

⎛−

=

167.01

67.011.1

2Gtctc

PP

n

nid



Donde: G= nDt

L893.0 = valor adimensional que no excede 4

dP = Presión manométrica interna de diseño disminuida (psi)

iP = Presión manométrica interna de diseño original, basada en el

espesor de pared nominal especificado de la tubería (psi)

L= Máxima extensión longitudinal admisible de área corroída (pulg ó

mm)

D= diámetro externo nominal de la tubería (pulg ó mm)

nt = espesor de la pared nominal de la tubería (pulg ó mm)

c= máxima profundidad del área corroída (pulg ó mm)

Nota: para valores de G mayores a 4.0, la ecuación de presión disminuida será:

⎟⎟⎠

⎞⎜⎜⎝

⎛−=

nid t

cPP 11.1

Pero, hay que tomar en cuenta que dP no exceda a iP .

139

3.2.1.7. MANTENIMIENTO DE VÁLVULAS

El mantenimiento también se lo efectúa en válvulas, así las válvulas de bloqueo de la

tubería deberán ser inspeccionadas, revisadas cada vez que sea necesario y operadas

parcialmente por lo menos una vez al año para asegurar que sus condiciones de

operación continúen siendo las apropiadas. De la misma manera se debe realizar una

inspección periódica de todos los diferentes tipos de válvulas en las estaciones,

terminales, patios de tanques, etc.; y efectuar el mantenimiento según las

especificaciones de cada una de ellas, para que su operación y funcionamiento siempre

sean las adecuadas.

3.2.1.8. TUBERÍA EXISTENTES EN CRUCES DE FERROCARRILES O

AVENIDAS

En el caso de que existan tuberías que sobre ellas cruce una carretera o ferrocarril, se

deberá analizar las nuevas posibles cargas externas que pudiese tener la tubería. Si la

suma de los esfuerzos causados por la presión interna y las nuevas cargas (si las

hubiese) exceden los 0.90 SMYS (Esfuerzo mínimo especificado de fluencia), la

compañía operadora encargada de la tubería deberá instalar refuerzos mecánicos,

protecciones estructurales adicionales, una tubería adecuada o redistribuir las cargas

externas para reducir el esfuerzo a menos de 0.90 SMYS.

En la instalación de tuberías de transporte se prefiere tuberías sin casing, pero si se lo

usa, la tubería revestida deberá ser soportada independientemente fuera de cada extremo

140

del casing y los extremos del casing o funda deberán ser sellados mediante un material

durable y que no sea conductor de electricidad.

3.2.2. CONTROL DE LA CORROSIÓN

La corrosión es uno de los factores de los cuales más se debe proteger a una tubería, por

lo que resulta indispensable el control para evitar la corrosión tanto externa como

interna de la misma. Este tema lo ampliaremos más detalladamente en el numeral

tercero de este capítulo.

3.2.3. PLAN DE EMERGENCIA

Los planes de emergencia son de suma importancia, es así que las compañías

operadoras deberán tener un plan de emergencia escrito y establecido para la

implementación en el caso de que un sistema falle, o se produzca un accidente u otra

emergencia. Este plan deberá incluir procedimientos para aplicar acciones rápidas y

oportunas en el caso de una emergencia, que suministren seguridad al público y al

personal de la compañía, minimicen daños a la propiedad, protejan el medio ambiente y

se limiten descargas accidentales de la tubería.

El plan de emergencia debe proveerse a un personal conocedor y entrenado que sea el

responsable de la rápida ejecución de las acciones de emergencia. Este personal deberá

ser informado acerca de las características del fluido transportado en la tubería y de las

prácticas seguras en el manejo de descargas accidentales y reparaciones de facilidades,

141

poniendo énfasis en problemas especiales y en el manejo de fugas y reparaciones de

sistemas que transportan GLP u otros gases como dióxido de carbono. La compañía

operadora deberá establecer revisiones, conjuntamente con el personal, de los

procedimientos de emergencia en intervalos que no excedan los seis meses.

Los procedimientos en el plan de emergencia deberán incluir también enlaces con las

agencias locales de gobierno y civiles como el departamento de bomberos y de policía,

para prever una intercomunicación rápida para acciones de remediación coordinadas y

preparar acciones cooperativas necesarias (según la gravedad) para asegurar la

seguridad del público en el evento de una emergencia. Además se deberá tener una línea

de comunicaciones con los residentes a lo largo del sistema de tubería para que ellos

puedan reconocer y reportar una emergencia en el sistema al personal apropiado de la

compañía operadora.

Al momento de formular procedimientos de emergencia para limitar las descargas

accidentales de la tubería, la compañía operadora debe considerar lo siguiente:

• Formular y ubicar procedimientos cooperativos de acción en emergencias por

fuga entre compañías operadoras que tengan tuberías en áreas comunes.

• A través del sistema de bombeo, reducir la presión de operación de la línea,

abriendo el sistema para liberar almacenamiento al otro lado del lugar de la fuga,

y el cierre rápido de las válvulas de bloqueo en ambos lados de la fuga. En el

caso de sistemas que transportan GLP, se deberá continuar bombeando hasta que

el GLP haya sido reemplazado por un producto menos volátil en el punto de

fuga.

• El transporte del personal calificado al sitio de la fuga debe ser inmediato.

142

• Mediante la evacuación de los residentes y la detención del tráfico, se tratará de

evitar la exposición del público a lesiones y prevenirlos de posibles igniciones

accidentales.

• En sistemas que transportan GLP, es importante la evaluación de la extensión de

la nube de vapor de GLP y la determinación del área de riesgo mediante

explosímetros portátiles; también es importante considerar la ignición de

vapores en el sitio de la fuga para prevenir la dispersión no controlada, la

utilización de sopladores en uno de los lados del sitio de la fuga y la utilización

de equipos de taponamiento interno donde la vaporización de GLP esté prevista

continuar por una largo período.

3.3. CORROSIÓN EN TUBERÍAS

En términos generales la corrosión se define como la destrucción paulatina de los

cuerpos metálicos, que en este caso se refiere a la destrucción progresiva de las paredes

de la tubería. La corrosión en una tubería o ducto se puede presentar de una forma

externa o de una forma interna, y es necesaria que ambas formas de corrosión sean

controladas de una manera consistente. A continuación describiremos cada una de estas

formas de corrosión y la manera de controlarlas.

143

3.3.1. CORROSIÓN EXTERNA

La corrosión externa de las paredes de una tubería se da por autogeneración producida

por un medio conductor de cargas eléctricas o electrolito, el cuál actúa como puente

entre dos zonas (ánodo y cátodo), provocando la pérdida de material en determinados

lugares de la tubería debido a las reacciones electroquímicas que se producen.

FIGURA Nº 47: CORROSIÓN EXTERNA

Fuente: Manual Digital PDF “PAN AMERICAN ENERGY-Manual de Producción”; Cáp. XI “Corrosión de los Metales”


El término “ánodo” es utilizado para describir la parte metálica que se corroe y desde la

cuál la corriente deja el metal y pasa al electrolito. El término “cátodo” en cambio es

utilizado para describir la superficie del metal a la cuál retorna la corriente luego de

abandonar el electrolito. El conjunto ánodo, cátodo, electrolito y conductor constituyen

lo que se denomina celda de corrosión o celda galvánica. En el caso de tuberías

enterradas, el ánodo y el cátodo son áreas de la superficie de la pared de la tubería

localizas indistintamente, el conductor es el tramo de tubería que interconecta estas dos

zonas (anódica y catódica) y el electrolito en este caso es el terreno.

144

El hecho que hace que los metales se corroan es una consecuencia natural de su

inestabilidad en la forma metálica. Para alcanzar este estado metálico a partir de su

estado en la naturaleza, los minerales absorben y almacenan, para un consumo posterior

por la corrosión, la energía requerida para liberar los metales de sus componentes

naturales.

La cantidad de energía requerida y almacenada varía de metal a metal. Si a cualquier

metal se lo deja en contacto con un medio adecuado tenderá a descargar dicha energía

almacenada, retornando a su estado natural. Aquellos metales que almacenan mayor

energía durante el proceso de obtención tendrán mayor energía para entregar a su medio

ambiente, es decir se corroerán con mayor facilidad.

Las diferencias de potencial de las medias células son una medida de la tendencia de la

reacción que va a ocurrir. Para propósitos de comparación, el potencial del electrodo

normal de hidrógeno ha sido puesto, arbitrariamente, a cero voltios. Todos los otros

potenciales se refieren a este electrodo normal de hidrógeno. Cuanto más reactivo sea el

metal, menos positivo (más negativo) es su potencial normal. En el caso del hierro, es

de -0.440 volt. Recíprocamente, cuanto más noble es el metal, más positivo es su

potencial. En el caso del oro, es + 1.68 volt.

En el siguiente gráfico enumeraremos los potenciales normales de algunos metales:

145

FIGURA Nº 48: POTENCIAL NORMAL DE ALGUNOS METALES



Este caso de diferencia de potenciales se da en conexiones entre cañerías y válvulas u

otros accesorios, así por ejemplo, de acuerdo al gráfico anterior una tubería de hierro

tiene más energía disponible que una válvula de bronce (Cu+Sn), por lo tanto la tubería

se comportará como ánodo y la válvula como cátodo. Otro caso que se puede dar de

diferencias de potencial o celdas galvánicas, es por ejemplo entre conexiones de

tuberías nuevas con tuberías viejas, aquí la celda se forma porque la tubería vieja ya ha

entregado parte de su energía al medio ambiente, mientras que el tramo nuevo de

tubería (colocado por ejemplo como un reemplazo) tiene toda su energía disponible para

la corrosión, en consecuencia el nuevo tramo tendrá la posibilidad de corroerse más

fácilmente. Otro ejemplo que podemos mencionar es cuando la superficie metálica de la

tubería presenta irregularidades como por ejemplo los extremos roscados o marcas

producidas por herramientas durante la instalación, estas áreas constituyen zonas

146

anódicas con respecto al resto de la superficie de la tubería; esto es debido a que en

estos puntos se produce una concentración de tensiones que le adiciona cierta energía

que puede ser almacenada y estar disponible para producirse corrosión.

FIGURA Nº 49: EJEMPLOS DE CASOS DE CORROSIÓN



3.3.1.1. DIFERENCIAS EN EL METAL EN TUBERÍAS ENTERRADAS

Cuando las tuberías se encuentran enterradas, existen dos casos particulares en los que

se pueden desarrollar celdas que causarán corrosión, estas son:

147

• Diferencias de los Suelos: este tipo de celda galvánica se produce en tuberías,

que por ejemplo, atraviesan diferentes suelos en su recorrido. Cuando la porción

de tubería se encuentra en un suelo con mayor concentración de sales, esta

porción se transforma en el ánodo; mientras que la sección de tubería que se

halla en el suelo con menos concentración de sales se transforma en el cátodo.

Los suelos húmedos actúan como electrolitos y la tubería completa el circuito de

conexión. La corriente fluye de la zona anódica al suelo y a través de éste a la

zona catódica, para finalmente a lo largo de la tubería retornar a la zona anódica.

En este trayecto las sales disueltas en el suelo, en las que se incluyen

compuestos de aluminio, calcio y magnesio, sulfatos, cloruros, etc.; van

fluyendo a través de la tubería, dañándola y contribuyendo a su corrosión.

• Aireación Diferencial: llamadas también como celdas de oxigenación, son muy

frecuentes en tuberías enterradas. Esta celda se da a causa de suelos removidos;

pues es común que la tubería descanse sobre el suelo no removido en el fondo de

la zanja y que a ambos lados y en la parte superior de la tubería se encuentre

suelo de relleno que va a estar relativamente suelto. Este suelo de relleno es más

permeable al oxigeno que viene desde la superficie, y es aquí donde se puede

formar una celda. La parte inferior de la tubería se convierte en el ánodo, el resto

de la superficie de la tubería se convierte en el cátodo, el terreno es el electrolito

y el metal de la tubería es el circuito de conexión.

148

FIGURA Nº 50: DIFERENCIAS DE LOS SUELOS



FIGURA Nº 51: AIREACIÓN DIFERENCIAL



149

3.3.1.2. RESISTIVIDAD DEL ELECTROLITO

Existe una gran variedad de suelos y en su interior se encuentran numerosas cantidades

de sales disueltas. Entre mayor sea la salinidad de un suelo mayor será su

conductividad, y en consecuencia se vuelve más agresivo para la estructura metálica que

lo atraviesa. Una forma de saber la cantidad total aproximada de sales disueltas en el

suelo es midiendo su resistividad eléctrica. Todo material capaz de conducir corriente

eléctrica tiene un cierto valor de resistividad característico de cada sustancia, esta

resistividad es medida en ohm-cm. Entre menor sea la resistividad del electrolito (en

este caso el terreno), más activo será el suelo. La tabla que se presenta a continuación

indica el grado corrosivo de los suelos respecto al valor de su resistividad:

TABLA Nº 6: TIPO DE SUELOS SEGÚN LOS VALORES DE RESISTIVIDAD

Resistividad (ohm-cm) Tipo de Suelo

0 – 1000 Muy corrosivo

1000 – 3000 Corrosivo

3000 – 5000 Medianamente corrosivo

5000 – 10000 Levemente corrosivo

10000 ó Mayor Normalmente no corrosivo



150

3.3.1.3. TIPOS DE CORROSIÓN EXTERNA

La corrosión puede tomar distintas formas, dependiendo del metal y del medio en donde

se encuentre la tubería, y del proceso de corrosión bajo el cual se crea el daño. A

continuación enumeraremos los tipos más comunes de corrosión externa, que en ciertos

casos algunos de estos tipos se pueden presentar internamente en la tubería a causa del

fluido que transporta; así los tipos más comunes de corrosión son:

• Corrosión Uniforme: ocurre sobre grandes áreas de superficie metálica. Es la

forma más de corrosión y la más fácil de medir.

• Corrosión Galvánica: ocurre cuando dos metales diferentes se juntan por una

senda conductiva; puede ser de naturaleza uniforme o no-uniforme.

• Corrosión por Erosión: ocurre cuando el flujo líquido y materiales lijantes

impiden la formación de una membrana protectora y, exponen continuamente el

material fresco al ambiente. El rozamiento y la cavitación son formas especiales

de corrosión por erosión.

• Corrosión Grieta: como el nombre lo denota, ocurre en grietas que se encuentran

en empaquetaduras, juntas solapadas, tornillos o roblones; o es creada por

depósitos de barro o acumulación de productos de corrosión.

• Picadura: se caracteriza por la formación de huecos superficiales en una

superficie que se encuentra sobre otra superficie relativamente in-atacada. Una

picadura entonces, es efectivamente una grieta formada en sí.

• Exfoliación: se caracteriza por una apariencia escamosa y ampollada de la

superficie. La exfoliación es muy común en aleaciones de aluminio.

151

• Lixiviación Selectiva: implica remoción de un elemento de una aleación. La más

común por ejemplo, decincado (dezincification), remueve el zinc de las

aleaciones de latón

• Corrosión Intergranular: es un ataque localizado o es un selectivo a las fronteras

reticulares.

• Corrosión a Fuerza: es un ataque localizado e insidioso que ocurre la mayor

parte por dentro del metal, en donde no puede ser observado. Rupturas casi

imperceptibles se forman en la superficie, luego crecen hacia adentro, para

destruir, la integridad del metal.

FIGURA Nº 52: TIPOS COMUNES DE CORROSIÓN



152

3.3.1.4. CONTROL DE LA CORROSIÓN EXTERNA

Para realizar el control de la corrosión externa se pueden usar distintos sistemas de

protección, entre los más importantes tenemos:

3.3.1.4.1. REVESTIMIENTOS ANTICORROSIVOS

Los revestimientos tienen la función de evitar el contacto directo de la superficie

metálica de la tubería y el electrolito, separándolos eléctricamente. Se utilizan tres tipos

básicos de revestimientos anticorrosivos, los cuáles son: cintas plásticas, bituminosos y

polipropileno expandido.

Las cintas plásticas se aplican en frío y se encuentran compuestas por una base de

pintura impresa sobre la superficie metálica, una envoltura de cinta de polietileno y

finalmente una envoltura de velo de vidrio saturada de asfalto que sirve como

protección mecánica.

Los bituminosos, conocidos también como de doble cobertura, se componen por una

base de pintura impresa sobre la superficie metálica, una capa de esmalte de base

asfáltica aplicada en caliente, una envoltura de velo de vidrio, una segunda capa de

esmalte de base asfáltica igualmente aplicada en caliente y finalmente una envoltura de

velo de vidrio hilado que sirve como protección mecánica. Si bien un oleoducto

principal puede ser revestido originalmente con un revestimiento de cintas plásticas, las

reparaciones se realizarán con revestimiento bituminoso. Así mismo el revestimiento de

cintas plásticas es usado en oleoductos secundarios y en líneas de flujo y transferencia.

153

El revestimiento de polipropileno o polietileno extendido, llamado también tricapa, se

aplica sobre la superficie previamente limpiada y calentada, aplicando una capa de

epoxi en polvo y de forma sucesiva se incluye el adhesivo y el polietileno en varias

capas, hasta ir adquiriendo el espesor deseado. Este revestimiento es adecuado para

temperaturas entre -40 y 80º C y como alternativa se puede usar polipropileno en lugar

de polietileno aplicando su uso hasta 120º C.

En teoría, si se lograra un revestimiento perfecto usando cualquiera de estos tres tipos

de revestimiento, no fuera posible la formación de la corrosión y la tubería quedaría

protegida completamente; pero en la práctica estos revestimientos no son perfectos, por

lo que en ciertos casos permiten la formación de áreas de corrosión. Precisamente por

esta razón se complementa a los revestimientos anticorrosivos utilizando la protección

catódica.

3.3.1.4.2. PROTECCIÓN CATÓDICA

Como se mencionó anteriormente, la corrosión se produce cuando la corriente abandona

el metal (zonas anódicas), y en cambio en las áreas a donde fluye esta corriente (zonas

catódicas) no se produce corrosión. Partiendo de esto, la protección catódica se define

como la reducción o eliminación de la corrosión haciendo que el metal se convierta en

un cátodo, mediante una corriente continua fija o mediante la conexión a un ánodo de

sacrificio (usualmente magnesio, aluminio o zinc). Por lo tanto según este concepto, si

todas las zonas anódicas pueden ser convertidas en zonas catódicas, la estructura

completa de la tubería se convertirá en un cátodo y en consecuencia se eliminaría la

154

corrosión; entonces, el objetivo al aplicar la protección catódica a una estructura

metálica es forzar a la superficie expuesta al ambiente a recibir corriente del ambiente.

Como ya se lo mencionó, para aplicar la protección catódica existen dos fuentes de

corriente que pueden transformar a la estructura metálica en un cátodo, estas son: por

medio de ánodos de sacrificio y por medio de corriente impresa. A continuación

describiremos cada una de estas fuentes.

3.3.1.4.2.1. ÁNODOS GALVÁNICOS O DE SACRIFICIO

En uniones metálicas diferentes, el ánodo es el miembro que se corroe, por lo tanto en

este caso el ánodo galvánico o de sacrificio es el metal que tiene una diferencia de

voltaje con respecto a la estructura metálica y es el que descargará la corriente a través

del ambiente hacia dicha estructura. Para aplicar este método, el ánodo de sacrificio

debe estar conectado eléctricamente a la estructura metálica a la cuál se pretende

proteger catódicamente y a la vez debe estar en contacto con el ambiente conductor que

contiene la estructura. La estructura metálica debe ser positiva con respecto al ánodo de

sacrificio, para que este pueda descargar corriente.

La estructura debe ser positiva (+) con respecto al ánodo antes que el ánodo pueda

descargar corriente.

Existen ciertos requerimientos para que un material sea un ánodo galvánico práctico.

(1) - El potencial entre el metal del ánodo y la estructura que se corroe debe ser lo

suficientemente grande como para vencer las células ánodo-cátodo en la estructura que

se corroe.

155

(2) - El material del ánodo debe poseer el contenido de energía eléctrica suficiente para

permitir una vida útil suficientemente larga con una cantidad práctica de material

anódico.

(3) - Los ánodos deben tener buena eficiencia. Esto significa que debe disponerse de un

porcentaje alto del contenido de energía eléctrica del ánodo para una producción de una

corriente de protección catódica útil. El resto de la energía que se consume en la auto-

corrosión del ánodo debe ser muy pequeña.

En el esquema que se presenta a continuación, se representa la aplicación de un sistema

de protección catódica mediante ánodos de sacrificio, lo cuál ayudara a entender mejor

su aplicación:

FIGURA Nº 53: PROTECCIÓN CATÓDICA POR MEDIO DE ÁNODOS DE

SACRIFICIO



156

3.3.1.4.2.2. SISTEMAS DE CORRIENTE IMPRESA

La protección catódica a través de corriente impresa es utilizada cuando la energía

requerida para lograr la protección supera a la que dispone un ánodo de sacrificio, por lo

tanto este sistema no requiere de dichos ánodos de sacrificio y en su lugar se conecta

una fuente externa de corriente continua entre la estructura metálica que se pretende

proteger y los ánodos dispersores. El terminal positivo de la fuente de energía debe estar

siempre conectado al dispersor, el cuál es forzado a descargar la corriente necesaria para

obtener la protección catódica deseada. En este punto hay que ser muy cuidadoso, ya

que si se comete un error y se conecta el terminal positivo a la estructura metálica y no

al dispersor, la estructura se convertirá en un ánodo y se corroerá activamente, lo que

resulta lo opuesto a lo deseado. Hay que también tomar en cuenta que todas las partes

conectadas al terminal positivo de la fuente de energía pueden descargar corrientes y

corroerse, pudiendo causar el rompimiento de la conexión del sistema de corriente

impresa, estas partes incluyen al cable del rectificador a los ánodos dispersores y al

cable que conecta los ánodos entre sí. Para evitar esto, se debe usarse en la instalación

cables o conductores que tengan una alta calidad de aislamiento eléctrico, adecuados

para el uso subterráneo, y que todos los empalmes y conexiones estén perfectamente

aislados.

Hay que mencionar que la fuente de energía más usada en sistemas de corriente impresa

es un rectificador. Este es un dispositivo provisto con energía proveniente de sistemas

de electricidad externos, que convierte la corriente alterna en corriente continua de

menor voltaje mediante un transformador reductor y un dispositivo rectificador interno

157

que utiliza comúnmente elementos de silicio o selenio. El siguiente esquema representa

un sistema de corriente impresa:

FIGURA Nº 54: PROTECCIÓN CATÓDICA POR MEDIO DE CORRIENTE

IMPRESA



En algunas circunstancias donde pueda ser deseable instalar un sistema de protección

catódica de corriente impresa, puede no estar disponible una de corriente alternada. En

tales casos existen otras fuentes de energía directas de corriente continua que pueden

utilizarse en lugar de rectificadores. Estas incluyen:

• Baterías. De aplicación limitada donde la necesidad de la extracción de corriente

es muy baja.

158

• Equipos Generadores. Para consumos grandes de energía, poseen un motor para

el cual debe proveerse combustible que acciona un generador de corriente

continua o un generador de corriente alternada que se utiliza con un rectificador.

• Generadores termo-eléctricos. Un generador termoeléctrico está constituido por

termocuplas que generan corriente continua bajo la acción de calor producido

por combustión de gas natural. La capacidad de energía de estas fuentes es

limitado (se obtienen bajos valores de corriente y voltaje) y por lo tanto su uso

también es limitado.

3.3.1.4.3. JUNTAS DE AISLACIÓN

Este tipo de accesorios son utilizados en conexiones de metales diferentes, reemplazos

de tubería, para aislar tuberías protegidas de otras que no están protegidas, y en especial

para conexiones entre tuberías enterradas e instalaciones en superficie. Los accesorios

aislantes utilizados en el yacimiento incluyen: juntas planas, camisa para espárragos,

arandelas aislantes en el caso de uniones bridadas, uniones dobles en el caso de uniones

roscadas, etc.

3.3.2. CORROSIÓN INTERNA

La corrosión interna se presenta y es reconocida en la operación de tuberías que

transportan algún tipo de fluido; por lo tanto antes de transportar un fluido que sea

potencialmente corrosivo para la superficie interna de la tubería y sus componentes, se

159

debe investigar el efecto corrosivo de dicho fluido y el procedimiento adecuado para

mitigar la potencial formación de corrosión interna. La corrosión interna es

normalmente ocasionada por la acumulación en las paredes internas del tubo de

parafina, lodos, depósitos de sales, etc.; así también algunos fluidos pueden ser

corrosivos debido a su contenido de azufre. Usualmente se hace necesario controlar la

corrosión interna en tuberías que transportan petróleo y GLP, para proteger la calidad

del producto, conservar la eficiencia de la línea y a su vez conservar la integridad y vida

útil de la tubería.

3.3.2.1. CONTROL DE LA CORROSIÓN INTERNA

Para limitar y controlar la corrosión interna podemos utilizar distintos métodos, entre

los que se incluyen: el lanzamiento de marranos, deshidratación, aplicación de

inhibidores de corrosión o por medio de revestimientos internos. Para utilizar cualquiera

de estos métodos es necesario tomar en cuenta las siguientes recomendaciones:

• Si se planea programar un lanzamiento de marranos, es necesario hacer una

planificación previa. Se deberá tener un estudio completo de la sección de la

tubería por donde se lanzaría el marrano y de las principales características y

propiedades del fluido que se transporta en dicha tubería.

• Si se usa la deshidratación o inhibidores de corrosión, se deberá utilizar

suficientes porta-cupones u otras técnicas de monitoreo para determinar la

efectividad del programa de control de corrosión. Los inhibidores deben ser

seleccionados de modo que no causen ningún deterioro de los componentes del

160

sistema de tubería y deberán ser usados en una cantidad y calidad apropiada para

mitigar la corrosión interna.

• Si se usa un revestimiento interno, éste deberá cumplir con las especificaciones

de calidad y el espesor mínimo de película seca establecido por la industria, así

mismo deberá ser inspeccionado periódicamente de acuerdo a las prácticas

recomendadas por la industria. El revestimiento interno deberá incluir además

medidas para la protección de las juntas de tubería unidas por soldadura u otro

método adicional como por ejemplo el uso complementario de un inhibidor de

corrosión.

3.3.2.2. MONITOREO DEL CONTROL DE LA CORROSIÓN INTERNA

El monitoreo o inspección del control de la corrosión interna se debe efectuar de manera

periódica. Si se usa el marraneo, deshidratación, inhibidores o revestimiento interno se

debe examinar los cupones o por medio de otra técnica de inspección la efectividad de

la protección anticorrosiva, en intervalos que no excedan los 6 meses. Cuando las

técnicas de monitores indiquen que no existe una adecuada protección, se deberá tomar

inmediatamente las medidas correctivas.

Así mismo si se llega a descubrir la existencia de corrosión activa, picadura o fuga

causada por corrosión en alguna parte de la tubería o componente, se deberá investigar

dicha sección para determinar la causa y el tamaño de la corrosión, y según esto

corregir, cambiar o aumentar las acciones para mitigar la corrosión.

161

3.3.3. CORROSIÓN MICROBIOLÓGICA

Este tipo de corrosión se da por la presencia de bacterias, y puede darse tanto en el

exterior como en el interior de la tubería. La presencia de bacterias se da en toda la

superficie terrestre y una gran variedad de sustancias orgánicas les sirven como sustento

para su desarrollo y proliferación. Las bacterias, en términos generales, crecen

principalmente en agua dulce, pero algunas son capaces de desarrollarse en aguas

saladas con concentraciones tan altas de sales disueltas como de 100 000 ppm.

La corrosión microbiológica es producida principalmente por la presencia de bacterias

Desulfovibrio Desulfuricans, que desarrollan ácido Sulfhídrico (H2S) y forman Sulfuro

de Hierro (FeS) en presencia de hidrocarburos y sulfatos.

Existen miles de especies de bacterias que se clasifican en géneros y familias según si

requieren oxígeno para vivir o no. Si requieren oxígeno para vivir son llamadas

“aeróbicas”, si crecen solamente en ausencia de oxígeno son llamadas “anaeróbicas”, y

si pueden crecer ya sea en presencia o ausencia de oxígeno toman el nombre de

“facultativas”.

En el campo petrolero las bacterias que más frecuentemente aparecen son: las bacterias

sulfato reductoras, las formadoras de mucílago, las ferrooxidantes y las

sulfurooxidantes. De entre estas las más problemáticas son las bacterias sulfato

reductoras (SRB), comúnmente del género Desulfovibrio Desulfuricans. Estas bacterias

son anaeróbicas y pueden crecer en agua dulce o salada, adhiriéndose a la superficie

donde crecen. Como se mencionó antes estas bacterias desarrollan H2S y forman sulfuro

de hierro, lo cuál provoca corrosión de los equipos y taponamientos.

162

A continuación enumeraremos algunos síntomas que nos previenen de la presencia de

bacterias:

• Cuando el agua de inyección presenta una gradual acidificación, que se muestra

en un aumento de la concentración de sulfuros y/o ennegrecimiento del agua.

• Cuando se presentan problemas y paulatinas pérdidas en la facilidad de

inyección hacia la formación.

• Cuando se detecta pérdidas del material en los equipos, en especial en las zonas

sin movimiento como por ejemplo fondos de tanques, decantadores, etc.

• Cuando se detecta la presencia de hierro en las aguas, “pitting” y eflorescencia

en las superficies.

3.3.3.1. IDENTIFICACIÓN Y CONTEO DE LAS BACTERIAS

En el campo petrolero para la identificación y conteo de bacterias se recurre a la técnica

de cultivo, es decir hacer crecer las bacterias en medios artificiales de cultivo. Esta

técnica resulta muy práctica y sin complicaciones, y se las puede realizar directamente

en las estaciones de producción.

El procedimiento consiste en tomar una muestra de agua en la que se sospecha la

existencia de bacterias y colocarla en un medio de cultivo, de modo que las bacterias

crezcan y se multipliquen. El cultivo se realiza a diferentes diluciones con lo cual se

puede obtener una indicación del número de bacterias presentes. Este procedimiento

esta indicado por la norma API RP 38 y los pasos que se siguen son:

1- Se toma un frasco que contenga 9 mililitros de caldo de cultivo estéril.

163

2- Se inyecta 1 ml de la muestra de agua en el primero de ellos y se mezcla.

3- Se retira 1 ml de solución del primer frasco con una jeringa descartable y se inyecta

en el segundo. Se mezcla y se descarta la jeringa.

4- Se retira 1 ml. de solución del segundo frasco con una nueva jeringa y se inyecta en

el tercer frasco. Se mezcla y se tira la jeringa.

5- Este procedimiento se puede repetir con el número de frascos que se desee. La

dilución será para el n-ésimo frasco 1/10n-1

La idea del procedimiento es que se diluya la muestra al punto que el ml que se inyecta

en el último frasco no tenga bacterias, o sea que la actividad bacteriana se haya

extinguido. Una vez inoculado los frascos se los incuba en una estufa, durante un

período de 21 días a una temperatura constante de 38° C. El crecimiento de bacterias

queda indicado por la aparición de un oscurecimiento para el caso de bacterias SRB. Si

aparece un solo frasco negro la probabilidad es que tenga entre 1 a 10 bacterias por

mililitro, si tengo 2 frascos negros puede haber entre 10 y 100 bacterias por ml.

3.3.3.2. CONTROL DE LAS BACTERIAS

Para el control de bacterias existen sustancias o reactivos químicos que podemos

utilizar, entre ellos tenemos:

• Bactericidas: son aquellas sustancias químicas que matan bacterias.

• Bacteriostatos: son aquellas sustancias químicas que inhiben el crecimiento de las

bacterias.

164

• Biocidas: son aquellas sustancias químicas que aparte de matar bacterias, matan otras

formas de vida.

• Biostatos: son compuestos químicos que solamente retardan el crecimiento de

bacterias y otras formas de vida.

La elección de cualquiera de estos reactivos químicos depende del tipo de bacteria que

se encuentre en el sistema; así por ejemplo las bacterias sulfato reductoras requieren de

un bactericida, ya que debido a su naturaleza debemos buscar su eliminación total.

Hay que tomar en cuenta que estos reactivos químicos no pueden actuar sobre las

bacterias si no están en contacto con ellas, es decir que si existieran colonias de

bacterias que se desarrollan debajo de residuos, barros, incrustaciones, etc.; las

sustancias químicas no pueden contactarse con las bacterias y por lo tanto no podrán

actuar, a menos que se remuevan estos depósitos. Por esta razón es recomendable que la

primera operación que se realice antes de aplicar cualquier reactivo o sustancia química

para el control de bacterias, sea una limpieza mecánica que puede ser mediante un

programa de lanzamiento de marranos con el cuál se pueda remover cualquier

incrustación o sedimento en las paredes internas de la tubería.

Otra consideración que debemos tomar en cuenta en el caso de bactericidas, es la

alternabilidad del tipo de bactericida que se use, esto es debido a que las bacterias son

muy adaptables y luego de un tiempo prolongado pueden desarrollar una resistencia

hacia un determinado bactericida.

165

3.3.4. EL AGUA EN PROCESOS CORROSIVOS

El agua también puede ser un factor que contribuya a la corrosión de una superficie

metálica, y al igual que las bacterias el agua puede contribuir tanto en corrosiones

externas como en corrosiones internas, ya que como es nuestro caso en el transporte de

hidrocarburos es muy común encontrar agua de formación junto con el petróleo que se

transporta. El agua químicamente pura es poco corrosiva para el metal, pero como es

común, cuando existen impurezas o sales disueltas, el agua se vuelve corrosiva. De esta

forma sales disueltas tales como cloruros, sulfatos, carbonatos de sodio, carbonatos de

calcio o gases en solución como oxígeno, dióxido de carbono, sulfuro de hidrógeno,

provocan que el agua se vuelva más y más corrosiva.

Puede existir también corrosión por aireación diferencial, es decir concentración de

oxígeno en diferentes áreas del sistema, que conjuntamente con la presencia de sales

disueltas en el agua provocan que el ataque corrosivo del oxígeno hacia el metal sea

más rápido e irregular, formando superficies rugosas con picaduras profundas. Así

mismo el sulfuro de hidrógeno disuelto en agua junto a la presencia de oxígeno se torna

sumamente agresivo en su corrosividad, a tal extremo de incluso atacar aleaciones

especiales que son resistentes a los ácidos.

En el caso de poseer en el sistema un tipo de agua muy corrosiva, se debe adoptar un

tratamiento químico apropiado, el mismo que deberá ser revisado periódicamente en

diferentes puntos con la finalidad de comprobar su efectividad en el control de la

corrosión interna.

166

3.4. DEPOSITACIÓN DE PARAFINAS

Los depósitos de parafina son redes cristalinas formadas por la acumulación de

parafinas de alto peso molecular. Los compuestos que forman los depósitos parafínicos

son insolubles en el crudo a condiciones de presión y temperatura predominantes en la

producción. Así por ejemplo un análisis típico de la composición de los depósitos

parafínicos puede ser el que muestra la siguiente figura:

FIGURA Nº 55: ANÁLISIS TÍPICO DE DEPÓSITOS DE PARAFINA

Fuente: DEPOSITACIÓN DE PARAFINA; Documento de Clase - Producción I


3.4.1. COMPORTAMIENTO DE LA PARAFINA EN EL PETRÓLEO

- La parafina corresponde a la fase dispersa y es soluble en el crudo a

elevadas temperaturas y presiones.

- La cristalización es el comienzo del fenómeno de generación de redes

cristalinas o geles por un simultáneo descenso en la temperatura del

crudo.

167

- La formación de redes cristalinas de parafina es un proceso manejado

térmicamente. El enfriamiento durante la producción de crudo provoca la

precipitación de las parafinas y está relacionado al cloud point (punto de

nube).

- Un mayor enfriamiento origina incremento de la viscosidad del crudo

debido a la cristalización de la parafina, esto está ligado al punto de

vertido.

- La pérdida de gas y livianos durante la producción de crudo disminuye la

solubilidad de la parafina. Las parafinas de mayor peso molecular son las

primeras en disminuir la solubilidad en el crudo y se depositan.

3.4.2. MECANISMOS DE LA DEPOSITACIÓN

A las parafinas pertenecen las ceras del petróleo. Las ceras parafínicas son

hidrocarburos de alto peso molecular que cristalizan a temperaturas relativamente bajas

y causan problemas en la producción y en el almacenamiento.

Durante la cristalización las estructuras sólidas ordenadas son producidas a partir de una

fase desordenada o solución diluida mediante tres procesos conocidos como nucleación,

crecimiento y agregación.

FIGURA Nº 56: MECANISMO DE DEPOSITACIÓN DE PARAFINA

168



3.4.2.1. PUNTO DE CRISTALIZACIÓN (CLOUD POINT) Y CURVAS

DE ENFRIAMIENTO

La temperatura a la cuál se forman los primeros cristales se llama cloud point del crudo.

Para aceites de colores claros una simple observación visual puede ser usada para

determinar el cloud point; sin embargo para los aceites negros que son los más

comunes, se requiere iluminación láser o foto celdas.

Un método alternativo para detectar el inicio de la cristalización en un aceite negro es

mediante curvas de enfriamiento. Con este método, una muestra de crudo es calentada

por encima del cloud point esperado y colocada en un recipiente. La muestra es agitada

continuamente y monitoreada su temperatura usando una termocupla conectada a la

cinta de la carta registradora. Como la muestra se enfría lentamente, el trazo de la

termocupla mostrará un punto de inflexión en la curva de temperatura.

Este punto de inflexión es causado por la liberación del calor de cristalización (calor de

fusión) de la parafina, a la medida que esta cambia de líquido a sólido.

169

Por encima del cloud point, un crudo no puede experimentar problemas de parafina de

ninguna clase.

FIGURA Nº 57: CLOUD POINT Y POUR POINT



El pour point de un crudo refleja la capacidad de la parafina dentro del aceite para

desarrollar una red cristalina de suficiente resistencia para retener e inmovilizar la fase

del aceite.

La prueba del punto de fluidez o vertido (pour point) en el campo, está diseñado para

elegir aquellos compuestos que son activos para reducir la viscosidad y pour point del

crudo en el campo.

170

3.4.3. FACTORES QUE INCIDEN EN LA FORMACIÓN DE

DEPÓSITOS DE PARAFINA

- Temperatura: la pérdida de solubilidad de la parafina en el crudo se debe

a la disminución de temperatura en el fluido.

FIGURA Nº 58: SOLUBILIDAD DE PARAFINA EN SOLVENTES



- Presión: en tanto que la presión en sí prácticamente no tiene efectos

sobre el aumento de la solubilidad de la parafina en el petróleo crudo, sí

sirve para mantener en solución los gases disueltos y los constituyentes

volátiles.

171

FIGURA Nº 59: INCIDENCIA DE LA PRESIÓN EN LA DEPOSICIÓN DE

PARAFINAS



- Pérdida de Constituyentes Volátiles del Crudo: la pérdida de los

constituyentes más livianos en el crudo reduce la cantidad de parafina

que el petróleo puede mantener en solución, a una temperatura

específica. La evaporación de los constituyentes volátiles en el petróleo

crudo también tiende a disminuir la temperatura del petróleo a causa del

calor necesario para que los constituyentes líquidos pasen a vapor.

- Material Particulado Suspendido en el Crudo: existen ciertos indicios de

que los finos de formación tales como arena y limo a menudo aceleran el

proceso de separación. Esos materiales particulados suspendidos en el

crudo actúan como núcleo para la cohesión de las pequeñas partículas de

cera suspendidas en el crudo, convirtiéndolas en partículas más grandes,

que tienden a separarse más fácilmente del petróleo.

172

- Agua Coproducida en el Crudo: las superficies de acero tienden a

humectarse con agua, reduciendo así la tendencia a depositarse de la

parafina.

3.4.4. PROBLEMÁTICA DE LA PRECIPITACIÓN DE LA PARAFINA

Los principales problemas que se dan en el campo por la depositación de parafinas son:

- Taponamiento en el yacimiento, en el pozo, en las tuberías y en las

facilidades de procesamiento y producción. (Fig. 60)

- Asentamiento en fondos de tanques, especialmente si se combinan con

otros residuos.

- Formación de una red cristalina alrededor de las gotas de agua

emulsionada, principalmente en la interfase, impidiendo la caída de agua

para deshidratación del crudo.

- A bajas temperaturas las parafinas pueden provocar solidificación del

crudo, aumentando su viscosidad.

- Cierres de los pozos y problemas operacionales.

- Aumento de presión.

- Todas estas necesidades aumentan frecuentemente los costos de los

procedimientos preventivos y de los tratamientos mecánicos o químicos.

FIGURA Nº 60: MECANISMOS DE DEPOSITACIÓN DE PARAFINA EN LÍNEAS

DE FLUJO Y TUBERIAS

173



3.4.5. TRATAMIENTOS UTILIZADOS PARA LA REMOCIÓN DE

PARAFINAS

Los métodos más comunes para la remoción de depósitos de parafina son: térmico,

mecánico y químico.

FIGURA Nº 61: MECANISMOS DE REMOCIÓN DE PARAFINAS EN LÍNEAS DE

FLUJO Y TUBERÍAS



174

3.5. TEORÍA Y APLICACIÓN DE RASPADORES

Esta sección es la más importante de este capítulo, ya que la aplicación de raspadores

para la limpieza interna de tuberías es la razón y base fundamental del presente trabajo.

A continuación describiremos todos los aspectos relacionados con los raspadores.

3.5.1. DEFINICIÓN DE RASPADOR

Un raspador o también llamado escariador, marrano, cochino, chancho o simplemente

“pig”, se define como una herramienta o dispositivo mecánico que es insertado dentro

de una tubería e impulsado a viajar con el caudal a través de ella, dirigido por el flujo

del producto, con el propósito de limpiar, dimensionar, desplazar o inspeccionar el

interior de la tubería. Esta definición cubre al menos 500 diferentes diseños y tipos de

marranos.

El origen de la palabra “pig” (que en español significa marrano, chanco, etc.) es

cuestionable y de cierto modo desconocido; un posible origen de este nombre es debido

a que las primeras personas que instalaron las tuberías comentaban que cuando el

dispositivo pasaba “se escuchaba como un marrano chillando”. Otra razón de su nombre

y la más lógica es por las siglas PIG que significan “Pipping Internal Gauge”, es decir

“Medida Interna de Tubería”, refiriéndose al diámetro interno real de la tubería. Es por

eso que esta herramienta es utilizada principalmente para la limpieza y el manejo de

desechos que se acumulan al interior de la tubería, dicho en otras palabras, para

recuperar el diámetro interno real de la tubería. No obstante esta herramienta, sin

175

importar mucho en su nombre, ha ido tomando representación a través de los años en

aplicaciones dirigidas al mantenimiento de tuberías.

3.5.2. TIPOS DE RASPADORES

En general los raspadores se clasifican en dos categorías: los marranos utilitarios o

convencionales, y los llamados raspadores inteligentes (los mismos que describiremos

más adelante). Para el interés de nuestro estudio, la categoría que nos interesa son los

marranos convencionales, los cuáles tienen como funciones principales las siguientes:

• Limpieza Interna de la Tubería: para esta función utilizamos los llamados

“marranos limpiadores”, que son usados para remover sólidos acumulados,

depósitos de parafina y otros sedimentos. Los marranos limpiadores son usados

también para aplicar inhibidores de corrosión, remover acumulaciones de agua y

destruir costras donde se pueden proliferar bacterias que producen corrosión.

• Desplazamiento de Producto: en este proceso se usan los llamados “marranos

sellantes” y consiste en reemplazar el contenido de la tubería por otro, lo cuál es

frecuentemente aplicado durante pruebas hidrostáticas. Durante esta fase el

marrano se introduce en la línea y es impulsado por agua, desplazando el aire

contenido en la tubería. Otras aplicaciones para este proceso son: remover

condensados y agua en sistemas de gas seco, separar productos diferentes en una

misma línea y convertir la línea de líquido a gas o viceversa. De estas últimas

aplicaciones cabe destacar la importancia de la separación de productos en una

misma línea, ya que esta aplicación representa ventajas económicas al reducir

los costos de transmisión.

176

Dentro de los marranos convencionales existen distintos diseños, que nos pueden

hacerlos subdividirse a su vez en cuatro tipos, estos son: marranos de espuma (polly-

pigs), marranos de alma de acero, marranos de molde sólido y esferas.

3.5.2.1. MARRANOS DE ESPUMA (POLLY-PIGS)

Este tipo de marranos o PIGS son manufacturados de una celda de espuma abierta de

poliuretano. Esta espuma puede ser de varias densidades que van desde la densidad

ligera de 2bls/ft 3 (espuma color amarrillo), densidad media de 5-8bls/ft 3 (espuma de

color rojo), a la densidad pesada de 9-10bls/ft 3 (espuma de color escarlata). Aunque

normalmente a este tipo de marranos se los encuentra en forma de bala, estos también

pueden tener el extremo cóncavo, el extremo plano, o tener en ambos extremos la forma

de narices de bala. Estos marranos pueden ser hechos sólo de espuma o ser recubiertos

con un material de poliuretano. Si el marrano es solamente de espuma, éste podrá tener

la base recubierta. La longitud estándar de los marranos de espuma es de dos veces su

diámetro. Algunas ventajas de los PIGS de espuma son: su compresibilidad, su

expansibilidad, su peso ligero y su flexibilidad. Los PIGS de espuma pueden viajar a

través de múltiples diámetros de tubería, radios de curvas cortas de 90º y también

pueden atravesar válvulas semiabiertas de hasta un 65% de apertura. Las desventajas de

los marranos de espuma son que a ellos solamente se los puede usar una vez, las

distancias de las corridas son cortas y que la concentración de algunos ácidos los

destruye fácilmente.

177

Los PIGS de espuma son usados comúnmente para: pruebas de gauge en tuberías

(probar si el PIG pasa a través de todo el ID de la tubería), secado y limpieza, remoción

de delgados depósitos en las paredes internas de la línea, remoción de condensados en

sistemas de gas húmedo y marraneos en múltiples diámetros de tubería.

FIGURA Nº 62: PIGS DE ESPUMA

Fuente: Manual Digital PPS “PENSPEN GROUP Ltd.”; Curso de PIGS


3.5.2.2. ESFERAS

Las esferas han sido usadas durante años como marranos de sellado. Existen cuatro

tipos básicos de esferas que son: inflables, sólidas, de espuma y solubles. Las esferas

solubles son usualmente utilizadas en tuberías que transportan crudo; éstas contienen

micro cera cristalina y polietileno no cristalino el cuál actúa como un inhibidor

parafínico. Auque la esfera se disolverá en unas pocas horas, la rata de disolución está

en función de la temperatura del fluido, la velocidad, fricción y la capacidad de

absorción del crudo. Si nunca se ha corrido raspadores en una línea, es buena idea usar

marranos solubles, para evitar obstrucciones en el flujo.

178

Las esferas inflables son elaboradas con varios elastómeros como poliuretano,

neopreno, nitrilo y Viton, dependiendo de la aplicación. Estas esferas tienen su centro

hueco, el cuál es llenado mediante válvulas con líquido. El líquido de relleno puede ser

agua, agua con glicol, e infladas al tamaño deseado. Es recomendable nunca inflar las

esferas con aire. Dependiendo de la aplicación y el material, las esferas son infladas el

1-2% más sobre el diámetro interno de la tubería. Las esferas inflables pueden ser

reutilizadas. Las esferas de tamaños pequeños pueden ser elaboradas de manera sólida,

eliminando la necesidad de inflarlas, pero su desventaja es que no pueden ser

reutilizadas.

Las esferas también pueden ser elaboradas de una celda de espuma abierta de

poliuretano. Para propósitos de limpieza, estas esferas pueden tener cepillos de alambre

en su superficie. Las ventajas de las esperas de espuma son que ellas poseen un peso

ligero, son económicas y no necesitan ser infladas.

Las esferas en general son de fácil manejo, pueden ser usadas en zonas irregulares de la

tubería y en codos. Las esferas son comúnmente usadas para remover líquidos de

sistemas húmedos de gas, agua de tuberías de producción, batching de diferentes

productos, control de parafina en tuberías de crudo, pruebas hidrostáticas y para

decantar tuberías después su construcción o de una rehabilitación. Las esferas nunca

deberán ser corridas en líneas que no posean instaladas tes especiales de flujo.

179

FIGURA Nº 63: ESFERAS



3.5.2.3. MARRANOS DE ALMA DE ACERO (MANDREL PIGS)

Como su nombre lo indica, los marranos de alma de acero poseen un cuerpo metálico

que puede ser de acero o aluminio. Estos marranos son equipados con copas y/o discos

que proveen una presión diferencial para propulsar el PIG a través de la tubería. Para

efectos de limpieza estos marranos también son equipados con cepillos y cuchillas de

poliuretano. Una de la ventajas de los PIGS de alma de acero es que estos pueden usarse

como marranos de limpieza, marranos de sellado o una combinación de ambos. Además

los discos, copas u otros accesorios que poseen estos marranos pueden ser reemplazados

para hacer que el PIG pueda ser reutilizado. Otra ventaja de estos marranos es que son

diseñados para aplicarse en largos recorridos.

180

Estos PIGS poseen agujeros de by-pass en su nariz, los mismos que permiten controlar

la velocidad o actuar como acarreadores conservando los desechos removidos y

suspendidos al frente del marrano.

La desventaja de estos marranos es en cierto modo su costo, que los marranos más

grandes requieren equipos especiales para cargarlos, y que ocasionalmente los cepillos

pueden romperse y quedarse dentro de instrumento o lugares indeseables dentro de la

tubería.

Los PIGS de alma de acero pueden usarse para varias aplicaciones, y según la

aplicación su configuración y accesorios cambiarán. A continuación describiremos

varias de estas aplicaciones:

• Marranos Limpiadores: estos marranos son diseñados para remover sólidos o

desechos acumulados en el interior de la línea, lo que representa un incremento

en la eficiencia y menos costos operacionales. Estos PIGS poseen cepillos para

raspar las paredes de la tubería y poder remover los sólidos. Marranos de 14” y

más pequeños usan normalmente cepillo de ruedas de alambre rotarias. Estos

cepillos son de fácil reemplazo y de bajo costo. En cambio en algunos PIGS de

mayor tamaño es necesario usar cepillos de rotación especiales. Cuando

necesitamos remover depósitos suaves de parafina, lodo, etc.; una excelente

opción a escoger, en lugar de los cepillos, son las cuchilla de poliuretano. Los

elementos de sellado para estos PIGS pueden ser copas o discos. Estos son

usados como una combinación de elementos de limpieza y sellado para remover

depósitos suaves. Las copas pueden ser de diseño estándar o de diseño cónico.

Todas estas copas y discos son normalmente manufacturados en poliuretano, el

cuál da una excelente abrasión y gran resistencia.

181

• Marranos de Batching (Batching PIGS): estos marranos son usados para separar

fluidos diferentes que se transportan en una misma línea. Estos PIGS son

unidireccionales si poseen copas, y bidireccionales si son equipados con discos.

• Marranos de Desplazamiento: estos marranos son utilizados para reemplazar un

fluido con otro. Estos PIGS en su diseño pueden ser unidireccionales o

bidireccionales. Estos son usados en pruebas o fases de fiscalización de las

tuberías, como por ejemplo en pruebas hidrostáticas. Otra aplicación también es

la evacuación y abandono de la tubería.

• Marranos de Gauging (Gauging PIGS): estos marranos son utilizados después de

la construcción de una tubería para determinar cualquier obstrucción en la línea.

Esta aplicación asegura que la circunferencia del diámetro interno de la tubería

esté en una tolerancia aceptable. Para esta aplicación se usa conjuntamente con

el PIG un plato de gauging, que puede ser montado al frente o detrás del

marrano. Este plato está hecho de acero o aluminio, y puede ser abierto o

completamente sólido. El diámetro del plato es del 90-95% el diámetro interno

de la tubería.

• Marrano de Perfil (Profile PIG): este marrano es un marrano de gauging con

múltiples platos de gauging, usualmente tres. Estos platos son montados al

frente, en el medio y por detrás del PIG. Esta aplicación es normalmente

utilizada antes de correr una herramienta de inspección interna de tuberías, para

asegurar que la herramienta pase a través de codos y a través del interior de la

tubería sin ninguna dificultad.

• Marranos para Diámetros Duales: esta aplicación es realizada debido a que

normalmente las líneas tienen dos tuberías de distintos diámetros, por ejemplo

182

4” x 6”, 8” x 10”, etc. Para esta aplicación los marranos de alma de acero son

armados con discos sólidos para la tubería de menor diámetro, y discos abiertos

para la tubería de mayor diámetro. Los marranos de espuma son también

ampliamente usados en esta aplicación.

FIGURA Nº 64: PIGS DE ALMA METÁLICA



3.5.2.4. MARRANOS MAGNÉTICOS

Este tipo de marrano es una variante especial del PIG de cuerpo de alma de acero. La

variante consiste en que éste marrano posee un cinturón de magnetos en su parte central,

es decir ensamblado como parte del cuerpo de acero. El cinturón de magnetos cumple

con la función de capturar todos aquellos detritos metálicos que se encuentran en

suspensión, así como también la remoción de costras, incrustaciones, partículas finas

ferrosas entre otros. A este PIG lo podemos obtener en distintos diámetros y

183

configuraciones. Entre las configuraciones más conocidas de marranos magnéticos

tenemos la de copas y la de discos, representados en las siguientes figuras:

FIGURA Nº 65: PIG MAGNÉTICO DE COPAS

Fuente: MANUAL DIGITAL; “ELASTÓMEROS PVM LTDA – URELAST PIPELINE SERVICES”; Manual y Catálogo de Productos y Servicios


FIGURA Nº 66: PIG MAGNÉTICO DE DISCOS



184

3.5.2.5. MARRANOS DE MOLDE SÓLIDO

Este tipo de marranos los podemos encontrar en varios diseños, y son usualmente

hechos de poliuretano; sin embargo materiales como neopreno, nitrilo y otros

elastómeros de caucho están disponibles en los PIGS de menor tamaño. Estos marranos

son considerados para usos de sellado, no obstante algunos PIGS de molde sólido están

disponibles con envolturas de cepillos alrededor que pueden ser usados para propósitos

de limpieza. Los marranos de molde sólido están disponibles en copas, discos o

combinaciones de ambos, y pueden ser diseñados para que dichos discos, copas u otros

accesorios puedan ser reemplazados y el marrano continúe siendo reutilizado. Estos

marranos son muy efectivos para remover líquidos de tuberías, remover condensados y

agua en sistemas de gas húmedo, y controlar la formación de parafina en las paredes de

tuberías que transportan crudo.

FIGURA Nº 67: PIGS DE MOLDE SÓLIDO



185

3.5.3. PARTES DE UN MARRANO

A continuación describiremos todas y cada una de las principales partes con las que

podemos ensamblar un marrano, ya sea de alma metálica o de molde sólido, las cuáles

son:

3.5.3.1. BOMPER

Este es un elemento de poliuretano fundible. Su función principal es soportar el golpe

que sufre el marrano al estrellarse con la tapa de la trampa, así también este elemento es

el que se encarga de acarrear en la parte delantera del PIG todos los desechos y sólidos

removidos del interior de la tubería.

FIGURA Nº 68: BOMPER



186

3.5.3.2. DISCO GUÍA

Este disco está elaborado de poliuretano. Su función es la de mantener el equilibrio del

marrano durante la etapa de limpieza.

FIGURA Nº 69: DISCO GUÍA



3.5.3.3. SEPARADOR

La función de este elemento es hacer que los discos de limpieza no se intercepten

durante la fase de limpieza.

FIGURA Nº 70: SEPARADOR



187

3.5.3.4. DISCOS DE LIMPIEZA

La función principal de estos discos es la buena resistencia a la abrasión el cuál permite

el efecto de raspado para el arrastre y desplazamiento de los depósitos de sedimentos.

Estos discos tienen un sobre dimensionamiento sobre el diámetro real del tubo y son los

que realmente hacen el efecto de remoción y desplazamiento de los depósitos

contenidos en las paredes internas de la tubería.

Otro tipo de discos de limpieza son los ranurados, usualmente utilizados en tuberías de

doble diámetro.

FIGURA Nº 71: DISCOS DE LIMPIEZA



188

3.5.3.5. COPAS

Estos elementos vienen en dos diseños: plana y cónica. Las copas planas ofrecen un

adecuado sellado y una buena cantidad de fricción contra las paredes del tubo. Estas

copas ayudan a que los depósitos que se encuentran adheridos a la pared del tubo sean

empujados hacia fuera y delante del marrano.

Las copas cónicas ofrecen un buen sellado, aunque no del todo apto para la limpieza.

Estas copas son capaces de trabajar con cambios de diámetro en la tubería y

restricciones como por ejemplo abolladuras. No son muy recomendables para

aplicaciones de limpieza, ya que las copas cónicas por su flexibilidad pueden cabalgar

por encima de los depósitos, sin removerlos. Su uso más frecuente es para la separación

de productos, ya que mantienen durante su trayecto el sello contra las paredes del tubo.

FIGURA Nº 72: COPAS



189

3.5.3.6. CUCHILLAS

Las cuchillas de poliuretano pueden remover goma, parafina o depósitos de lodo. En el

caso de que se planifique aplicar inhibidor de corrosión conjuntamente con un raspador

de limpieza, es recomendable utilizar cuchilla, ya que estas esparcen totalmente el

inhibidor y recubren la pared del tubo.

FIGURA Nº 73: CUCHILLAS



3.5.3.7. CEPILLOS

Los cepillos pueden venir en varias configuraciones y tamaños de alambre

acompañados de un resorte, cuya función es ayudar a mantener el cepillo pegado contra

la pared del tubo. Los cepillos son los que se encargan de arrastrar los pequeños

depósitos duros que se adhieren a las paredes de la tubería. Esta acción también nos

ayuda a levantar escamas y nidos de bacterias, es decir el “piping”, donde se proliferan

las bacterias que producen corrosión. Estos elementos son aplicados preferentemente en

PIGS de alma metálica.

190

FIGURA Nº 74: CEPILLOS



3.5.3.8. BRIDA

Este elemento está elaborado de acero y solamente lo podemos encontrar en marranos

de alma metálica. La brida es la que permite que las piezas de poliuretano se mantengan

unidas y soporten las libras de presión del trabajo en la línea, evitando con esto que los

tornillos rasguen y atraviesen el poliuretano.

191

FIGURA Nº 75: BRIDA



3.5.3.9. CUERPO

El cuerpo del marrano está elaborado de acero, aluminio o poliuretano (en el caso de

PIGS de molde sólido). Sobre este cuerpo es donde se ensamblan de forma concéntrica

todos los elementos de limpieza. En los marranos de alma metálica, la parte cilíndrica

posee unos by-pass, los cuáles permiten una mejor rotación del marrano.

FIGURA Nº 76: CUERPO DEL PIG



192

3.5.4. CONFIGURACIONES DE UN MARRANO

Como ya se lo ha mencionado, las diferentes configuraciones de los elementos de

limpieza que conforma la estructura de un raspador (ya sea de alma metálica o de molde

sólido), dependen de la aplicación, condiciones y necesidades de la línea. A

continuación presentaremos algunos ejemplos de distintas configuraciones de PIGS, que

en el caso de los gráficos corresponden a PIGS de alma de acero, pero que se los puede

aplicar también en PIGS de molde sólido:

FIGURA Nº 77: CONFIGURACIÓN DE UN PIG BI-DIRECCIONAL

Fuente: Manual Digital PPS; “PENSPEN GROUP Ltd.”; Curso de PIGS


193

FIGURA Nº 78: CONFIGURACIÓN DE UN PIG DE COPAS



FIGURA Nº 79: CONFIGURACIÓN DE UN PIG DE COPAS Y DISCOS



194

3.5.5. ALMACENAMIENTO Y VERIFICACIÓN DE RASPADORES

Con la finalidad de conservar en buen estado el poliuretano de los elementos de

limpieza que constituyen a los marranos, a continuación presentaremos algunas

recomendaciones para el almacenaje y verificación del estado, de los elementos de

limpieza:

• No se deben almacenar a la intemperie

• Mantener en ambientes no húmedos (humedad relativa al 70%), a una

temperatura entre 10 y 30º C.

• El almacenamiento de raspadores ensamblados se lo deberá hacer mediante

soportes o colocados boca abajo, es decir sobre el bomper, como lo muestran

las figuras:

FIGURA Nº 80: ALMACENAJE CORRECTO DE RASPADORES



195

• El almacenaje de copas (cónicas o planas) de repuesto, se lo deberá hacer uno

sobre otro todas boca abajo, así como lo muestra la figura:

FIGURA Nº 81: ALMACENAJE CORRECTO DE COPAS



• El almacenaje de cuchillas de poliuretano se lo deberá hacer en lo posible de

costado y en filas, como lo muestra la siguiente figura:

FIGURA Nº 82: ALMACENAJE CORRECTO DE CUCHILLAS DE POLIURETANO



196

Para la verificación de los elementos de limpieza debemos primero tomar en cuenta la

dureza del poliuretano, haciendo una prueba mediante un durómetro o si no tenemos

uno disponible podemos usar un palillo de dientes o la uña, de esta manera si el palillo o

la uña atraviesan el poliuretano será un indicativo que el poliuretano está degradado y

deberá ser descartado el elemento de limpieza, debido a que ya no tiene las propiedades

físicas adecuadas para el trabajo. Otra manera simple de reconocer que el poliuretano de

un elemento de limpieza es inadecuado, es mediante la inspección visual, de esta

manera si detectamos la formación de escamas en la superficie del material o notamos

un evidente oscurecimiento del material, estos serán también una posible señal de que

debemos descartar el elemento de limpieza.

3.5.5.1. MEDICIÓN DE COPAS Y DISCOS DESGASTADOS

Otra verificación que siempre debemos efectuar, es el desgaste de los discos y copas

después de haber hecho una corrida con el raspador, esto es para saber si podemos

reutilizar dichos elementos o descartarlos porque su diámetro después del desgaste de la

corrida resulta insuficiente para otro trabajo de limpieza.

Esta verificación es muy simple, y se lo hace con tres sencillos pasos, los cuáles son:

• Primero: medimos con un flexómetro o metro la circunferencia o perímetro de

las copas o discos, en milímetros.

• Segundo: calculamos el diámetro de acuerdo a la siguiente ecuación:

197

ECUACIÓN Nº 23: CÁLCULO DEL DIÁMETRO EXTERNO A PARTIR DEL

PERÍMETRO

Diámetro Externo (DE)= πP



Donde: P= Perímetro (mm)

π = Constante Pi que equivale a 3.1416

• Tercero: convertimos el DE de milímetros a pulgadas, dividiendo el valor

obtenido de DE para la constante 25.4

Pulgadas= DE (mm) /25.4

3.5.6. MARRANOS INTELIGENTES

Los PIGS inteligentes son herramientas más complejas, cuya estructura y aplicación

requieren de una amplia explicación; pero debido a que en el presente trabajo no se

requiere de su entendimiento ya que no serán utilizados en una aplicación real,

solamente daremos a continuación una breve y resumida información sobre el tema.

El marrano inteligente es una herramienta de inspección interna, que nos permite

recorrer y verificar a lo largo total de toda de la tubería. Este marrano viene equipado

con instrumentos de recolección de datos que almacenan información detallada. Existen

una gran variedad de tipos de marranos inteligentes, los cuáles según el tipo nos

198

permiten realizar las siguientes funciones: investigar la geometría de la pared del tubo,

detectar desviaciones en las curvaturas, detectar pérdidas de metal, picaduras y grietas;

detectar fugas, hacer un perfil de la tubería, registrar temperatura y presión; hacer

muestreos del producto, realizar mediciones de los depósitos de cera, y realizar

inspecciones fotográficas.

Cabe mencionar los beneficios que aportan los PIGS inteligentes, ya que mantienen

actualizada a la compañía operadora sobre las condiciones de la tubería, permitiéndoles

monitorear y detectar a tiempo fallas que pueden ser reparadas o reemplazadas antes de

que se conviertan en un problema serio.

Las siguientes figuras representan ejemplos de marranos inteligentes, para distintas

aplicaciones:

FIGURA Nº 83: EJEMPLO DE PIG INTELIGENTE I



199

FIGURA Nº 84: EJEMPLO DE PIG INTELIGENTE II



FIGURA Nº 85: EJEMPLO DE PIG INTELIGENTE III



200

FIGURA Nº 86: EJEMPLO DE PIG INTELIGENTE IV



3.5.7. LANZAMIENTO Y RECEPCIÓN DE RASPADORES

Para el envío y recepción de raspadores es fundamental que el sistema de tubería cuente

con trampas de raspadores, esto incluye lanzadores y receptores de marranos. Los

lanzadores de marranos son utilizados para colocar y lanzar el marrano dentro de la

tubería; y los receptores de marranos son los encargados de recibir al marrano, junto con

los sedimentos que éste acarrea, después de haber hecho la corrida.

201

La selección de las trampas de raspadores depende del tipo de PIG y de las condiciones

de diseño de la tubería. Así mismo la estación deberá incluir equipo de levantamiento

para el manejo de marranos de 20” y más grandes.

Toda trampa de raspadores deberá ser probada hidrostáticamente antes de realizar una

corrida. Una vez que las trampas hayan sido probadas y estén listas para su uso

podemos realizar un lanzamiento de marranos.

Para realizar una corrida, primero colocamos el marrano en el lanzador y antes de

permitir la entrada del flujo, el operador deberá verificar que la trampa este

completamente aislada de la tubería y despresurizada. Luego procedemos a cerrar las

válvulas de la línea y abrir las válvulas de lanzadores y receptores al 100% de apertura.

Hay que aclarar que este procedimiento es genérico, y que cada procedimiento de

operación para el lanzamiento de raspadores variará de una empresa a otra. El siguiente

esquema representa el procedimiento genérico de lanzamiento de marranos, antes

mencionado.

202

FIGURA Nº 87: EJEMPLO DE UN LANZAMIENTO Y RECEPCIÓN DE UN

RASPADOR

Fuente: http://www.drshannonco.com/training/The%20Art% 20of%20Pigging.pdf


CAPÍTULO IV

203

CAPÍTULO IV

4. DISEÑO DE UN PROGRAMA DE LIMPIEZA INTERNA PARA LA LÍNEA

DE EMULSIÓN “TIPISHCA NORTE - EPF”, POR MEDIO DE

RASPADORES

En este capítulo vamos a plantear un diseño de un programa de limpieza interna de

tuberías mediante raspadores, aplicado según las condiciones de la Línea de Emulsión

que se encuentra entre Tipishca Norte y EPF, estaciones localizadas en el Bloque 27 en

la provincia de Sucumbíos. Partiendo de las bases teóricas descritas en los capítulos

anteriores, a continuación podemos libremente ir enumerando y describiendo todas las

características de la Línea de Emulsión y del fluido que se transporta a través de ella, lo

cuál será necesario para el diseño del programa de limpieza interna, que en este caso

consistirá en una tentativa para cambiar el programa existente por otro en el que se

podrá reducir costos, representando un posible ahorro para la compañía operadora.

La compañía de servicios con la que trabajaremos nuestra propuesta de programa de

limpieza será la misma con la que se trabaja el programa existe en la línea, la compañía

URELAST. Así mismo para la aplicación de químicos como biocidas, trabajaremos con

la información y productos de la compañía CHAMPION TECH., que de igual manera

provee actualmente al Bloque 27.

204

4.1. INFORMACIÓN DE LA TUBERÍA

A continuación enumeraremos las características físicas de la Línea de Emulsión

Tipishca Norte – EPF, según la información entregada por la estación central EPF del

Bloque 27:

TABLA Nº 7: INFORMACIÓN DE LA TUBERÍA

Especificación de la Línea API 5LX 42 ERW

Cédula SCH 20

Diámetro Nominal 8 pulgadas

Diámetro Externo 8.625 pulgadas

Diámetro Interno 8.125 pulgadas

Espesor de Pared 0.5 pulgadas

Longitud de la Tubería 2741 metros

Capacidad Interna 475 barriles

Fuente: Estación EPF – Bloque 27


4.2. HISTORIAL DE LA LÍNEA

Según la información entregada por la estación central EPF del Bloque 27 tenemos los

siguientes datos:

205

TABLA Nº 8: HISTORIAL DE LA LÍNEA

Edad 3 años y 9 meses

Frecuencia de Limpieza con Raspador/es Cada 15 días

Raspador/es utilizado/s Raspador de Limpieza RL-3CP-2BRW

Raspador con Magnetos RDS-6DS-MG

Escombros Removidos Comúnmente Sedimentos y Sulfuro de Hierro

Algún Problema Detectado en la Línea Pitting

Tratamiento Implementado para Prevenir la

Reincidencia del Problema

Se efectúa un tratamiento químico con

Biocidas (K-100 ó JDQ-89 con concentración

de 400 PPM) enviando un Bach c/15 días

conjuntamente con el raspador de limpieza.

Otros Controles en la Línea - Cuenta con protección catódica mediante

corriente impresa, para prevenir corrosión

externa en el tubo.

- Cuenta también con portacupones instalados

en la tubería, cuyas placas internas sirven para

el control de la corrosión interna en las

paredes del tubo.

- Se realizan conteos de bacterias continuos,

mediante la extracción de muestras de agua de

formación presente en la línea y posterior

cultivo en laboratorio.



206

4.3. ACCESORIOS DE LA TUBERÍA


siguientes datos:

TABLA Nº 9: ACCESORIOS DE LA TUBERÍA

Radios y/o Curvas en la Línea (Sólo una declinación de la línea de +/- 12m

por irregularidad del terreno)

Tipo SAG - OVER

Diámetro Interno Nominal 8.125 pulgadas

Mínimo Radio de Curvatura 3942 milímetros

Distancia entre Curvas Adyacentes 12 metros

Válvulas (Dos)

Tipo Bola

Diámetro Interno Mínimo de la Válvula 8 pulgadas (Full Port)

Ubicación en la Línea Una al inicio y otra al final de la línea

Longitud Axial Máxima en la Válvula 26 pulgadas

Tees (Dos)

Tipo T- Barred (posee rejillas en las derivaciones)

Ubicación en la Línea Únicamente ubicadas en las trampas de

lanzamiento y recibo de la línea



207

4.4. DETALLES DEL FLUIDO


siguientes datos:

TABLA Nº 10: DETALLES DEL FLUIDO

Tipo de Producto Transportado Emulsión crudo, agua y gas

Tipo de Crudo Presente Crudo promedio de aproximadamente 20º

API, con bases asfálticas y parafínicas en su

composición.

Temperatura Inicial: +/- 180º F

Final: +/- 160º F

Presión Inicial: +/- 120 psi

Final: +/- 40 psi

Rata de Flujo 6.1 B/min (8784 B/D)

Velocidad del Fluido 1.6 ft/s (pies/segundo)

Corte de Agua +/- 80%

Gas +/- 190 mcfpd

CO2 30%

H2S 30 ppm

Tratamiento Químico En los Pozos



208

4.5. DETALLES DE LAS TRAMPAS DE LANZAMIENTO Y RECIBO

A continuación enumeraremos las características físicas de las trampas de lanzamiento y

recibo presentes en la Línea de Emulsión Tipishca Norte – EPF:

• TRAMPA DE LANZAMIENTO

TABLA Nº 11: TRAMPA DE LANZAMIENTO LÍNEA TN-EPF

B Medida del tubo del bypass 6 pulg

LP Longitud del tubo 61cm

LB Longitud del barril 159.6 cm

A Longitud tapa-bypasss 62cm

D Tamaño nominal del tubo 8.625 pulg

IDB D. Interno del barril 9.562 pulg

ODB D. externo el barril 10.750 pulg

Tipo de reducción entre el tubo y la trampa Excéntrica

Altura de la línea central de la trampa respecto al piso 1.2 m



209

• TRAMPA DE RECIBO

TABLA Nº 12: TRAMPA DE RECIBO LÍNEA TN-EPF

B Medida del tubo del bypass 6 pulg

LP Longitud del tubo 135 cm

LB Longitud del barril 213 cm

A Longitud tapa-bypasss 109 cm

D Tamaño nominal del tubo 8.625 pulg

IDB D. Interno del barril 9.562 pulg

ODB D. externo el barril 10.750 pulg

Tipo de reducción entre el tubo y la trampa Excéntrica

Altura de la línea central de la trampa respecto

al piso

N/A (0 m)



210

4.6. PROGRAMA DE LIMPIEZA MECÁNICO

En esta parte analizaremos el programa actual de limpieza mecánica y la propuesta que

se pretende plantear para la Línea de Emulsión Tipishca Norte – EPF, como se los

detalla a continuación:

4.6.1. PROGRAMA ACTUAL

El programa que actualmente consta para la Línea de Emulsión Tipishca Norte- EPF

está dado por medio del lanzamiento de dos raspadores, programados con una

frecuencia de dos veces por mes. Según este programa primero se envía un raspador de

limpieza con cepillos (RL-3CP-2BRW), seguido de un raspador de magnetos (RDS-

6DS-MG). Adicionalmente como tratamiento químico para la tubería se envía

conjuntamente entre dichos raspadores un Bach de 16 galones de biocida (K-100 ó

JDQ-89 con concentración de 400 PPM). El siguiente esquema representa la secuencia

de lanzamiento:

FIGURA Nº 88: PROGRAMA ACTUAL DE LANZAMIENTO DE RASPADORES

LÍNEA TN-EPF


211

4.6.2. PROPUESTA

De acuerdo con la información de campo compartida por el Departamento de

Producción del Bloque 27, con registros de hasta inicios de año del 2009, los

escombros, sedimentos y sulfuro de hierro que comúnmente son removido después de

cada corrida o marraneo son mínimos. Cuando se iniciaron las corridas con raspadores,

los sedimentos removidos llegaron a ser de hasta más de 8 libras, actualmente el

máximo obtenido ha sido de menos de 2 libras, todo gracias al programa continuo de

limpieza que se lleva a cabo. Gracias a estos buenos resultados, ahora podemos

atrevernos a proponer modificaciones al programa de limpieza, que representen en

cierta medida un ahorro económico. La propuesta originalmente consideraba disminuir

las corridas a una sola vez por mes, pero debido a los problemas presentados en esta

tubería en particular relacionados al pitting y la proliferación de bacterias, resulta muy

riesgoso disminuir el tratamiento químico con biocida, que normalmente se ejecuta

conjuntamente con las corridas con raspadores. Así fue como llegamos a considerar una

propuesta en la que en vez de disminuir las corridas, simplemente se considera la

modificación de las herramientas mecánicas o raspadores que se usan en cada corrida.

Dichas modificaciones buscan usar raspadores cuya estructura resulte más económica, y

continúe siendo efectiva para mantener la limpieza continua de las paredes internas de

la tubería. Por lo tanto el programa que se tomó en consideración consta de las

siguientes modificaciones: Primero, en vez de utilizar el raspador de limpieza RL-3CP-

2BRW se utilizará un raspador de limpieza RL-2CC-3DS-BRW. Segundo, en vez de

usar de forma continua el raspador de magnetos RL-6DS-MG se dejará a este raspador

como herramienta de evaluación y su aplicación será programada para hacerla tan sólo

212

dos veces al año, y en caso de improvistos en el que se pudiera requerir usarla; como

reemplazo de este raspador de magnetos para ser utilizado de forma continua se usará el

raspador de desplazamiento y separación RDS-2CC-4DS. Con estos cambios se

pretende obtener un cierto ahorro económico, tal como lo indica el siguiente cuadro

comparativo:


LA PROPUESTA

Programa Anterior

Propuesta

Descripción

Valor Estimado $

Descripción

Valor Estimado $

Raspador de Limpieza tipo RL-3CP-2BRW

780

Raspador de Limpieza tipo RL-2CC-3DS-BRW

695

KIT de Repuestos

650

KIT de Repuestos

580

213


LA PROPUESTA (continuación)

Programa Anterior

Propuesta

Descripción

Valor Estimado $

Descripción

Valor Estimado $

Raspador de Magnetos tipo RL-6DS-MG

830

Raspador tipo RDS-2CC-4DS

690

KIT de Repuestos

635

KIT de Repuestos

575

Total ($ USA): 2895 Total($ USA): 2540


Pero además, en el cuadro comparativo de la propuesta hay que tomar en cuenta que

adicionalmente se tiene que sumar los valores del raspador de magnetos, ó a su vez

dependiendo el estado en que se encuentre el raspador de magnetos que se tiene en

actual uso en la Línea de Emulsión, se deberá sumar el valor de un KIT de repuestos

para el mismo. Este gasto será sólo en la primera compra, ya que si tomamos en cuenta

que: según los datos y experiencia de campo en esta línea en particular las copas tienen

214

una vida útil (en condiciones de desgaste óptimas) de 25 corridas, y la vida útil de los

disco y cepillos (en condiciones de desgaste óptimas) es de 48 corridas. De esta manera

al estar constituido el raspador de magnetos propuesto por discos, este raspador nos

podría servir para 48 corridas y según el calendario que se propone se realizaría sólo dos

corridas por año, por lo tanto el raspador de magnetos alargaría su vida útil por varios

años, es decir por tiempo indeterminado dependiendo de las evaluaciones y uso que le

demos.

El tratamiento químico con biocida no se alteraría, por lo tanto el calendario de

marraneo para la propuesta y la secuencia de lanzamiento de raspadores quedaría de la

siguiente manera:

FIGURA Nº 89: CALENDARIO DE MARRANEO PROUESTO PARA LA LÍNEA

TN-EPF


215

• SECUENCIA DEL LANZAMIENTO DE RASPADORES QUINCENAL


QUINCENAL PROPUESTO PARA LA LÍNEA TN-EPF


• SECUENCIA DEL LANZAMIENTO DE RASPADORES CADA SEIS

MESES


SEMESTRAL PROPUESTO PARA LA LÍNEA TN-EPF


CAPÍTULO V

216

CAPÍTULO V

5. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES

Una vez que hemos culminado con los objetivos que nos plateamos realizar en el

presente trabajo, podemos llegar a este capítulo final en el que enumeramos las

conclusiones obtenidas, y en base a éstas, enumerar a su vez varias recomendaciones

válidas acorde a la investigación efectuada.

5.1. CONCLUSIONES

- Con el uso de raspadores se ha podido evitar la reducción del diámetro

interno debido a la acumulación en las paredes internas de la tubería de

parafinas y sulfuros contenidos en el fluido transportado; y a su vez se ha

evitado la proliferación de bacterias sulfato reductoras responsables de la

corrosión, barriendo las acumulaciones de agua donde crecen y forman

colonias estas bacterias.

- El conocimiento e identificación previa de las características,

condiciones e historial de la línea, así como del raspador que se pretende

utilizar en una corrida, es de vital importancia y nos permite tener

cuidadosas precauciones al momento de lanzar un raspador, ya que un

217

lanzamiento inapropiado con una herramienta incorrecta puede causar

más daños que soluciones.

- Un buen programa de corrida de raspadores, con un calendario

predeterminado, puede asegurar la continua operación de la tubería por

medio de la remoción de cualquier sustancia que en corto tiempo puede

dañar los procesos de los sistemas de la tubería.

- Una correcta selección del raspador, determina su efectividad al ser

utilizado y se refleja a su vez en la eficiencia y la protección que recibe la

tubería al trabajar continuamente y no presentar problemas.

- Con cada corrida podemos evaluar y tener así un suministro de

información oportuna de cualquier problema que se presente en la línea o

con el raspador una vez finalizado su trabajo.

- La limpieza con raspadores para ser un proceso de mantenimiento

integral en tuberías, depende y trabaja conjuntamente con la aplicación

de químicos tales como: biocidas, inhibidores de corrosión, inhibidores

de escala, etc.; y también con la aplicación de medidas para mitigar y

evitar la corrosión externa en la tubería, medidas como por ejemplo la

protección catódica ya sea mediante corriente impresa o por medio de

ánodos de sacrificio.

- El mantenimiento preventivo es un sistema de trabajo más uniforme que

un sistema de mantenimiento correctivo, y con lo cual se puede

minimizar las emergencias y obtener a largo plazo menores costos de

mantenimiento y un aumento de la vida útil de la tubería.

218

5.2. RECOMENDACIONES

- Se debe implementar o continuar con los tratamientos químicos según lo

requieran las condiciones de la tubería, en este caso se debe continuar

con el tratamiento de baches de biocida en cada corrida con raspadores,

así como el tratamiento químico en los pozos para la inhibición de la

corrosión.

- Realizar un continuo análisis y control de los cupones de corrosión

instalados en la línea (como es nuestro caso), todo con la finalidad de

evaluar y evitar a tiempo, si es el caso, problemas de corrosión en el

interior de la tubería.

- Implementar, o como es muestro caso, continuar realizando muestreos

físicos del agua de formación trasportada en la línea, todo con la

finalidad de efectuar cultivos artificiales para la identificación y conteo

de las bacterias presentes.

- Se debe tener patrullajes periódicos para revisar las condiciones y

efectuar el mantenimiento del derecho de vía o ruta de la tubería, y así

evitar cualquier factor que afecte la seguridad, integridad y operación de

la tubería, ya que si por cualquier factor externo la estructura de la

tubería ha sido dañada o deformada y sin tomar en cuenta este daño se

realizará una corrida con raspadores, podría causar un atascamiento y por

consecuencia daños mucho mayores.

219

- Se debe tener en bodega repuestos para los distintos elementos de los

raspadores, especialmente de los materiales de mayor consumo y rápido

desgaste, previendo su uso en el tiempo.

- Es importante no olvidar el correcto almacenamiento de los raspadores y

sus repuestos, sin dejar a estos a la intemperie o en ambientes húmedos,

todo con la finalidad de conservar en estado óptimo el poliuretano del

cuál están constituido estos elementos de limpieza.

- Es recomendable obtener siempre un catálogo y asesoría técnica por

parte de la empresa proveedora con la cuál se pretenda adquirir los

raspadores, con lo cuál se pueda obtener una completa descripción de las

características y costos de los distintos tipos de raspadores disponibles y

sus respectivos repuestos, para así poder lograr una correcta selección

antes de la compra.

- Modificar los programas de lanzamiento de raspadores cada vez que la

experiencia lo determine, o cuando hayan cambios drásticos en las

condiciones de la tubería que lo requieran.

220

BIBLIOGRAFÍA

GREENE W. Richard; “Válvulas, Selección, Uso y Mantenimiento”;

Sección I: Aspectos básicos de las Válvulas, Incluso su Selección; Editorial

McGRAW – HILL/INTERAMERICANA DE MÉXICO, S. A. de C. V.;

México - 1988; Págs. 15 – 22.

CREUS S. Antonio; “Instrumentación Industrial, Válvulas de Control”;

CAP. 8: Elementos Finales de Control; 6ta Edición; Editorial

ALFAOMEGA GRUPO EDITOR, S. A. de C. V.; México, D. F. – 1998;

Págs. 366 – 371.

ING. GRANJA Julio César; “El Petróleo - Misceláneas”; Editorial

Universitaria U. C. E.; Ecuador, Quito – 1976; Págs. 126-127.

MELO VINICIO G. MSc; “Sistema de producción en Campos Petrolíferos”;

CAP. 6: Tubería, Accesorios y Tanques; Ecuador, Quito – Noviembre 2007;

Págs. 200 – 213.

ASME B31.4; “Pipe Line Transportation Systems for Liquid Hydrocarbons

and Other Liquids”; ASME Code for Pressure Pipping, B31; Traducción no

Oficial; CAP. V: Construcción, Soldadura y Montaje, CAP. VI: Inspección y

Prueba, y CAP. VII: Procedimientos de Operación y Mantenimiento;

Edición 1998.

Equipos y Materiales, Tuberías de Transporte. Hoja de Especificaciones

Técnicas – Norma Técnica Petroecuador No. 021; Julio 1993.

Equipos y Materiales, Bridas para Tubería. Hoja de Especificaciones


221

Equipos y Materiales, Válvulas para Tubería. Hoja de Especificaciones


MANUAL DIGITAL PDF; “PAN AMERICAN ENERGY. Unidad de

Gestión Golfo San Jorge - Manual de Producción”; Cáp. XI: Corrosión de

los Metales; Abril 2002; Págs. 1-XI – 34-XI.

MANUAL DIGITAL PPS; “Establecimiento de Niveles de Inspección

Instrumentada, PIGS Inteligentes - PENSPEN GROUP Ltd.”; Curso de

PIGS – PENSPEN INTEGRITY; Año 2004.

MANUAL DIGITAL; “ELASTÓMEROS PVM LTDA; URELAST-

PIPELINE SERVICES”; Manual y Catálogo de Productos y Servicios;

Colombia, Bogotá.

ENCICLOPEDIA MULTIMEDIA ENCARTA 2007; Temas: “Transporte de

Petróleo por Tuberías” y “Temperatura”.

MANUAL DIGITAL PDF; “Manual Densidad y Gravedad Específica -

Comportamiento Básico de Fluidos”; IPL Technology & Consulting

Services Inc.; Enero 1996; Págs. 10 -18.

MANUAL DIGITAL PDF; “Manual Viscosidad – Introducción al

comportamiento de fluidos”; IPL Technology & Consulting Services Inc.;

Septiembre 1995; Págs. 4 -20.

MANUAL DIGITAL PDF; “Manual Propiedades de los Líquidos -

Comportamiento Básico de Fluidos”; IPL Technology & Consulting

Services Inc.; Enero 1996; Págs. 21 -29.

222

MANUAL DIGITAL PDF; “Manual Presión de Vapor – Introducción a las

Propiedades de los Líquidos”; IPL Technology & Consulting Services Inc.;

Marzo 1995; Págs. 4 -22.

MANUAL DIGITAL PDF; “Manual Gradientes Estáticos –

Comportamiento Avanzado de Fluidos”; IPL Technology & Consulting

Services Inc.; Noviembre 1995; Págs. 4 -24.

MANUAL DIGITAL PDF; “Manual Gradientes de Flujo – Comportamiento

Avanzado de Fluidos”; IPL Technology & Consulting Services Inc.;

Noviembre 1995; Págs. 4 -11.

MANUAL DIGITAL PDF; “Manual Fundamentos para el Diseño de

Oleoductos – Comportamiento Avanzado de Fluidos”; IPL Technology &

Consulting Services Inc.; Agosto 1995; Págs. 4 -13.

MANUAL DIGITAL PDF; “Manual Mantenimiento y Reparación de

Oleoductos – Equipos de Oleoductos”; IPL Technology & Consulting

Services Inc.; Marzo 1995; Págs. 19 -23.

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

http://www.monografias.com/trabajos11/tradis/tradis.shtml

http://quieroserbombero.org/qsb1.5/foro_qsb /index .php?topic=49.msg175

http://es.wikipedia.org/wiki/Tuber%C3%ADa

http://html.rincondelvago.com/tuberias.html

http://web.usal.es/~tonidm/DEI_04_tuberias.pdf

http://www.arqhys.com/tuberias-accesorios.html

http://www.arqhys.com/tuberias-bridas.html

http://www.arqhys.com/tuberias-codos.html

223

http://www.arqhys.com/tuberias-valvulas.html

http://www.arqhys.com/tuberias-empacaduras.html

http://www.farca.com.ar/Bridas_ansi.htm

http://www.tecnologiaindustrial.info/index.php?main_page=document_gener

al_info&cPath=cPath=353_355_356&products_id=196

http://www.tecnologiaindustrial.info/index.php?main_page=document_gener

al_info&cPath=cPath=353_355_356&products_id=197

http://www.eanahuac.com.mx/Tucota/Tucota3C.htm

http://html.rincondelvago.com/pruebas-no-destruc tivas.html

http://www.drshannonco.com/training/The%20Art% 20of%20Pigging.pdf

224

GLOSARIO DE TÉRMINOS

Bach: denominación que se da a diferentes productos que viajan

a través de una misma línea.

Biocida: sustancia química elaborada exclusivamente para combatir

la proliferación de bacterias y eliminarlas.

BSW: sedimentos básicos y agua

Cohesividad: fuerza de atracción que mantiene unidas a las moléculas de

una misma sustancia o fluido.

Corte de agua: representa el porcentaje de agua que se produce con un

barril de petróleo.

Densidad: es la masa de una sustancia con respecto a su volumen.

Gas natural: mezcla de hidrocarburos gaseosos formada en rocas

sedimentarias en yacimiento seco o conjuntamente con

crudo de petróleo.

Grado API: clasificación para petróleo con propósitos particulares en

función de su densidad.

Inhibidor de corrosión: sustancia química destinada a impedir o reprimir la

formación de corrosión en el metal.

Gravedad Específica: compara la densidad (ρ) de un líquido con la densidad del

agua, referida a una temperatura de 60° C (15° F).

Line pipe: tubería de superficie.

Masa: es la cantidad de materia que contiene un objeto.

225

Petróleo: una mezcla líquida de muchas sustancias, principalmente

compuestas de hidrógeno y oxígeno. El petróleo crudo

varía en apariencia desde incoloro hasta completamente

negro, tiene una capacidad calorífica entre 18,300 a 19,500

Btu por libra y una gravedad específica entre 0.78 y 1.00

(correspondiente a 50° API y 10° API, respectivamente).

Pitting: término relacionado con corrosión por picadura asociada

al ataque por bacterias sulfato reductoras.

Presión: es la fuerza (F) aplicada sobre un área (A) o superficie.

Psi: (pound per square inch) medida inglesa que representa una

medida de presión.

Sedimento: materia que habiendo estado suspensa en un líquido, se

posa en el fondo por su mayor gravedad.

Sulfuro de hierro: compuesto formado por sal de ácido sulfhídrico

combinada con hierro.

Ventosas: abertura que se hace en algunas cosas para dar paso al aire,

y especialmente la que se deja en los puntos más elevados

de una tubería.

Viscosidad: la resistencia de un líquido al movimiento o flujo;

normalmente se abate al elevar la temperatura.

Work over: término que representa trabajos de re-acondicionamiento

en un pozo.

ANEXOS

225

ANEXO Nº 1

CALENDARIOS DE MARRANEO DESDE 2005 HASTA 2008

227

ANEXO Nº 2

CRONOGRAMAS DE TRATAMIENTO BIOCIDA DESDE 2005 HASTA 2008

229

ANEXO Nº 3

EJEMPLO DE UN FORMATO DE SEGUIMIENTO DE USO PARA UN

RASPADOR I

230

ANEXO Nº 4

EJEMPLO DE UN FORMATO DE SEGUIMIENTO DE USO PARA UN

RASPADOR II

231

ANEXO Nº 5

EJEMPLO DE CATÁLOGO PARA DISTINTOS RASPADORES SEGÚN EL

DIÁMETRO NOMINAL

presion de vapor

Documents