transp y med. hcs.8°

I N S T I T U T O P O L I T É C N I C O N A C I O N A L

ESCUELA SUPERIOR DE INGENIERÍA Y ARQUITECTURA

UNIDAD TICOMÁN

T r a n s p o r t e y M e d i c i ó n H i d r o c a r b u r o s I

8° Semestre de Ingeniería Petrolera

Transporte de Hidrocarburos

INDICE

INTRODUCCIÓN

ANTECEDENTES

• OBJETIVOS DEL TRANSPORTE Hidrocarburos Líquidos y Gaseosos

• PROPIEDADES DE LOS FLUIDOS Físicas, Químicas y Particularidades

• GASODUCTOS Manejo de gas natural- ecuaciones utilizadas

• OLEODUCTOS Manejo de petróleo crudo- ecuaciones

• POLIDUCTOS Manejo de productos destilados del petróleo, ecuaciones

DISEÑO Y CONSTRUCCIÓN DE LINEAS DE CONDUCCIÓN

• CONSIDERACIÓNES DE DISEÑO Aspecto Legal y desarrollo del proyecto

• DISEÑO Y CONSTRUCCIÓN Secuencia de actividades de construcciónObras especiales, Instalaciones superficiales del sistema

• DUCTOS MARINOS Diseño y construcción

SELECCIÓN Y OPERACIÓN DE SISTEMAS DE COMPRESIÓN Y BOMBEO

ESTACIONES DE COMPRESIÓN Selección de equipo de compresiónOperación y mantenimiento sistemas de compresión

ESTACIONES DE BOMBEO, OLEODUCTOS Selección de equipo de bombeoOperación y mantenimiento sistemas de bombeo

ESTACIONES DE BOMBEO, POLIDUCTOS Operación bombeo productos destilados

1


INTRODUCCIÓN

Para satisfacer las necesidades de hidrocarburos a los centros de demanda del país, PEMEX se ha visto en la necesidad de construir nuevos ductos y rehabilitar las extensas redes en servicio, debido a que los centros de consumo son los de más abundante población, con mayor desarrollo industrial, y se localizan más distantes de las áreas de producción. Los ductos, son un medio de conducción práctico para abastecer a los centros de almacenamiento y distribución; además, si se operan y mantienen en forma eficiente no contaminan a la atmósfera ni modifican la ecología; contribuyen en gran medida a descongestionar el transporte terrestre, y garantizan el abastecimiento de combustibles, satisfaciendo la demanda al mínimo costo. El tendido de las líneas es subterráneo en una zanja de dimensiones específicas, salvando todos los obstáculos topográficos que condicionan su trazo (ríos, lagunas, pantanos, barrancos, canales, carreteras, vías de ferrocarril, etc.). El sistema de ductos es vital al ofrecer un servicio eficiente, económico y oportuno, sus principales retos son mantener en óptimas condiciones la infraestructura y su funcionamiento, así como incrementar él número de líneas. Como referencia, a través de las redes de ductos en la actualidad se transportan diariamente hacia las refinerías para su proceso, alrededor de un millón y medio de barriles de crudo.

MATERIA PRIMA

Fig.1- USOS DEL PETROLEO

Farmacéuticos y Fertilizantes

Industria

ENERGÉTICO

Plásticos

Pinturas ySolventes

Aromáticos

Fibras sintéticas

Transporte

Uso Doméstic

o

Plantas de PEMEX

Combustibles y

Lubricantes

Comisión Federal

De electricidad

PRODUCCIÓN

2


OBJETIVOS DEL TRANSPORTE

Cuando los hidrocarburos fluyen del yacimiento en fase gaseosa, líquida o mixta, se presenta el problema de su transporte a través de sistemas de recolección, baterías de separación, sistemas de distribución y/o embarque, etc. De aquí, el energético será entregado para su transporte en la forma tradicional; ya sea por auto-tanque o tubería hacia procesos, en una refinería, complejo petroquímico, o una terminal de distribución para su comercialización. La mezcla de hidrocarburos desde los pozos va hacía líneas recolectora y de aquí a una batería de separación, donde se lleva a cabo un proceso de separar el gas, el aceite y el agua que por lo general vienen juntos. En algunos casos tratándose de gas no asociado, podrá contener impurezas como sulfhídrico o CO2, dependiendo del tipo de yacimiento, por lo que deberá procesarse a través de una planta endulzadora, o de una planta extractora de gasolina natural.

El gas seco despojado de los ligeros, se usa como combustible en los equipos del campo, o en sistemas de bombeo neumático (recuperación mejorada). Si se dispone de grandes volúmenes, se envía a centros procesadores como plantas criogénicas y plantas de absorción; de aquí se envía a los gasoductos troncales, redes de distribución industrial, plantas de C.F.E., uso doméstico, o se consume en las plantas de PEMEX.

Líneas de recolección

12

3

4

5

6

6

9

11

7

13

8

8

10

12

14

3

Fig.2.-Batería de Separación de Gas y Líquidos

1.- Llegada de los pozos2.- Cabezal de distribución3.- Línea de producción4.- Carga a separadores5.- Trenes de Separación 6.- Tanques de Medición7.- Separador elevado8.- Tanques de estabilización9.- Tanque de Pruebas de producción10.- Gas a compresoras11.- Crudo a estación de bombeo12.- Planta de tratamiento de agua13,- Deshidratadora14.- Sistema de calentamiento


4

Fig 1 Diagrama típico de un separador horizontal de dos fases

ENTRADA DE FLUIDOS

VÁLVULA DE SEGURIDAD

MANÓMETRODESCARGA

DE GAS

DESCARGA DE LÍQUIDO Y GAS

CONTROLADOR DE NIVEL

DREN DE LIMPIEZA

SECCIÓN DE SEPARACIÓN SECUNDARIA

SECCIÓN DE SEPARACIÓN PRIMARIA

EXTRACTOR DE NIEBLA

VÁLVULA DE CONTROL

Estación 1Villahermosa

Estación 3

Cosoleacaque

Est. Chinameca

Cárdenas

Est, 4

Est. Lerdo

Veracruz

Punta de PiedraPoza Rica

Cobos

C. Madero

San FernandoCulebra

Exportación

Monclova Cd.

Juárez

ChihuahuaTorreón

Saltillo Monterrey

Sta Catarina

Escobedo

Ramones

Salamanca

San Luis Potosí

Lázaro Cárdenas

Guadalajara

Valtierrilla Santa Ana Vta.de CarpioKm.100

GOLFO DE MÉXICO

Tierra Blanca

Querétaro

Matapionche

48”

48”

36”

30”

18”

36”

20”

20”

24” Valle de México

CACTUS

NUEVO PEMEX

CD.PEMEX

48”

48”

LAVENTA

REYNOSA

CPQ

RED NACIONAL DEGASODUCTOS

Datos 1999

Estación 1Villahermosa

Estación 3

Cosoleacaque

Est. Chinameca

Cárdenas

R. Coatzacoalcos

Est, 4

Est. Lerdo

Veracruz

Est. Cempoala

Punta de PiedraPoza Rica

Cobos

C. Madero

San FernandoCulebra

Exportación

Monclova Cd.

Juárez

ChihuahuaTorreón

Saltillo Monterrey

Sta Catarina

Escobedo

Ramones

Salamanca

San Luis Potosí

Lázaro Cárdenas

Guadalajara

Valtierrilla Santa Ana Vta.de CarpioKm.100

GOLFO DE MÉXICO

Tierra Blanca

Querétaro

Matapionche

48”

48”

36”

30”

18”

36”

20”

20”

24” Valle de México

CACTUS

NUEVO PEMEX

CD.PEMEX

48”

48”

LAVENTA

REYNOSA

CPQ

Fig.4 -RED NACIONAL DE GASODUCTOS

Datos 2003


PROPIEDADES DE LOS FLUIDOS Y CARACTERISTICAS DEL TRANSPORTE

GAS NATURAL

El gas natural está compuesto principalmente por hidrocarburos de la base parafínica, bióxido de carbono, nitrógeno y en ocasiones helio. En algunos yacimientos contienen también sulfhídrico y compuestos orgánicos de azufre, y se han encontrado pozos que producen bióxido de carbono y nitrógeno completamente puros.

El metano es el principal componente y en algunos casos prácticamente el único presente, alcanzando más del 90% del total. Las otras parafinas como etano, propano, isobutano, pentano e isopentano, hexanos, heptanos y posiblemente octanos. El gas natural, se clasifica de acuerdo con su contenido de vapores de hidrocarburos líquidos ligeros en la forma siguiente:

• “Gas húmedo” es el que contiene metano, etano, propano, butano, pentano y más pesados; contiene mas de 300 gal. de gasolina natural por cada millón de pies cúbicos, medidos a condiciones estándar (1.03 Kg/cm² y 60°F)

• “Gas seco”, es el que contiene metano, etano, propano y huellas de butano, su densidad relativa varía de 0.560 a 0.790; contiene menos de 100 gal. de gasolina por mmpcs.

• “Gas pobre” o mediano, contiene de 100 a 300 gal. de gasolina por mmpcs.

Proceso

Cuando el gas obtenido en las baterías de separación es “húmedo”, resulta económico procesarlo en una planta de absorción o complejo petroquímico con objeto de recuperar las gasolinas contenidas. Puede fluir a las plantas de proceso por su propia presión de separación, o por medio de compresoras, dependiendo de la distancia entre las baterías y la planta de proceso, así como de la presión de trabajo de esta.

Proceso de compresión y enfriamiento

En la actualidad, los complejos petroquímicos, como Pajaritos, Cangrejera y Morelos, en el Sur del estado de Veracruz, separan gran cantidad de licuables del gas por medio de procesos criogénicos (alta expansión – turbo-expansores - y bajas temperaturas), obteniendo gas natural seco, gasolinas y gas licuado del petróleo.

Proceso de adsorción

Consiste en hacer pasar el gas húmedo a través de torres que contienen un sólido granulado adsorvente (alúmina activada, silica gel, etc.) que acumula los hidrocarburos pesados en los poros del material y por la parte superior sale el gas seco. La adsorción es la acción de la penetración superficial de un fluido en un sólido.

El adsorvente al estar en contacto con el gas se va saturando progresivamente, por lo que es necesario regenerar a base de calentamiento el material para que permitan en mayor grado, recuperar los vapores de gasolina.

5


Proceso de absorción

Consiste en poner en contacto el gas húmedo con aceite mineral en torres absorbedoras en los que se hacen chocar corrientes contrarias del gas y el aceite. El gas seco sale de las torres por la parte superior, pasando posteriormente por deshidratadores donde se elimina el agua que aún pudiera contener.

La corriente de aceite pobre, facilita la absorción de los licuables y al llegar al fondo de la torre, viene impregnado de las partículas de gasolina contenidas en el gas, denominándosele aceite rico. Este es calentado pasando a una columna de fraccionamiento, donde se desprenden los vapores de gasolina que salen por la parte superior, y pasan posteriormente a los condensadores.

El producto obtenido es “gasolina cruda”, que después es estabilizada extrayéndole los ligeros. El aceite del fondo es aceite pobre caliente, el cual es enfriado, y continúa hasta la parte superior de las torres de absorción para iniciar un nuevo ciclo de absorción.

Eliminación del azufre del gas natural “Proceso Girbotol”

Cuando el gas natural tiene un alto contenido de ácido sulfhídrico (H2S) o de bióxido de carbono (CO2), deben eliminarse. El primero es altamente corrosivo y tóxico, y el segundo, disminuye el poder calorífico del gas.

Para eliminarlos, se envía el gas a una planta Girbotol cuya operación se basa en la propiedad de las amínas alifáticas de su gran afinidad con el ácido sulfhídrico y el bióxido de carbono, a temperatura ambiente; a alta temperatura esta afinidad disminuye, siendo desprendidos ambos gases del gas húmedo.

CARACTERÍSTICAS Y PROPIEDADES DEL GAS NATURAL

Poder Calorífico

El poder calorífico “bruto” del gas es el número de BTU producidos por la combustión a presión constante de 1 p³ de gas medido a 60° F y 30” de Hg., con aire a la misma presión y temperatura del gas; cuando los productos de la combustión se enfrían hasta la temperatura inicial del gas y aire, y cuando el agua formada por la combustión se condensa al estado líquido. El poder calorífico bruto del gas natural es aproximadamente 1020 BTU/ p³.

El poder calorífico “neto” del gas, es el número de BTU producidos por la combustión a presión constante, de 1 p³ de gas medido a 60° F y 30” de Hg. con aire a la misma presión y temperatura, cuando los productos de la combustión se enfrían hasta la temperatura inicial del gas y aire, y cuando el agua formada por la combustión permanece en estado de vapor. Se determina por medio de un calorímetro, de un cromatógrafo, o se calcula partiendo de su análisis químico.

Temperatura de ignición

Es la más baja temperatura a la que se efectúa la combustión de una mezcla de aire y gas que se calienta gradualmente, por efecto de la velocidad de la reacción química independientemente de la fuente de calor externo.

6


USOS DEL GAS NATURAL

Su principal uso es como combustible doméstico e industrial: para generación de vapor, generación de potencia y procesos de calentamiento.

• Se quema bajo un exceso de aire, resultando de esto una alta eficiencia.

• Contiene muy poco o ningún residuo sólido, combustible limpio

• El equipo de control satisface instantáneamente las demandas del vapor.

• En calderas enciende fácilmente y alcanza rápido su temperatura de operación

• La operación es sencilla con sistemas de control adecuado y poco mantenimiento

• Las pérdidas de producto son mínimas a menos que se produzcan fugas. Algunos usos especiales como la deshidratación de productos agrícolas por los gases de combustión, elaboración del cemento Pórtland, producción de cal, y como materia prima en la industria petroquímica.

GASODUCTOS- MANEJO DE GAS NATURAL

El cálculo de flujo de gas natural a través de tuberías, logra mayor exactitud al considerar nuevas variables, básicamente las propiedades de los gases y la diversidad en los materiales de construcción de las tuberías. Más adelante, el conocimiento de la viscosidad del gas a “altas presiones”, ha ampliado los criterios para los cálculos exactos.

Nuevas investigaciones dieron por resultado una fórmula que incluye la fricción en función del Número de Reynolds, esta es ecuación de Panhandle, la cual como otras relacionadas se deriva de la Ecuación General de Flujo en gasoductos, debida a Johnson y Berwald de U.S Bureau of Mines. La ecuación original se expresa como sigue:

- - - (1)

Ecuación que considera lo siguiente:

1- El cambio de energía cinética es despreciable y puede estimarse como cero2- El flujo es isotérmico, no hay cambio en la temperatura3- El flujo es en tuberías horizontales4- No existe trabajo desarrollado por el gas

Panhandle estimó al factor de fricción “f” como el principal, y llevó a cabo lo siguiente:

Si : - - - - (2)

7


En la que:

Re Número de Reynoldsv velocidad de flujo ( pies / seg. )d diámetro de la tubería ( pg )Dg densidad del gas ( Lbs-masa / pie ³ )μ viscosidad del gas ( Lb / pie - seg. )

Y mediante las transformaciones siguientes: d / 12 Para obtener el diámetro de la tubería en pies v/ 86,400 para tener la velocidad en pies /día

Ahora, si el gasto

y también

entónces

Si consideramos para el gas natural que Dg = 0.0766 G ( lb masa / pie ³) en la que G es la densidad relativa del gas con respecto al aire, y si la viscosidad del gas la expresamos como:

μ = 0.0116 c.p y si 1 lb / pie – seg. = 1488 c.p ;

entonces μ = 0.0116 / 1488 = 7.779 x 10⁶ Si sustituimos ahora valores en la ecuación de Reynolds (2) , tendremos que:

. . . (3)

Si consideramos ahora el “coeficiente de fricción” para tuberías lisas, de acuerdo a la teoría desarrollada por Nikuradis, tendremos que, si:

. . . (4)

... (5)

Efectuando operaciones:

8


. . .(6)

Ecuación que expresa el gasto teórico en una tubería lisa considerando el factor de fricción de Nikuradis.

Se introduce un factor adicional de eficiencia “ E “ expresado en ( %); que es la relación entre un flujo calculado para ciertas condiciones P y T y el flujo medido físicamente, a esas mismas condiciones. Este factor varía entre 0.88 y 0.95; generalmente, para tuberías comerciales nuevas se considera un factor de 0.92.

Finalmente, la ecuación de Panhandle para gasoductos horizontales, será:

...(7)

Unidades para aplicación de la ecuación de Panhandle

Q Volumen de gas ( pies³/día); a condiciones base Po y ToTo temperatura base, en nuestro caso 20° CPo presión base, en nuestro caso 14,2234 lb/pg²d es el diámetro interior de la tubería en pgP1 presión al inicio del ducto en lb/pg²abs (descarga de estación)P2 presión al final del ducto en lb/pg²abs, llegada al siguiente punto (succión)G es la gravedad específica del gas (aire =1) sin unidadesTf es la temperatura media de flujo en ° RL longitud de la tubería en millasE eficiencia, expresada en por ciento, para tuberías nuevas se asigna 0.92

Asimismo, considerar para utilizar en las ecuaciones subsecuentes, lo siguiente:

Factor de super - compresibilidad ZmZm= 1/Fpv ² para Tm y Pm

Se localiza en el diagrama de Moody o en el Reporte No.3 del AGA (American Gas Asociation)

MODALIDADES DE APLICACIÓN DE LAS ECUACIONES

9


PANHANDLE “A”, para líneas horizontales, hasta 24” de diámetro

PANHANDLE “B” Modificada, para líneas con diámetros mayores a 24”

WEYMOUTH, para ramales hasta de 12” de diámetro

10


CALCULOS EN GASODUCTOS

Una vez seleccionada la ecuación a utilizar (Panhandle “A”, “B”, Weymouth, etc., se desarrollan los cálculos conforma a los datos del problema.

En ductos de gran diámetro para manejo de volúmenes importantes de gas natural, es conveniente calcular con varios diámetros para diferentes gastos ya que habrá que analizar que es lo más conveniente desde el punto de vista económico, en cuanto al material (acero) y las estaciones de compresión requeridas, para seleccionar posteriormente el diámetro óptimo. Tomando en cuenta que mientras mayor sea el diámetro del gasoducto, serán menores las caídas de presión y por consiguiente se requerirá menos equipo de compresión para manejar un gasto dado.

Por lo tanto habrá que establecer un criterio adecuado desde el punto de vista económico; cada estación de recompresión requerirá de una plantilla de personal para operación y mantenimiento del equipo y eso encarecerá el proyecto, observando lo siguiente:

• Generalmente se utilizan compresores centrífugos de baja relación de compresión pero con capacidad suficiente para manejar grandes volúmenes de gas natural; estableciendo condiciones específicas de operación, como sigue:

• Máxima presión de descarga, que se determina con la ec. de Barlow (P1) y de acuerdo a la especificación de la tubería.

Presión de llegada (P2), establecida al final del ducto según las necesidades del proyecto, o de succión mínima en las estaciones intermedias (600 lb/pg²)

Aplicando la ecuación adecuada obtendremos gastos para diferentes diámetros, seleccionándolos entre las tuberías comerciales proporcionados por el fabricante. Si el gasto es el dato principal, tendremos que calcular el diámetro, despejando “d” de la ecuación seleccionada.

Este diámetro no requiere estaciones de compresión; sin embargo si es de gran dimensión será de alto costo por lo que conviene determinar con otros diámetros inferiores que existan en fábrica y determinar “L” despejándola de la misma ecuación.

El resultado nos indicará a que distancia llegará el gas con ese segundo diámetro y también la distancia a que llegará el gas con el tercer diámetro. Dividiendo la longitud total del ducto entre las “Ls” caculadas, nos indicará el número de estaciones de compresión que se requieren para cada uno de los diámetros.

Otro procedimiento puede ser que una vez determinada la longitud “L “para el segundo diámetro, aplicar la ecuación desde este punto hasta el final con las alturas que indique el perfil topográfico y determinar la segunda “L”

El resultado nos indicará a que distancia del origen habrá que instalar la tercera estación de compresión. De este punto, se repite el cálculo de “L” con las presiones límite y las alturas sobre el nivel del mar del perfil topográfico del terreno H1 y H2, respectivamente.

En realidad las diferencias en resultados serán mínimas con ambos métodos y al interpretar el diseño físicamente en el campo, nos encontraremos con diversos accidentes en el terreno que obligarán a que la ubicación definitiva de las estaciones de compresión se determine en el área seleccionada considerando siempre ajustar la ubicación hacia atrás del accidente con lo que se garantiza una presión de succión más conveniente.

11


LOS HIDROCARBUROS LÍQUIDOS

El crudo, después de haber pasado por la batería de separación es enviado hacia los centros de distribución de Dos Bocas, Cárdenas y Nuevo Teapa; y para exportación en T. M. Pajaritos, Ver. y Salina Cruz, Oax.. De Nuevo Teapa, Ver. se distribuye por oleoductos hacia las refinerías.

También de las plantas de refinación provienen destilados del petróleo y con características específicas para su comercialización, transportándolos a través de tuberías (poliductos) hacía las terminales (41) de distribución; pueden ser gasolinas de diferentes características: Premium, Magna-sin, turbosina, kerosina, diesel, etc.

A través de estos sistemas de transporte se maneja un energético muy importante, el gas licuado del petróleo (LPG), el cual procede de un complejo petroquímico o de una refinería para el abastecimiento de gas doméstico a nivel nacional.

Esta gran infraestructura de ductos requiere de altas inversiones y aplicación de nuevas tecnologías, y la práctica constante de las recomendaciones en materia de seguridad industrial y protección ambiental. Este medio disminuye el transporte por carretera, eliminando problemas de tráfico y riesgo de accidentes.

La mayoría de los principios del flujo de agua a través de tuberías, se han adecuado para solución de problemas de flujo de los petrolíferos debido a que sus propiedades difieren muy poco; sin embargo, las necesidades son diferentes a las del abastecimiento de agua y están basados en la aplicación de las leyes naturales del flujo de fluidos y las características de los efectos y propiedades de los líquidos en movimiento, tales como:

Densidad relativa.- Es la relación entre la densidad de una sustancia con respecto al agua. Como referencia, densidad del agua 62.4 lb/pie³

Peso específico.- Es el peso de la unidad de volumen. Como la masa de un cuerpo se obtiene dividiendo su peso entre la aceleración de la gravedad; la densidad relativa y el peso específico están relacionados entre sí; ambos son numéricamente iguales.

Módulo de elasticidad volumétrico.- Para fines prácticos, los líquidos suelen considerarse no compresibles, pero no así en los casos en que la intensidad de presión o su cambio sea considerable, como es el caso de los hidrocarburos.

Si la intensidad de presión de un volumen unitario de fluido se incrementa en una cantidad “dp”, y si el volumen se reduce en otra cantidad “dv”, entonces la relación dp/dv es el módulo de elasticidad unitario para cualquier volumen ” V ” de fluido, y aumenta en la medida que aumenta la intensidad de la presión.

En los hidrocarburos líquidos, la compresibilidad se manifiesta en la formación de vapores por incrementos de temperatura y reducción en la presión. eferencia, para el agua el módulo de elasticidad en condiciones de temperatura y presión normales (20°C y 1.033 Kg./cm²), es de 21,000 Kg / cm².

Presión de vapor.- Los líquidos se evaporan cuando la presión interna es mayor que la del medio en contacto inmediato con su superficie. Cuando este medio se encuentra confinado, las moléculas de vapor ejercen sobre él una presión parcial denominada “presión de vapor”. Depende de la actividad molecular de la sustancia, la cual está en función de la temperatura.

12


Viscosidad

Es la propiedad que tienen los fluidos para resistir cualquier fuerza que tienda a producir su flujo. Se considera también como la fricción interna de los fluidos, es decir, la resistencia que oponen las partículas internas que se desplazan con distintas velocidades.

Viscosidad cinemática.- Es la relación que existe entre la viscosidad absoluta de un fluido y su correspondiente densidad. Expresada en centistokes:

Viscosidad cinemática = 0.22 (SSU) –180/SSU ; = 2.20 (SSF) –160 / SSF

La unidad de viscosidad dinámica en el sistema CGS es el poise

La unidad de viscosidad cinemática es el Stoke...1 cm²/seg.

En el sistema inglés, la unidad de viscosidad es: 1pie²/seg. sin denominación.

La relación entre ambos sistemas, considera lo siguiente:

Una viscosidad de 1lb-seg./pie² ; al convertir las libras a dinas y los pies a centímetros:

1lb-seg / pie² = ( 454 x 980) / (30.48 )² x 1 dina-seg /cm² = 479 ( poises)

Para convertir poises a unidades inglesas, se divide entre 479, y viceversa.

1 pie²/ seg = (30.48)² x 1 cm² /seg = 929.03 (stokes)

Gravedad especifica en línea (Gl)

Es la gravedad específica del líquido a la presión y temperatura de flujo en el ducto.

Los Grados API.

Son una escala expandida para medir la gravedad específica de los petrolíferos. La conversión entre la gravedad específica a 60/60 °F (GE) y grados API, puede ser realizada con la siguiente ecuación:

° API = (141.5 / GE) – 131.5

Vaporización

El cambio del estado líquido al gaseoso es propio de todo líquido, y su intensidad es diferente para diversos líquidos y depende de las condiciones a las cuales se encuentre. Uno de los índices que caracterizan la vaporización es la temperatura de ebullición; a la presión atmosférica – nivel del mar- se puede modificar el punto de ebullición variando la presión ejercida sobre el líquido.

Presión

Las moléculas de un líquido se encuentran en movimiento con dirección arbitraria, cada una es afectada por la fuerza gravitacional y tiende a desplazarse hacia el centro de la tierra. Cuando este movimiento es impedido por un recipiente, la fuerza provoca que las moléculas se empujen unas

13


con otras en todas direcciones y contra la pared del contenedor. Este empuje es llamado presión y en cualquier punto es proporcional a la distancia vertical bajo la superficie del líquido.

Los líquidos en un recipiente abierto son estáticos, como masa; la presión que ejercen es llamada hidrostática. Para los líquidos la altura estática es proporcional a sus propiedades. Conviene indicar en la aplicación de fórmulas el valor de la gravedad específica y utilizarla para calcular la presión estática a cualquier profundidad.

Esta propiedad de los líquidos es de las más importantes a considerar en la solución de problemas de flujo en tuberías; las ecuaciones tradicionales que se han desarrollado, tienen como objetivo principal la determinación de la caída de presión por unidad de longitud en el flujo de líquidos a través de una línea de conducción.

CARACTERÍSTICAS DEL ACEITE CRUDO

Ligero PesadoViscosidad a 100° F 14.38 a 15.6° C 5366.84 cstPeso específico a 20° C 0.871 a 25° C 2142.3 cstSólidos en volumen 0.80% 0.9794 12.98° APISal (cloruro de Sodio) 26.7 Kg./1000 bls. 0.80%Agua Cero (deshidratación previa) 30 lbs. / 1000 bls.Poder calorífico 0.3%

Neto 17989Sílice 28.6 Kg./1000 bls. Bruto 19625Ácido en fase acuosa (HCl) 4 ppmPh 7.09CaCO3 6 ppmMagnesio 40 ppmHierro 11.95Kg/1000 bls.Azufre 3 ppm = 14.31 Kg./1000 bls. 7.2

Los parámetros de calidad de venta son: 2% de agua y 30 lb de sal por cada 1000 bls.

14- -RED DE OLEODUCTOS

Fig.5

195CD. MADERO

171235

CADEREYTA185

POZA RICA

1207NUEV

OTEAPA

320TULA240

200MINATITLÁN

200

330SALINA CRUZ

230

235SALAMANCA

195

24 2

030

24

30

24

12

14

24

20

24

24

45TUXPAN

30

24

24 1

8 121

4

Exportación30 4

8

12

14 2

0

14

80

Venta de Carpio

Juandhó

TresHermanos

Dtto. Veracrúz

Marfo / Antares

DIÁMETRO

PG

DIÁMETRO

PG

PAJARITOS

24

Exportación

CAPACIDADDE

SUMINISTRO

TANQUE DE

55 000

DESPUNTADO

TERCIARIO MAYA LIGEROLIGERO

VENTA DE CARPIO SALINA CRUZ POZA RICA

MINATITLAN SALINA CRUZ V.DE CARPIO PAJARITOS POZA RICA

MINATITLAN-

PAJRITOS

MINATITLAN 24”SALINA CRUZ 30”POZA RICA 30” SALINA

CRUZ 48”

VENTA DECARPIO 30”

CRUDOSMAYADESPUNTADOLIGEROTERCIARIOMEZCLASRECUPERADO

DE C. DE B.CARDENAS

MEDICIÓN EN BAJA PRESIÓN

MEDICIÓN EN ALTA PRESIÓN

FOSA DE RECUPERADO

Fig.6.-Central de bombeo y distribución de crudo Nuevo Teapa, Ver.

DE TANQUES

PR

OB

AD

OR

PR

OB

AD

OR


MANEJO DE ACEITE CRUDO

Para inducir movimiento a una corriente de crudo al ritmo deseado, hay que aplicar presión por medio de bombas desde uno de los extremos del sistema de ductos para crear la diferencia de presiones entre el punto de entrada y de salida de la tubería. Esta presión se consume en vencer las pérdidas por fricción, proporcionales a la distancia recorrida. Si la línea es muy larga se requerirá de bombeo adicional a intervalos determinados para restaurar la pérdida de presión. Además, si el producto es muy viscoso habrá que calentarlo previamente para su transporte.

La capacidad de transporte de un oleoducto depende del diámetro, de la viscosidad y peso específico del crudo; de la presión de bombeo aplicada de acuerdo al espesor de la tubería. Las bombas pueden ser del tipo reciprocante (de alta relación de presión); o centrífugas (relación de presión pequeña pero manejan grandes volúmenes), y pueden accionarse con motores de combustión interna a gas, diesel, turbosina, etc., o motores eléctricos (con la limitante de operar a velocidad constante).

En la actualidad para bombeo de grandes volúmenes de líquidos, se acopla a una bomba centrífuga un motor eléctrico o una turbina en sistemas integrados en una en un patín –estructura- con todos sus aditamentos y servicios auxiliares.

Los diversos tipos de bombeo más usuales son:

• Bombeo en circuito abierto.- En este tipo de operación el equipo de bombeo de cada estación, succiona el líquido de sus propios tanques y lo descarga al ducto principal.

• Bombeo en circuito cerrado.- Se bombea de la descarga de una estación a la succión de la siguiente en forma continua, cuando el perfil del terreno es horizontal y la estaciones pueden ser operados en forma automática-remota como unidades independientes.

• Bombeo con tanques de alivio o de compensación.- Normalmente se bombea de la descarga de una estación a la succión de la siguiente y cuando no es plano el perfil topográfico del ducto, conforme a la normatividad, se debe contar con una tanque de almacenamiento con capacidad cuando menos del 25 % del ritmo de bombeo del sistema para casos de emergencia, conectado a la succión y a la descarga de la estación. Además deberá contar con sistemas de relevo tanto en los cabezales de succión como en los cabezales de descarga d la estación.

CARACTERÍSTICAS ESENCIALES DEL MANEJO DE LÍQUIDOS

Pérdidas de presión por fricción

Este término es uno de los más importantes a considerar en el manejo de hidrocarburos líquidos por tubería por lo que a continuación se señalan las consideraciones propuestas por Darcy para establecer la ecuación que más se utiliza en la actualidad.

Las pérdidas de presión por fricción en tuberías de diámetro constante se han determinado experimentalmente utilizando diversos materiales. Lo que constituye la base de las fórmulas que se utilizan hoy en día.

Darcy y Weisbach dedujeron la ecuación siguiente en unidades consistentes:

... (1)

En la que:

15


f = factor de fricciónP = peso específicov = velocidadgc = aceleración críticad = diámetro interior

Fanning estableció una ecuación similar obteniendo valores de “f” cuatro veces menores que los de Darcy, en razón de que consideró el radio hidráulico en lugar del diámetro del ducto.

... (2)

Siendo Rh = = d /4

El valor del factor de fricción “f” está en función de la rugosidad de la tubería “ε” y del número de Reynolds:

El Nre es adimensional y se expresa como:

... (3)

La rugosidad “ε” es una característica de la pared interior de la tubería, constituida por pliegues y crestas unidas, formando una superficie homogénea que depende del material (acero). La determinación de la rugosidad se hace a partir de la relación entre el área con respecto a la longitud de superficie en contacto con el fluido, bajo las siguientes consideraciones:

• suponer constantes las condiciones del fluido• mantener un gasto constante• considerar constantes la presión y temperatura a la entrada y a la salida del tubo• relacionar en forma directa la variación de la longitud con la rugosidad, de acuerdo a:

... (4)

El numerador : ... (5)

16

Pe P1 P2 P3 P4 P5 Ps

A2A3 A4 A5

A1


Esquema de rugosidades

La rugosidad se expresa por la altura media de los pliegues al considerar las características de flujo. Los valores más comunes de “ε”:

Tubería estriada 0.00006 pg Tubería de producción o perforación 0.0006 Tubería de escurrimiento 0.0007 Tubería galvanizada 0.006

Para calcular “f” es necesario determinar el régimen de flujo, ya sea laminar o turbulento, Osborne Reynolds estableció un parámetro que determina el régimen de flujo, se le conoce como Número de Reynolds y distingue que: el flujo laminar se presenta cuando el NRe < 2300, y flujo turbulento cuando NRe > 3100.

Para flujo laminar de una sola fase, el factor de fricción “f” depende exclusivamente del NRe y está dado por la expresión:

... (6)

Para flujo turbulento, que es el que se presenta en la mayoría de los casos de manejo de hidrocarburos, el factor de fricción “f”, está dado por la ec. de Colebrook y White:

... (7)

Se observará que en la aplicación de la ecuación se requiere de un proceso iterativo para calcular “f”. Basándose en la ecuación anterior, Moody desarrolló un diagrama para determinar el factor de fricción en tubería comercial, destacando lo siguiente:

a. Para Nre < 2300 “f” depende exclusivamente de Nre

b. A partir de Nre >3100 se inicia la zona de transición, en la que “f” depende tanto de Nre como de la rugosidad relativa (ε/d)

c. La zona francamente turbulenta se inicia a diferentes valores de Nre, dependiendo del valor de ε/d. En esta zona “f” es independiente de Nre y varía únicamente con la rugosidad relativa. El valor de “f” para flujo turbulento se obtiene de la expresión:

... (8)

Cuando el flujo es crítico 2300< Nre <3100, el factor de fricción se determina con:

17

L1 L2 L3 L4 L5


... (9)

Los valores de “f” expresados en las ec. 16 a la 18, se utilizarán siempre que se aplique la ecuación de Darcy en el cálculo de las pérdidas por fricción.

Tal como se indicó, el valor de “f” para flujo turbulento es función también de la rugosidad “ε”.

Para tuberías comerciales varía de 0.0006 a 0.0008 pg, para tuberías de perforación y producción se utilizan valores de 0.0006 a 0.00075 pg.

Cuando se tenga un flujo francamente turbulento, se determina “f” con la siguiente expresión:

... (10)

SECUENCIA DE CÁLCULO DE OLEODUCTOS

DATOS

Gasto a manejar 1 000 000 bpdLongitud de la línea 626 kmDensidad relativa del aceite (peso específico) 0.872Viscosidad (µ) 18 cts

Caída de presión en la tubería comercial 8.1 lb / pg² / milla (dato de fábrica) o se determina con la ec. de DarcyAltura inicial de acuerdo con el perfil topográfico 14mAltura final 2146 mPresión mínima de succión Ps (evitar vaporización) 50 lb / pg²Presión máxima de operación PMO (especificación) 1050 lb / pg² Diámetro (d) por calcular

Solución:

a. De acuerdo al perfil topográfico del terreno, se calcula la diferencia de alturas entre el origen y el destino del ducto, con objeto de determinar si existe columna hidrostática por vencer, aparte de las pérdidas por fricción.

flujo ascendente

b. Considerando esta altura, determinar la presión a vencer que representaría, multiplicando dicha longitud por el peso específico del producto:

Peso específico del agua = 62.4 lb / pie³

Peso específico del crudo = 0.872

18


Diferencia de alturas = 2146 m = 7039 pies Presión hidrostática = (62.4 lb/pie³ x 0.872 x 7 039 pies) /144 pg² = 2660 lb/ pg²

Presión hidrostática PH = (2146 m x 0.872) /10 = 187.13 Kg./cm2 = 2660 lb / pg²

c. La caída de presión a lo largo de la tubería es:

∆P =Longitud x(Milla/1,609 km)x(8.1 lb /pg² / milla) =(626/1.609) x8.1= 3151 lb/pg²

d. La presión total a vencer será:

∆ P T = Ps + PH + ∆P = 50 + 2660 + 3151 = 5861 lb/ pg²

Si fuera flujo descendente, habría que restar el valor de HP en la expresión anterior.

e. Para determinar el diámetro requerido para un gasto dado a las condiciones indicadas, se inicia con la determinación de el Número de Reynolds, suponiendo un diámetro, ( 42” )

* * * Para sistemas de transporte con grandes gastos, el flujo será siempre turbulento

f. A continuación se calcula el factor de fricción con la fórmula siguiente:

Suponiendo valores de f, se calcula su valor hasta igualar al real, por medio de iteraciones sucesivas, (0.05), en este caso.

g. Aplicando la ecuación Darcy Weisbach para flujo de líquidos en tuberías, obtenemos el diámetro para ese gasto.

despejando,

19


El “d” seleccionado, será el inmediato superior de tubería comercial del fabricante: d = 54pg

h. La Máxima presión de operación que deba soportar esta tubería para un espesor determinado se calcula utilizando la fórmula de Barlow:

Siendo:

Fc Factor de construcción por clase de localización,... Suponemos 0.60. clase 2 Spe Esfuerzo máximo de cedencia (especif. API Std 5L X- 52) t Espesor de la tubería, en pg.... 1.125 pg Ft Factor de diseño por expansión térmica...1 (temp. menor de 250° F) fs Factor por soldadura de la tubería......1 (tubería sin costura) d Diámetro de la tubería, en pg......54 pg

PMO = (2X 0.60 X 52 000 X 1.125 X 1.0) / 1.0 X 54 = 1 156 lb/pg² ( Línea regular)

i. El número de estaciones de bombeo que se requieren para manejar ese gasto, con ese diámetro, será:

Num de Estaciones = Máxima Presión a vencer / Máxima presión de operación = 5896/ 1156 = 5

j. La primera estación de bombeo estará ubicada en el origen, la segunda se localizará como sigue:

PMO/ Δ P = 1156(lb/pg) / 8.1 (lb/pg / milla = 142.7 millas = 230 Km

k. La siguiente estación se localiza graficando la columna de presión de descarga en metros. más la altura sobre el nivel del mar que indique el perfil topográfico de la tubería en ese punto, y trazando una línea paralela al gradiente, cuya pendiente siempre será la misma -línea regular- a lo largo del ducto.

20


UBICACIÓN DE LAS ESTACIONES SUBSECUENTES

Utilizando la gráfica que nos muestra el perfil topográfico del ducto y partiendo del origen (cero Km. y la altura sobre el nivel del mar en ese punto), en el eje vertical marcar una columna de longitud equivalente a la presión máxima de operación (descarga de bombas 1188 lb/pg², en metros de longitud) y trazar una línea hacia la ubicación de la segunda Estación, en la longitud que corresponda a (235 Km.); esta pendiente nos indica el gradiente de presión del sistema.

En este punto, en una línea vertical, representar la misma altura que corresponda a la máxima presión de operación anterior y de aquí trazar una línea paralela al gradiente ya determinado, la que al interceptar el contorno del perfil nos ubicará con la localización de la tercera estación; y así sucesivamente, hasta localizar la última estación en el perfil.

Las longitudes que se determinan son muy exactas; sin embargo, físicamente nos encontraremos con algunos accidentes topográficos (rocas, arroyos, caminos, hondonadas, laderas etc.) que impidan construir en ese lugar, ya que se requiere de un área plana y extensa para las instalaciones de la estación de bombeo. Por lo tanto, la decisión de ubicación de la nueva estación se toma en el campo, corriente abajo, con lo que se garantice que siempre habrá presión positiva suficiente en la succión de la estación subsiguiente, o al final del sistema (por arriba de la mínima de 50lb/pg²)

A lo largo del oleoducto, de acuerdo a la Normatividad se deben instalar válvulas de seccionamiento de paso completo y continuado (que permitan el libre paso de diablos), a cada 30 Km. Sin embargo, el número definitivo de válvulas a intalar, dependerá del trazo y de las

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NUEVO TEAPA (OLEODUCTO DE 54 pg) VENTA DE CARPIO

MinatitlánJ.D,Covarruvias

Arroyo Claro

Tierra BlancaA.Moreno

C. MendozaMaltrata

San Martín

N.M.

28+094

14

104+834

54

169+768

1247

236+159281+000

322+000

750

1375

348+026

355+426

2670

361

355+420

2270

495

ALTURA SOBRE EL NIVEL DEL MAR m. KILOMETRO

1000

2000

3000

4000

897

1633

2258

9233

4

5

6

3133

3440

2160

ESTACIÓN 2, Km 2351

TULA

GRADIENTE 312

626

Zapoapita


condiciones físicas del terreno, ya que también habrá válvulas en las trampas de diablos localizadas, antes y después de los cruces importantes de ríos, de vías de comunicación importantes (autopistas, ferrocarriles, antes y después de zona urbanas que por el trazo del ducto están cerca del derecho de vía, etc.

Por lo tanto, dependerá del análisis visual en los planos, de todo el desarrollo del ducto para poder definir la cantidad y ubicación definitiva de dichas válvulas. Asimismo, la normatividad exige la instalación de válvulas check en puntos estratégicos de la tubería cuesta arriba, o cercana a centros industriales o de población, que impidan la presencia de columnas hidrostáticas que rebasen la presión máxima de operación de la línea y puedan ocasionar roturas en esta. Las válvulas check se instalan entre dos válvulas de seccionamiento, como se muestra en la fig.

22

Válvulas de compuerta

Válvula check


Existen otras ecuaciones para el transporte de crudo. Por ejemplo para una línea horizontal y considerando flujo laminar, podemos utilizar la ec. de Poiseville:

En la que:

P presión de operación lb/pg²Q gasto en BPDP viscosidad en cstd diámetro en piesL longitud en millas

Para flujo turbulento y perfil horizontal, la presión de operación del ducto se puede determinar por medio de la ec. de Blasius:

En esta ecuación se aplican las mismas unidades que en la ec, de Poiseville

TRAMPA DE DIABLOS

CRUCE DE RIO

PLANTADE PROCESO

ESTACIÓN DE BOMBEO

CRUCE DE FERROCARRIL

CRUCE DE CARRETERA

RAMAL

MEDICIÓNY

CONTROL

LINEA REGULAR Y COMPLEMENTOS (OBRAS ESPECIALES)

23


En el arreglo en serie, las unidades de bombeo succionan de un cabezal y descargan en el mismo, separados los flujos -y presiones- por una válvula de contra-presión o válvula “check” entre succión y descarga, con el fín de evitar el regreso del flujo después de que ha sido elevada la presión en cada una de las unidades de bombeo.

Este arreglo limita el ritmo de bombeo (gasto), ya que cada bomba subsecuente manejará exclusivamente el volumen de la anterior incrementado solo en su presión; a menos que las partes internas –rotor o rueda de alabes- de de cada bomba, sean de mayor tamaño y puedan manejar volúmenes gradualmente mayores conforme van incorporándose las bombas a la operación del sistema.

El número de unidades de bombeo dependerá de los gastos a manejar; además es recomendable disponer siempre de un equipo de bombeo adicional como relevo, independientemente del arreglo serie o paralelo, para estar en condiciones de darles mantenimiento a los equipos de acuerdo con un programa, según la experiencia operativa y las recomendaciones del proveedor del equipo.

Fig.16-ESTACIÓN DE BOMBEO (BOMBAS EN SERIE)

Filtro

1 2 3

Trampa de recibo de diablos

Trampa de envío de diablos

Descarga de la estación

Cabezal de succión

Succ

ión

Desc

arga

Válvulas check

Turbinas

Carga desde el tanque

Relevo aTanque

Línea de desfogue de trampas al tanque

Válvula de paso

Tanque

Medición

OLEO

DU

CTO

Bombas

Sistema de recirculación

CASA DE MAQUINAS

Válvula check

Filtro

24


El arreglo del sistema de bombeo en paralelo, permite manejar mayores volúmenes de líquido. Si se observa el dibujo, la instalación cuenta con un cabezal de succión y un cabezal de descarga, lo que permite que cada una de las bombas pueda succionar y descargar de manera independiente, obteniéndose un manejo de mayor volumen de fluido, ya que cada unidad maneja su propia carga sin tener que pasar por la bomba anterior.

Sin embargo, si los ritmos de manejo del sistema de transporte de líquido son muy variables, la instalación puede estar habilitada para trabajar ya sea en serie o en paralelo con los arreglos pertinentes en cabezales y equipo de bombeo, siempre y cuando la instalación –cabezales de succión y descarga- presente las condiciones adecuadas para operar en cualquiera de las dos modalidades, en serie o en paralelo

Fig.17- ESTACIÓN DE BOMBEO (BOMBAS EN PARALELO)

Filtro

1 2 3

Trampa de recibode diablos

Trampa de envío de diablos

Descarga de la estación

Cabezal de Succión

Válvula check

CASA DE BOMBAS

Succión

Descarga TANQUE

Carga desde el tanque

Relevo a tanque

Línea de desfogue de trampas al tanque

Válvula de paso

Cabezal de Descarga

Tanque

Medición

Bombas

OLEO

DU

CT

O

Sistema de recirculación

CASA DE MAQUINAS

Turbinas

25


Otro ejemplo de cálculo de oleoductos

DATOS

Gasto a manejar 300 000 bpdLongitud de la línea 260 Km.Altura inicial 780mAltura final 120mDensidad relativa del aceite (peso específico) 0.979Viscosidad (µ) 2142 ctsCaída de presión en la tubería comercial 16.87 lb / pg2 / millaPresión mínima de succión Ps (evitar vaporización) 50 lb / pg2

Presión máxima de operación PMO (especificación) 1050 lb / pg2 Diámetro (d) por calcular

a. De acuerdo al perfil topográfico del terreno, se calcula la diferencia de alturas entre el origen y el destino del ducto, con objeto de determinar si existe columna hidrostática por vencer, aparte de las pérdidas por fricción.

780 – 120 = 660m flujo ascendente

b. Considerando esa altura, determinar la presión a vencer que representaría, multiplicando dicha longitud por el peso específico del producto:

Peso específico del agua = 62.4 lb / pie3

Peso específico del crudo = 0.979Diferencia de alturas = 660 m = 2164.8 pies

Presión hidrostática PH = (62.4 lb/pie³ x 0.979 x 2164.8 pies) / 144 pg ² = 918.38 lb/ pg2

O , Presión hidrostática PH = (660 m x 0.979) /10 = 64.614 Kg. /cm2 = 918.38 lb / pg ²

c. La caída de presión a lo largo de la tubería es:

d. La presión total a vencer será:

∆ P T = Ps + PH + ∆P = 50 + 919 +2935.76 = 3904.76 lb/ pg2

Si la diferencia de presiones es en flujo descendente, habrá que restar el valor de AP en la expresión anterior. No es este caso

e. Para determinar el diámetro requerido para un gasto dado a las condiciones indicadas, se inicia con la determinación de el Número de Reynolds, suponiendo un diámetro, ( 30” )

NR = 92.2 x Q x Pe / μ x d = (92.2 x 300000 x 0.979) / 21.4 x 30 = 42 179

Para este tipo de sistemas de transporte con grandes gastos, el flujo será siempre turbulento

f. A continuación se calcula el factor de fricción con la fórmula siguiente:

26


Suponiendo valores de f, se calcula su valor hasta igualar al real, por medio de iteraciones sucesivas, (0.035 en este caso)

g. Con la ec. Darcy-Weisbach para flujo de líquidos, obtenemos el diámetro para ese gasto.

Despejando:

El diámetro será el inmediato superior de tubería comercial, datos del fabricante: 36 pg

h. La Máxima presión de operación que deba soportar esta tubería para un espesor determinado se calcula utilizando la fórmula de Barlow

Fc = Factor de construcción por clase de localización, Suponemos 0.50Spe = Esfuerzo máximo de cedencia (especificación API Std 5L X- 52)t = Espesor de la tubería, en pg.... 1.000 pgFt = Factor por expansión térmica (1) temperatura menor de 250° F)fs = Factor por soldadura de la tubería......1 (tubería sin soldadura)d = Diámetro de la tubería, en pg......36 pg

(Línea regular)

i. El número de estaciones de bombeo que se requieren para manejar ese gasto, con ese diámetro, será: Número de Estaciones = Máxima presión a vencer / PMO

= (3904.76 lb / pg2) / (1191 lb / pg2) = 3.28 = 4

j. La primera estación de bombeo estará ubicada en el origen, la segunda a:

PMO / △P = 1191 (Lb/pg2) /16.87 (Lb / pg ²/ milla) = 70.56 millas = 113.53 km.

27


Las siguientes estaciones se localizan gráficamente de acuerdo con el perfil topográfico del ducto.

POLIDUCTOS

Para el caso específico del transporte de productos destilados del petróleo, lo más común es la aplicación de la ecuación de T.R. Aude. y las limitantes en estos casos son también las presiones de operación:

La mínima presión en cualquier punto del sistema debe estar por arriba de 12 Kg./cm², para evitar el flasheo del producto destilado (11.5 Kg./cm²); en los cálculos, como medida de precaución vamos a trabajar con una presión mínima de 15 Kg./cm².

Máxima presión de operación MPO, la que se determine por medio de la ec. de Barlow. o de acuerdo a la especificación de la tubería

En estos casos, se resuelve la ecuación de T.R. Aude para diferentes gastos, obteniendo diferentes diámetros; se selecciona el diámetro económicamente más adecuado y se procede a ubicar las estaciones de rebombeo de igual forma que en el oleoducto. Sin embargo, una vez ubicadas las estaciones, se deben analizar por tramos entre estaciones de acuerdo al perfil topográfico para verificar que la presiones en los puntos altos, puntos bajos y de llegada a la siguiente estación o al destino final, estarán por encima de la presión mínima.

En caso de encontrar puntos con menor presión que la limitante, se procede a reducir la distancia entre estaciones, a incrementar la presión inicial sin rebasar la MPO, o tal vez a incrementar el diámetro del ducto, lo que redundaría en una mayor inversión con objeto de recuperar la presión, y con las nuevas ublcaciones proceder a confirmar, con otro análisis, en todos los tramos del sistema que las presiones límite cumplen cabalmente.

2000

GUADALAJARA

EL CASTILLO CFE

IRAPUATO

MORELIA

SALAMANCA

TULA

AZCAPOTZALCO

TOLUCA

BARRANCA

CUERNAVACA

AÑIL

A.S.A.

POZA RICA

TUXPAN

PACHUCA

AGUASCALIENTES

ZACATECAS

16”

12”

8”

8” 10”

10”8”

12”

8”

12” 14” !2”

16”

8”

8”14”

12”

16”

12”

10”

16”

18”

8”

8”

8”

6”

16”

6”

8”

12” 8”

LEÓN

QUERETARO

CELAYA

POLIDUCTOSZONA CENTRO

REFINERÍAS

TERMINALESFig.7-

28


GAS LICUADO DEL PETROLEO

El GLP se obtiene durante el proceso de refinación de la gasolina, se denomina licuado del petróleo porque se produce en estado de vapor pero se convierte en líquido mediante compresión y enfriamiento simultáneos, -se necesitan 273 litros de vapor para obtener un litro de líquido-. El gas al ser comprimido y enfriado se condensa hasta convertirse en líquido, en cuyo estado se le transporta por ducto desde las refinerías a las terminales y de estas a los usuarios, ya sea por auto-tanques o recipientes portátiles, en donde el gas sale en estado de vapor (proceso inverso a la licuefacción) para poder ser utilizado como combustible.

Los principales Gases que forman el Gas L. P. son el propano y butano, que se distinguen entre sí por su composición química, presión, punto de ebullición y poder calorífico. Un litro de gas licuado pesa aproximadamente ½ kg.

El vapor se produce al abrir la válvula de cualquier quemador conectado a un cilindro o recipiente, ya que en ese momento tiende a escapar la presión, haciendo que hierva el líquido para formar más vapor. Si el consumo de gas se prolonga también continuará hirviendo el líquido, tomando calor necesario para ello del medio ambiente a través de las paredes metálicas del cilindro. De esta manera se va consumiendo el líquido, transformándose poco a poco en vapor hasta agotarse.

El gas licuado del petróleo GLP no tiene color, es transparente en su estado líquido.

No tiene olor cuando se produce y licua, pero se le agrega un “odorante” sustancia de olor penetrante para detectarlo cuando fugue

No es tóxico, solo desplaza el oxígeno, por lo que no se debe respirar mucho tiempo.

Es muy flamable, cuando escapa y se vaporiza se enciende violentamente a la menor flama

Excesivamente frío por pasar rápidamente del estado líquido a vapor, por lo cual al contacto con la piel producirá quemaduras

Es limpio, cuando se quema combinado con el aire no forma hollín, ni deja residuos

Económico, por su rendimiento comparado con otros combustibles

Más pesado que el aire, al escaparse tenderá a ocupar las partes bajas, como el piso, fosas y pozos; lo anterior representa situaciones de alto riesgo en caso de fuga

29


POLIDUCTOS - CARACTERISTICAS DE LOS PETROLÍFEROS MANEJADOS

Datos generales de la sustancia Propiedades Físicas1. Nombre Comercial: Diesel tradicional Temperatura de ebullición 288-338 ° C 2. Nombre químico: Hidrocarburos Semipesados Densidad relativa 0.841 3. Familia química: Hidrocarburos Parafínicos Insoluble en agua. No reactividad en el agua4. Peso molecular: 236.533 gr./gr. mol Estado físico líquido, color ámbar

Riesgo de Fuego o explosión Datos de reactividadPunto de inflamación 38 - 52 °C Condición estable Temperatura de auto ignición 210 °C Evitar: altas temperaturas, fuentes de ignición

Límites de Inflamabilidad: Superior 6 Inferior 1.3 Evitar ácidos inorgánicos fuertes (sulfhídrico y nítrico)

Medio de extinción: agua, espuma, polvo químico

Equipo de protección general: red de agua hidrante; Equipo de protección personal: overol algodón y botas

No descomposición de componentes peligrosos No ocurre polimerización peligrosa

En incendio: usar espumas y Equipo de Aire autónomo para respiración.

Riesgos para la saludSu ingestión puede producir neumonía, no provocar

Productos de la combustión: CO2, bióxido de azufre vómito, practicar lavado estomacal y óxidos de N2.Produce irritación y reseca al contacto con las mucosas

Contacto con la piel: el contacto prolongado produce dermatitis, lavarse con agua y jabón, vigilando la presión arterial y la temperatura del lesionado. La ropa contaminada deberá lavarse perfectamente.

CARACTERÍSTICAS PROPANO BUTANO

C3H8 C4H10

Presión normal a temp. Amb 9 Kg/Cm2 2 Kg/Cm2

PUNTO DE EBULLICIÓN - 42ºC 0ºC

PODER CALORÍFICO 11657 Cal/Kg 11823 Cal/Kg

PESO ESPECÍFICO 508 Gr/ L584 Gr./ L

FÓRMULA

30


Datos generales de la sustancia Datos de Reactividad1. Nombre comercial: Gasolina Magna Estable

2. Nombre químico: octanos o alquinosCondiciones a Evitar: altas temperaturas, fuentes de ignición, fugas, derrames, lugares cerrados (sulfhídricos, nítricos)

3. Familia química: hidrocarburos combustiblesIncompatibilidad: Evitar ácidos inorgánicos fuertes (sulfhídricos, nítricos)

4. Peso molecular: mayor de 100 gr./ gr.-mol Descomposición de componentes peligrosos No ocurre polimerización peligrosa

Propiedades físicas Riesgos para la salud

Temperatura de ebullición: 60 – 199 °C Su ingestión accidental: produce nauseas, vómito, dolor abdominal, estado de shock; en ocasiones irregularidad cardiaca, neumonía. Si hay aspiración directa no inducirse el vómito porque al aspirar puede introducirse a los pulmones. Practicar lavado estomacal; si se produce paro respiratorio, dar respiración boca a boca hasta restablecer la respiración.

Presión de vapor: mm de Hg. a 20 °CDensidad relativa 0.731Estado físico líquido, color ámbar ligeroInsoluble en el aguaNinguna reactividad en el agua

Riesgo de fuego o explosión Al contacto con los ojos puede causar hipermia, dolor irritación y lagrimeo abundante, lavar con agua

Punto de inflamación – 38 °C Límites de inflamabilidad: Superior 7.4, Inferior 1.4 La inhalación prolongada provoca intoxicaciónMedio de extinción: Niebla de agua, espuma, gas Halón, CO 2, Polvo químico seco. Al contacto con la piel produce irritación llegando a

resecar la piel, lavar con agua y jabón abundanteEquipo de protección: mangueras, pantallas, chaquetones, ropa de algodón, botas, etc.

Aislar el área con niebla de agua, controlar fuente . Trasladar al aire libre y dar respiración artificial

31


GAS LICUADO

RIESGOS PARA LA SALUD

Este producto es altamente peligroso, a diferencia del gas natural. El gas natural al ocurrir una fuga tiende a disiparse rápidamente por su baja densidad relativa con respecto al aire, en cambio el gas LP por su mayor densidad relativa, permanece en la superficie del suelo, en los sótanos y partes bajas de los edificios formando nubes de grandes dimensiones, que se desplazan íntegras con la corrientes de aire; y si a su paso encuentran una fuente de ignición (una chispa simplemente), se llegan a producir fuertes explosiones de terribles consecuencias. Por lo que su manejo debe atenderse bajo rigurosas condiciones de seguridad evitando situaciones de alto riesgo

Viscosidad a 20° C 0.051 cp.

Gravedad específica 0.51

ECUACIONES PARA DISEÑO DE UN POLIDUCTO DE TRANSPORTE

Para el transporte de productos líquidos destilados del petróleo, se recomienda utilizar la ecuación desarrollada por T. R. Aude, la cual se expresa como sigue:

En la que:

Q = gasto (bpd)D = diámetro (pg) P = caída de presión (lb/pg²)/ millaS = gravedad específicaK = eficiencia de la tubería (%)μ = viscosidad absoluta (cp)

Si despejamos a P de la anterior ecuación, se tendrá:

PROPANO C3H8COMPOSICIÓN % EN VOLUMENMetano 0.06Etano 1.35Propano 72.32Isobutano 9.85Normal butano 16.5Butilenos 0.2Isopentano 0.12

100.0PROPANO C3H8

COMPOSICIÓN % EN VOLUMENMetano 0.06Etano 1.35Propano 72.32Isobutano 9.85Normal butano 16.5Butilenos 0.2Isopentano 0.12

100.0

PROPANO C3H8COMPOSICIÓN % EN VOLUMENMetano 0.06Etano 1.35Propano 72.32Isobutano 9.85Normal butano 16.5Butilenos 0.2Isopentano 0.12

100.0PROPANO C3H8

COMPOSICIÓN % EN VOLUMENMetano 0.06Etano 1.35Propano 72.32Isobutano 9.85Normal butano 16.5Butilenos 0.2Isopentano 0.12

100.0

32


Ahora, si consideramos que la viscosidad cinemática U = μ / S , expresada en centistokes entonces

μ = U x S

Sustituyendo en la ecuación :

(Lb/pg²)/milla

Para expresar la caída de presión en: (Kg./cm²) / Km, tendremos que:

(1 / 246.3639 lb / pg² / milla ) x1 (Kg /cm²) / 14.2234 (lb / pg²) /1 milla / 1.609 km

= 0.0001773 (Kg / cm²) / Km

Sustituyendo en la ecuación anterior:

(Kg./cm²)/Km.

APLICACIÓN DE LA ECUACIÓN DE T.R. AUDE

Para la caída de presión en (lb/pg²)/ milla

Para caída de presión en (Kg./cm²)/ Km.

Para el diseño de líneas que transportan productos refinados o destilados del petróleo, se puede seguir el mismo procedimiento utilizado en los oleoductos, solo que las condiciones de operación

33


son diferentes, principalmente la presión mínima del producto en el ducto nunca deberá ser menor de 12 Kg/cm² para evitar la formación de vapores “flasheo” del producto.

Para verificar lo anterior es muy importante llevar a cabo un análisis por tramos –entre estaciones- con objeto de confirmar que no habrá presiones menores a la establecida como mínima para garantizar que no se producirá el flasheo del producto, como se muestra e el ejemplo siguiente:

Ejemplo del análisis por tramos para un poliducto

Se analiza un tramo del ducto entre dos estaciones de bombeo, transportando gas licuado del petróleo GLP, bajo las siguientes condiciones.

DATOS

Gasto 95 000 bpdLongitud del ducto 76.74 Km Diámetro interior 12,250 pgAltura en el punto inicial 22 mAltura en el punto alto 190 mLongitud en el punto alto 59.91 KmAltura en el punto final 54 mViscosidad cinemática 0.241 ctsGravedad específica 0.540Eficiencia de transporte 80 %Presión mínima de operación 15 Kg /cm² (evitar flasheo)

Aplicando la ecuación de T.R. Aude:

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La caída de presión total a lo largo de la línea será:

Determinar las pérdidas por alturas:

Caída de presión hasta el punto alto = 0.6522 x 59.91 = 39.07 Kg/cm²

Presión disponible = Pinicial (66.8) – ΔP hasta la distancia del el punto alto (39.7) –la columna hidrostática que representa el punto alto (9.07) = 18.66 Kg/cm² al final del tramo, o la llegada a la siguiente Estación

Se analizaron las presiones que podrían presentarse en el interior de la tubería y de acuerdo a los resultados se manifestó que no hay baja presión –menor a 12 Kg/cm² _en los puntos clave del ducto.

DUCTOS EN LA ZONA MARINA

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La explotación de los yacimientos marinos localizados a 80 Km al Norte de Cd. del Carmen, Camp., inició en 1979 con el pozo Cantarell 1”A” localizado en la plataforma Akal “C”, y se sigue desarrollando la infraestructura para recuperación y el manejo inicial de las mezclas de hidrocarburos producidos.

Se han desarrollado complejos de producción para separación, compresión y bombeo. La producción de los pozos de la zona se conduce a través de oleogasoductos a plataformas de producción, en donde el crudo una vez separado es bombeado para su envío a la Terminal Dos Bocas o a la Terminal Marítima de Cayo Arcas. El gas es comprimido y transportado a los complejos petroquímicos vía Atasta, Tab. para su tratamiento y proceso. En 2003 se contaba con lo siguiente:

plataformas marinas fijas Km de tubería, distribuidos como sigue:

953 Km de oleoductos, 539 Km de oleogasoductos, 480 Km de gasoductos y 81 Km para otros servicios.

36

36”

36”

36”

36”

36”

36”

36”

KU

AKAL - ”J”

NOHOCH “A”

AKAL- “C”

ABKATÜN “A”

ATASTADOS BOCAS

CUNDUACAN

CACTUSCD. PEMEX

POL “A”

48”

24”

36”

36”

36”

36”

36”

36”

24”

36”

Fig.8.-Complejo de plataformas para manejo de la producción marina


2.- DISEÑO DE LINEAS DE CONDUCCIÓN

Una vez determinada la necesidad de construcción de una línea de transporte, se deberá realizar la supervisión de la construcción del ducto en sus etapas, entre las más importantes están las siguientes:

Trazo topográfico y Apertura y conformación del derecho de vía Construcción de terracerías y caminos de acceso y excavación de la zanja Transporte y tendido de la tubería Trabajos de soldadura, doblado de tubería y pruebas de soldadura Inspección Radiográfica y Reparación de soldaduras Protección Mecánica Anticorrosiva, inspección y pruebas del recubrimiento Lastrado de la Tubería cuando así lo requiera el proyecto Prueba de hermeticidad y prueba hidrostática de la tubería Desalojo del agua de prueba y limpieza interior de la tubería Sistema de protección catódica diseñado de acuerdo a condiciones del proyecto Bajado y Tapado de la Tubería Diseño y construcción de Obras Especiales, integración de instalaciones Reacondicionamiento y señalización del derecho de vía Corrida de Diablos de Limpieza e Instrumentados Puesta en Operación del Sistema de Transporte.

CONSIDERACIONES DE DISEÑO

Para el diseño y construcción de ductos terrestres se utilizan especificaciones nacionales y se continúa tomando como referencia la normatividad extranjera. En la actualidad, en Petróleos Mexicanos se cuenta con documentos normativos en constante revisión y actualización a través de comités integrados por especialistas en la materia. Asimismo, se incorporan experiencias de construcción y operación de diseño y construcción de sistemas similares realizados.

Los requisitos de diseño y selección de materiales para la construcción de ductos de transporte, se exigen tomando en cuenta las condiciones de operación, construcción y conservación del derecho de vía dependiendo de la localidad por la que atraviesa la línea, evitando condiciones que puedan ocasionar esfuerzos mayores a los permisibles y por ende situaciones de riesgo en el sistema.

BASES DE USUARIO

Cualquier proyecto de construcción de un sistema de proceso, en nuestro caso el transporte, para su arranque requiere de la presentación de las bases de usuario, donde se indiquen las características técnicas específicas y parámetros de operación y de seguridad en particular, que el sistema deberá cumplir; información que contendrá como mínimo, lo siguiente:

Descripción de la obra Alcance del proyecto y Localización Condiciones de operación y Características del fluido a transportar Información sobre el trazo y conformación del derecho de vía Requerimientos de mantenimiento Equipo e instalaciones superficiales Instrumentación y dispositivos de seguridad

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Con esta información se deberán elaborar las BASES DE DISEÑO de acuerdo a lo siguiente:

Características físicas y químicas del producto Características del derecho de vía y Clases de localización Especificaciones de materiales y componentes seleccionados Presión y temperatura en condiciones normales y máximas de operación (límites). Cargas en el ducto durante su integración, instalación, operación y mantenimiento Espesor adicional de acuerdo a especificaciones y desgaste por corrosión Procesos de operación y mantenimiento Sistemas de protección contra la corrosión interna y externa Requisitos adicionales de diseño (DDV, enterrar el ducto, válvulas, cruzamientos) Normas y especificaciones a utilizar en el proyecto.

Materiales

Los materiales que integren el sistema deben ser los especificados para evitar riesgos y proporcionar un servicio seguro bajo las condiciones de operación y características del fluido, de acuerdo a lo que dicten las normas de referencia. Por ejemplo:

NRF-002-PEMEX- 2000 “Tubería de acero para la recolección y transporte de hcs. no amargos”

Los grados no considerados en dichas normas deben apegarse a la especificación PSL-2 del API-5L, respetándose el proceso de soldadura SAW o ERW.

Los accesorios como bridas, conexiones, espárragos, tuercas, empaques y demás, que satisfagan requisitos de composición química, PEMEX No.2.421.01 ó MSS-SP correspondiente.

Requerimientos:

Presión- Los ductos deben diseñarse para soportar una presión interna no menor a la presión de operación máxima (POM)

o Cargas vivas- El peso del fluido y material externo adherido a la tubería (recubrimiento, lastre)

o Cargas muertas- El peso propio de la tubería, accesorios, recubrimientos, y relleno de la zanja.

o Cargas Dinámicas- Influencia de factores externos: sismo, viento, oleaje, corrientes, impacto,

o Cargas por expansión térmica y por contracción - Resistencia de materiales suficiente o aliviar cambios de presión por variación en la temperatura del fluido

o Movimiento relativo de componentes conectados- Componentes que por su disposición se encuentra soportando elementos que ocasionan movimientos (puentes, estructuras, soportes)

o Socavación, azolve y erosión de riveras- En los cruces subfluviales se producirá socavación y

erosión de riveras por el caudal y avenidas propias del río que podrían ocasionar movimientos en la tubería principal.

o Interacción en suelos no homogéneos- Prevenir esfuerzos longitudinales y deformaciones de la tubería enterrada en suelos no homogéneos (formación de grietas, derrumbes, etc.

Consideraciones básicas para el cálculo de esfuerzos

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Esfuerzos en la tubería (soportes, conexiones, ramales, trampas de diablos)

Factores de intensificación de esfuerzos (claro recto, flexibilidad en conexiones) Anexo A de la norma de referencia NRF-030-PEMEX-2003

Dimensiones de tubería y conexiones.- Utilizar dimensiones nominales

Esfuerzos en curvas, y curvas de expansión.- Determinarlos entre el intervalo total de temperatura, la mínima y la máxima esperadas.

Fuerza y momentos por temperatura.- En los anclajes de la tubería considerar la mayor diferencia entre la temperatura de instalación y las mínimas y máximas de operación.

Radio mínimo de codos.- El mínimo es de 3D (diámetros) con variaciones mínimas en el diámetro interior, lo que debe permitir el paso de diablos. Cuando haya transición – por cambio de espesor - el ángulo será < 14°

Junta de transición entre dos tramos de mismo diámetro nominal pero diferente espesor (Pieza prefabricada según requerimientos de campo de acuerdo a especificaciones)

Soportes y anclajes- Conforme a normatividad MSS-SP-58 para materiales y MSS-SP-69 para diseño y fabricación, por expansión térmica de ductos enterrados que cause movimientos en los puntos terminales, cambios de dirección o de dimensiones.

Productos a transportar: Crudo, Gas, Gasolinas, LPG, Amoniaco, Petroquímicos, Agua, etc.

Composición de la tubería

Acero: Fierro Fe, combinado con Carbón C- se obtiene a partir de la fundición del fierro procedente de los altos hornos y de la chatarra recuperada.

El contenido de carbono llega a ser hasta un máximo de 1.7 %

Bajo carbón (0.05- 0.30%) Utilizados en líneas de conducción

Aceros al carbón Mediano (0.30% - 0.60)Alto (0.60% en adelante)

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Tubería de menor

espesor

Tubería de mayor

espesor

Junta soldable


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DISEÑO DE LA TUBERÍA DE ACERO

La tubería y sus componentes se diseñan para operar a una presión igual o mayor a la presión máxima de operación a régimen constante; no debe ser menor a la presión de la carga hidrostática en cualquier punto del ducto en una condición estática. La capacidad de presión interna está basada en la ecuación de Barlow:

(N/mm²) ... (1)

En la que:

D diámetro exterior nominal del tubo (mm) t espesor de pared del tubo (mm) SMYS esfuerzo de fluencia mínimo

La capacidad permisible por presión interna se calcula con la expresión siguiente:

(N/mm²) ... (2)En la que:

Pi Presión interna (N/mm²)Fcp factor de capacidad permisible por presión interna

... (3)Siendo:

Fdis factor de diseño por presión interna, depende del tipo de fluido transportado.

F Temp. factor de diseño por temperatura (Tabla 1) de la norma de referencia

Temperatura °C Temperatura °F Factor de diseño

121° o menos 250° o menos 1149° 300° 0.967177° 350° 0.933204° 400° 0.9232° 450° 0.867

Clasificación por clase de localización para Gas Natural

El área unitaria base para determinar la clase de localización para ductos comprende una zona de 1600 m de longitud en la ruta de la tubería, con un ancho de 400 m. Se determina de acuerdo al número de construcciones localizadas en esa área.

Clasificación por clase de localización

Factor de diseño Fdis

Clase 1 0.72Clase 2 0.6Clase 3 0.5Clase 4 0.4

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TIPO DE INSTALACIÓN

Ductos troncales y de servicio

Cruces caminos y vías FC sin encamisadoCaminos privadosCaminos sin pavimentarCaminos, autopistas o calles y vías F.C.

Cruces de caminos y vías F.C encamisados

Caminos privadosCaminos sin pavimentarCaminos, autopistas o calles y vías F.C.

Ductos paralelos a caminos y vías F.C.

Caminos privadosCaminos sin pavimentarCaminos, autopistas o calles y vías F.C.Ductos sobre puentes

Clase 1 Clase 2 Clase 3 Clase 4

0.72 0.60 0.50 0.40

0.72 0.60 0.50 0.40

0.72 0.60 0.50 0.40

0.72 0.60 0.50 0.40

0.72 0.60 0.50 0.40

0.72 0.60 0.50 0.40

0.72 0.60 0.50 0.40

0.72 0.60 0.50 0.40

0.72 0.60 0.50 0.40

0.72 0.60 0.50 0.40

0.72 0.60 0.50 0.40

Líquidos

El factor de diseño Fdis a utilizarse para la capacidad permisible en líquidos es de 0.72

Espesor mínimo requerido para soportar los esfuerzos por presión interna:

... (4)

En la que:t = espesor de diseño por presión interna (mm)t c = espesor de pared adicional por corrosión (mm)

Del espesor comercial seleccionar el mínimo requerido o el inmediato superior.

Se utiliza un margen por corrosión en base a estadísticas, de no contar con datos se recomienda un espesor adicional de 0.159mm (6.25 milésimas) de desgaste por año.

Esfuerzo equivalente - En base al esfuerzo combinado de Von Misses, ASME B.31.8:

... (5)

Donde:

Sh Esfuerzo circunferencial por la presión del fluido (N/mm ²), de acuerdo a Barlow:

... (6)

SL Esfuerzo longitudinal N/mm ² (lbs/pg ²)

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Estabilidad

Los ductos sumergidos o que atraviesan zonas pantanosas, inundadas, en cruces de ríos, etc., deben ser estables bajo condiciones combinadas de cargas hidrostáticas e hidrodinámicas. Se logra con la colocación de lastre de concreto de acuerdo a la NRF-033-PEMEX-2002, con un espesor mínimo de 25mm.

Conexiones y ramales- Se hacen por medio de “tees” y “cruces” soldadas a tope bajo especificación ASME B16.9 ó MSS-SP-75.

Requisitos adicionales para el diseño.

Derecho de vía- el ancho mínimo será de acuerdo a:

Diámetro Ancho total m Zona de material

Área operativa

(Pg.) A B CDe 4 a 8 10 3 7

De 10 a 18 13 4 9De 20 a 36 15 5 10

Mayores de 36 25 10 15

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CONEXIONES PREFABRICADAS PARA SOLDAR

Tee

Cruz

Dos tees


La separación entre ductos en una misma zanja debe ser de 1m.mínimo y en diferente zanja debe ser de 2m como mínimo de paño a paño.

Enterrado del ducto- El colchón mínimo de suelo se indica en las Tablas 6 y 7

Localización Excavación ( m) Excavación en roca ( m)*

normal < de 20” > de 20”Clase 1 0.6 0.3 0.45Clase 2 0.75 0.45 0.45

Clase 3 y 4 0.75 0.6 0.6

Cunetas en caminos y cruces vehiculares

0.9 0.6 0.6

Tabla 6.- Colchón Mínimo de suelo en Línea regular para gas

* En roca la excavación se hace con explosivos

Área industrial, comercial o residencial

0.9 0.6

Cruces de ríos y arroyos 1.2 0.45

Cunetas en caminos y cruces 0.9 0.6

Cualquier otra área 0.75 0.45

Tabla 7.- Colchón mínimo de suelo en Línea regular para líquido

Válvulas de seccionamiento.- Se consideran en el sistema para limitar el riesgo y daño por rotura del ducto y para facilitar el mantenimiento. Se deben instalar en lugares de fácil acceso y quedar protegidas con registro y cerco perimetral. Su localización por facilidades de operación será:

a. Lo más cercana a conexiones de ramales al ducto troncal

b. Antes y después de cruces de ríos, lagos o lagunas de más de 30m de ancho

c. Antes y después de fuentes de abastecimiento de agua para consumo humano

d. En caso de conducción de líquidos en pendientes pronunciadas y cerca de centros de población, previniendo el desalojo del líquido; considerar instalar válvulas de retención (check) antes de la válvula de seccionamiento más próxima corriente arriba, o instalar válvulas de seccionamiento automáticas para una acción rápida.

En cualquier caso considerar la seguridad y no rebasar por carga hidrostática la presión interna de diseño de la tubería. Cuando se transporten líquidos en áreas industriales o residenciales la separación máxima será de 12 Km. y puede ser ajustada sin exceder del 10% para permitir una adecuada localización.

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Las válvulas deben ser de paso completo y continuado y su clasificación presión- temperatura debe ser igual o mayor a las condiciones de operación

Estar ubicadas en lugares protegidos para evitar acceso a personal no autorizado

Tener mecanismos automáticos de operación y dispositivos de operación manual

Estar debidamente soportadas y ancladas evitando esfuerzos adicionales.

Clasificación por clase de localización Espaciamiento máximo (Km.)Clase 1 30Clase 2 20Clase 3 10Clase 4 5

Espaciamiento máximo de válvulas de seccionamiento para gasoductos

Trampas de diablos

Se colocan según se considere necesario para operación y mantenimiento del ducto, dimensiones de acuerdo al Anexo “D” de la Norma de referencia. Con anclajes y soportes adecuados para evitar transmisión de esfuerzos a las instalaciones. Se prueban con la operación del sistema y bajo las mismas condiciones.

Cruzamientos

Los sistemas de transporte cruzan en su ruta con diversos obstáculos artificiales y naturales como: ríos, pantanos, montañas poblaciones, vías de comunicación. Se consideran como “obras especiales” del proyecto ya que requieren de un diseño y construcción fuera de la línea regular.

En ríos y cuerpos de agua se requiere de análisis y diseño que disminuya los riesgos de contaminación en caso de fuga. Pueden ser aéreos o subfluviales. Los primeros deberán tener un sistema de soporte por medio de pilotes, armaduras y cables (puente), sin curvas verticales, que el tramo sea recto y sus extremos empotrados en los taludes de ambos extremos. Si es subfluvial el cruce, se alojará la tubería bajo el fondo del cauce a la profundidad que indique la norma para evitar que se erosione por el agua a todo lo largo del cauce.

Para los cruzamientos fluviales se utilizan tuberías lastradas y anclajes para garantizar la estabilidad del ducto, debiendo considerar:

Instrumentos y Dispositivos de Protección

Se determinan los requerimientos por el área operativa del sistema que cumplan con lo siguiente:

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Velocidad y turbulencia de la corrienteSocavación, azolve y desplazamiento de riverasCambios en la temperaturaCalado de embarcaciones Corrosión de las partes metálicasDragado del cauce yFlotación probable de la tubería.

Datos estadísticos de la Comisión Nacional del Agua, Recursos HidráulicosObra Públicas, etc.


• Ser de última tecnología compatible con el software y protocolos abiertos de conversión de señales hacia un área de control. Que proporcionen información en tiempo real de las variables de operación del sistema (flujo, presión, temperatura, densidad, etc. dentro de las tolerancias fijadas por el fabricante del equipo).

Contar con sistemas de alarma que permita efectuar acciones correctivas oportunas cuando ocurran desviaciones en las condiciones de operación.

Las válvulas de retención (check) deben distribuirse estratégicamente en ductos que transporten líquidos, previendo que la carga hidrostática en los puntos bajos no rebase la presión interna de diseño. Deben ser de paso completo y continuado para permitir el libre paso de los diablos. Ubicarse junto a la válvula de seccionamiento más próxima corriente arriba, cerca de las poblaciones para prevenir el desalojo del ducto en caso de fuga.

DOCUMENTACIÓN DE ENTREGA DEL PROYECTO

El diseñador entrega tres copias en papel y en archivo electrónico, que incluya lo siguiente:

Bases de diseño Diagramas de flujo Planos del proyecto Dibujos Isométricos Hojas de especificaciones particulares Volumen estimado de obra Solicitud de materiales y equipos Memorias de cálculo Información básica que involucre todos los aspectos considerados de diseño

Todos los planos e isométricos del proyecto deben contener la información mínima suficiente y los requisitos referentes a escala, tal como lo indica el anexo E de la Norma de Referencia.

Cálculo del espesor del ducto

Utilizando la formula de Barlow:

y despejando a t, tenemos:

En donde:

t Espesor de la tubería (Pg)P Presión de Operación (lb/pg2) Ejemplo: 1,000 lb/pg2)D Diámetro nominal de la tubería (24”)S Esfuerzo mínimo de cedencia especificado (lb/pg2) (52,000)2 Constante para S 2F Factor de diseño (0.72) Clase1 0.72E Factor de junta longitudinal (1), sin costura 1T Factor de temperatura (1), menor de 250°F 1

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Sustituyendo valores

SECUENCIA DE ACTIVIDADES DE DESARROLLO DEL PROYECTO

A) Solicitud de obra.

Con la memoria descriptiva y los planos en detalle, suscrito por un profesional autorizado con título y cédula profesional registrados en la Dirección General de Minas y Petróleo de la Secretaría de Energía. Los dictámenes, informes y todos los documentos de carácter técnico y económico, suscritos por peritos reconocidos.

B) De las memorias descriptivas.

Justifican técnica y económicamente la construcción de las obras con seguridad y el mejor aprovechamiento de los hidrocarburos a que se refiere el artículo 1º de la Ley y que comprende en: “Petróleo”, con todos los datos para la interpretación del funcionamiento de las obras demostrando que ni en su ejecución, ni durante la operación, se verán lesionados los derechos de terceros o los intereses del país.

Localización.

“El derecho de vía” se selecciona para reducir al mínimo la posibilidad de peligro, debido a futuros desarrollos industriales y urbanos o invasiones del mismo DDV. Se podrán usar terrenos de propiedad particular solo previo convenio con el propietario.

De no establecer ese convenio en un plazo de 90 días a partir de la fecha del permiso de la SENER, el permisionario solicitará la declaratoria de ocupación temporal o la expropiación, según proceda, sujetándose a los planos aprobados “Tratándose de ductos”. Se determina una franja de 10 m de ancho para la instalación de la tubería principal y sus ramales, solo podrá aumentarse cuando se proyecte establecer más de tres tuberías, en 1.50 m por cada tubería adicional.

La Secretaría suele autorizar una mayor amplitud de derecho de vía. Previa autorización, el permisionario podrá aprovechar los derechos de vía de las vías de comunicación, para la instalación, contrayendo la obligación de cumplir las disposiciones de la Secretaría. Debe ser aplicable a los ductos introducidos a zonas urbanas, en la que son prioritarias las redes de servicio a la población.

El permisionario no podrá impedir el cruce de sus tuberías por las líneas de energía eléctrica, caminos, carreteras, canales y ferrocarriles, y tendrá derecho a cruzar líneas de energía eléctrica, canales y vías de comunicación, teniendo en cuenta las disposiciones y condiciones de los permisos; los gastos que originen, serán por cuenta exclusiva de quien cruce las obras ya existentes y de que las nuevas obras se harán de acuerdo con el dictamen de la dirección y las condiciones que fijen.

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COSTOS POR METRO LINEAL DE TUBERÍA CONSIDERANDO 100 KM. DE LÍNEA REGULAR

(Análisis de costos con precios de 1996)

Incluye: apertura, conformación y conservación del DDV, almacenamiento, excavación de zanja 70% Tierra y 30% Roca.

Movimiento y distribución de materiales, válvulas, conexiones, accesorios, anticorrosivos, etc. Acarreo y tendido, doblado, alineado y soldado de tubería. Inspección radiográfica. Limpieza,

Recubrimiento exterior y bajado.

Tapado con material suave para cama y colchón.

Obra civil y Mecánica de instalaciones superficiales.

Trampa para envío de diablos con válvula de seccionamiento, Trampa doble para envío y recibo de diablos con válvulas de seccionamiento, y trampa para recibo; todas en especificación 5LX- 52, ANSI 600 RTJ.

Pintura anticorrosiva de instalaciones, prueba hidrostática, limpieza interior, Protección Catódica, Limpieza final del DDV. Ingeniería, Supervisión de la construcción y Administración.

No incluye Obras Especiales.

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CONSTRUCCION

Deben construirse los sistemas de transporte previa aprobación del Proyecto

Tanto el Constructor como el Supervisor de PEMEX deberán conocer las Normas y Especificaciones que requiere un proyecto de ese tipo

La supervisión se realizará durante y en todas las fases de la construcción el personal tendrá la capacidad y experiencia para juzgar y decidir, deberá tener conocimiento de los requisitos mínimos de seguridad para el diseño, construcción, mantenimiento e inspección de tuberías de transporte, de acuerdo a la Norma de referencia NRF-030 – PEMEX- 2003, o equivalente.

El contratista que realice la obra debe entregar un certificado de calidad emitido por la EMA y el supervisor deben conocer las normas y especificaciones de construcción, en nuestro caso, de Petróleos Mexicanos, así como los procedimientos constructivos que apliquen en los mismos:

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VALVULAS DE PASO COMPLETO Y CONTINUADOSIMILARES A LAS VALVULAS DE SECCIONAMIENTO

VALVULAS PARA OPERACIÓNEN CORRIDAS DE DIABLOS

TRAMPA DE D

IABLOS D

OBLE

TRAMPA D

E ENVIO D

E DIABLOS

TRAMPA DE R

ECIBO D

E DIA

BLOS

VALVULAS DE SECCIONAMIENTO

EQUIPO QUE INCLUYE EL ANALISIS DE COSTOS EN 100 KM DE CONSTRUCCION DE LÍNEA

CHARNELA

DESCARGA DE ESTACION DE BOMBEO O COMPRESION

LONGITUD de línea re

gular 100 K

M

A SUCCIÓN DE ESTACIÓNDE COMPRESIÓN O BOMBEO

Vpn=P(1+i)ⁿ


Recubrimiento anticorrosivo de la tubería en planta, conforme a normas

Protección anticorrosiva atmosférica y sumergida en juntas de camo

Lastrado Recubrimiento anticorrosivo en juntas

Conformación del DDV, trazo y nivelación, apertura, ampliación.

Prueba dieléctrica del recubrimiento al bajarla a la zanja para localizar defectos

Caminos de acceso en condiciones Bajado y tapado de la tubería, sin dañarla

Inspección de Materiales Prueba hidrostática, 1.25 presión diseño

Registro y control de materiales Limpieza interior, con diablos y aire

Almacenamiento y transporte Inspección con diablo geométra

Excavación de la zanja, de acuerdo al D Reacondicionamiento del DDV

Tendido de la tubería, con traslape Señalización, conforme la NRF

Doblado y alineado en frío Protección catódica, según procedimiento

Soldadura, calificación de procedimientos Obras especiales, conforme a proyecto

Inspección radiográfica de soldaduras, calificación de soldadores y reparaciones

Perforación direccional en cruces, según proyecto y características del río a cruzar

Certificados de equipo y maquinaria.- Certificados vigentes de calibración de equipo y maquinaria, emitidos por una empresa certificadora acreditada ante la EMA.

Las tuberías de transporte se clasifican en: transporte de hidrocarburos líquidos, transporte de hidrocarburos gaseosos y transporte de productos químicos o petroquímicos.

Aspectos legales del proyecto

Es necesario formular y legalizar el DDV solucionando afectaciones a terceros y la aprobación del proyecto, y las disposiciones de impacto y responsabilidad ambiental

Planos del proyecto.- Los planos del proyecto son do 3 tipos:

• Localización general: incluyendo linderos de municipios y entidades federativas, ciudades, carreteras, ferrocarriles, lagos, costas, etc., aspectos de zona ecológica.

• De topografía: Secciones de línea de 3 Km. de largo en despoblados, y en zona urbana de 1.5 Km., los detalles de topografía y alineamiento, datos del tubo, cruzamientos, propietarios, linderos, entidades federativas, municipales, etc. Datos relativos a presiones, espesores, etc., índices de población, tipo de construcción, características de operación y análisis químico del fluido por transportar.

• De construcción: Cruzamientos y obras especiales.

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GESTION AMBIENTAL (INE, Secretaría de Energía, SEDESOL, SEMARNAT)

TIPO DE PROYECTOCARACTERISTICAS DE LOCALIZACION

MODALIDAD IP RIESGO

SOPORTE NORMATIVO

Construcción de ductos en nuevos DDV

Regiones perturbadas IP ERDTLGEPA y

Reglamento de IA

Regiones no perturbadas

MIA-G ERDT Idem

Construcción de ductos en DDV existentes

Regiones perturbadas IP ERDT Idem

Rehabilitación y mantenimiento ductos

IPAviso de inicio de obra

Idem

Construcción de ductos en derechos de vía

existentes

Regiones perturbadas(Zonas agrícolas,

ganaderas y de eriales)

Cumplir especificaciones para protección ambiental

Proyecto NOM-117- ECOL 1996

Aviso de terminación de obra

Rehabilitación y mantenimiento mayor de

ductos

Regiones perturbadas (Zonas agrícolas ,

ganaderas y de eriales)

Especificaciones para protección ambiental

Proyecto NOM 117- ECOL 1996

Inspección

La inspección de los materiales para verificar el cumplimiento de las especificaciones del proyecto: cantidades, marcas, especificaciones, defectos de fábrica, daños en el manejo, etc.

Frentes de trabajo

Se dividen de acuerdo a la magnitud de la obra y deben comprender la construcción de la línea regular, así como todas las obras especiales del tramo correspondiente.

Personal

Tanto manual como técnico debe estar constituido por una plantilla de personal calificado y especializado, con la suficiente experiencia en los trabajos y el número debe ser de acuerdo a la magnitud de la obra.

Equipo y herramienta

Deberá ser el necesario para cada frente de trabajo, cuya cantidad dependerá de la magnitud, y del programa de la obra. Todo el equipo y herramienta debe ser supervisado y aprobado, pudiendo rechazar el que esté en mal estado

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APERTURA DEL DERECHO DE VIA

Trazo preliminar del Derecho de Vía. Retrazo y verificación en su caso.

Documentación legalizada de la franja que constituye el DDV

Dimensionar el Derecho de Vía conforme a la Normatividad establecida:

De 4” a 8 “ de diámetro – 10 m.De 10” a !8” de diámetro – 13 m.De 20” a 36” de diámetro – 15 m.De 42” de diámetro a mayores – 25 m.

Construcción de terracerías

Conformación del ancho de la franja del DDVÁreas de almacenamiento de tubería y materialesCaminos de acceso hacia carreteras principales, vías férreas, fluvialesObras de arte requeridas de acuerdo a la topografía del terreno

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EXCAVACIÓN DE LA ZANJA

La excavación mediante zanjadora, pala mecánica, herramienta manual, o explosivos.

Ancho y Profundidad: La zanja donde se alojará la tubería, debe tener la profundidad y amplitud indicadas en el Proyecto de acuerdo con su diámetro.

La profundidad deberá ser de acuerdo al tipo de terreno, de tal forma que quede una capa de tierra sobre la tubería desde 60 cm. como mínimo en terreno rocoso o desértico, de 1.25 m. en terrenos con riego por canales y de 60 cm. en otros tipos.

El ancho de la zanja debe ser de 30 cm. mayor que el diámetro exterior de la tubería.

En terreno rocoso, en el fondo de la zanja debe colocarse un colchón de material suave, aumentándose la profundidad de la zanja aproximadamente en 10 cm.

CLASIFICACIÓN DEL MATERIAL DE EXCAVACIÓN

A = Suelos agrícolas, limos y cualquier material blando, con partículas hasta de 7.5 cm.

B = El que puede excavarse con maquinaria y son los conglomerados medianamente cementados, areniscas y tepetates con piedras sueltas mayores de 7.5 cm., pero menores de 75.

C = Rocas Basálticas, areniscas fuertemente cementados, Calizas, Riolitas, Granitos, Andesitas, y piedras sueltas mayores de 75 cm.

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TRANSPORTE Y TENDIDO DE LA TUBERÍA

El tendido de los tubos consiste en la carga, el transporte al derecho de vía, la descarga y el acomodo, paralelos a la zanja del lado de tránsito.

Para el transporte, manejo y almacenamiento de la tubería, válvulas, conexiones y demás materiales, deberá tenerse el máximo cuidado a fin de evitar dañarlos.

Para el transporte de la tubería por ferrocarril o vehículos marinos, se debe cumplir con lo establecido en los Códigos y Normas respectivas.

Cuando la tubería sea recubierta en planta, tomar las precauciones adecuadas para evitar daños al recubrimiento durante el transporte y maniobras en el DDV.

El tendido se deberá efectuar cuando se haya excavado la zanja. Consiste en acomodar los tubos a un lado de la zanja, sin causarle daños, debiendo traslaparse entre 5 y 10 cm. y cuidando que la maniobra no provoque derrumbes.

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Revisar la tubería para detectar daños como golpes, roturas, laminados, corrosión interior y o exterior, muescas, etc.

No tender tubería en los tramos del derecho de vía en que se tenga que usar explosivos para la excavación de la zanja, se almacenará en los lugares adecuados.

Para doblarla se utiliza máquina dobladora para diámetros 8“ ó mayores con zapata y mandril, o solamente zapata; y tractor pluma para diámetros de 8” ó menores, malacate con zapata para 8” y menores.

Un tubo solo es bastante rígido, pero una lingada se vuelve flexible; esta flexibilidad es calculada en el campo y depende del diámetro y del espesor de pared del tubo.

Durante el tendido se debe mantener el derecho de vía pare facilitar el transito. En temporadas de lluvias que las condiciones del terreno permitan el transito de plataformas y vehículos al derecho de vía, las tuberías lastradas se distribuirán con tractor pluma, tubo a tubo. Así mismo, se instalarán cuando al ejecutar la excavación de la zanja, esta contenga un volumen de agua que haga flotar la tubería. Aunque los planos del proyecto no contemplen la tubería lastrada en zonas bajas inundables, debe intercalarse por lo menos con la línea regular, para que al bajar asiente uniformemente y cumpla con los requisitos de "colchón mínimo para tuberías subterráneas".

DOBLADO Y ALINEADO DE LA TUBERIA

Tendido de TuberíaTendido de Tubería

Traslape

Zanja

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Consiste en darle forma definitiva a la tubería en lugares donde la zanja obligue a cambios de dirección horizontal o vertical. Deben de hacerse en frió, cuidando que el tubo no se "chupe“; que el ovalamiento que presente sea menor de 2.5 % del diámetro, y se dejará un mínimo de 1.80 m. en los extremos rectos; la costura no debe aparecer en la parte externa de la curva. Para el alineado y preparación de la tubería para soldar, habrá que verificar:

Alineado de los tubos.- Antes de alinear los tramos, inspeccionar y limpiar. Si son de costura longitudinal, traslapando su costura dentro de 30° a cada lado del eje vertical.

El biselado hacerlo mediante máquina biseladora y el espacio entre biseles para soldar debe ser 1/16”. Para fijar los extremos utilizando un alineador exterior hasta 6”, en diámetros mayores usar alineador interior y removerlo al terminar el fondeo. Colocar la tubería sobre apoyos con un claro de 40 cm. entre la parte baja del tubo y el terreno para efectuar la soldadura.

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LIMPIEZA DE LA TUBERÍA

Una vez terminados los trabajos de soldadura, pruebas, bajado y tapado de la tubería, habra que eliminar el agua utilizada para efectuar la prueba hidrostática de la misma. Se hace introduciendo carretes denominados en campo diablos que se desplazan dentro de la tubería con aire a presión, tantas veces como sea necesario, hasta tener limpia la tubería.

La infraestructura de ductos requiere de grandes inversiones para garantizar el suministro de los petrolíferos para consumo interno y hacia los puertos para transporte interno o los grandes puertos para exportación principalmente de crudo, amoniaco y combustibles. Por lo que son de carácter primordial las consideraciones para el diseño, la construcción, la operación y el mantenimiento de los sistemas con la máxima eficiencia y confiabilidad, para evitar en lo posible los paros imprevistos, la pérdida de productos, los daños al personal y a las instalaciones, así como al entorno ecológico.

Para alcanzar éstos objetivos, algunas herramientas a utilizar entre otras, son los dispositivos denominados diablos, que se han constituido en indispensables para optimizar las actividades de mantenimiento y operación de los sistemas de transporte, debido a la diversidad de aplicaciones que tienen al ser desplazados por su interior, ya sea con el producto que normalmente maneja el ducto, o con un fluido específico de acuerdo al propósito que se persiga.

Existen dos tipos de Diablos: los no equipados que sirven para propósitos de mantenimiento u operacional y los Diablos instrumentados los cuales nos proporcionan información acerca de las condiciones físicas de la tubería.

DIABLOS CONVENCIONALES

LIMPIEZA INTERIOR (Durante la construcción: operaciones de limpieza y para desplazar el agua de la prueba hidrostática. Durante la operación: limpieza periódica de acuerdo a programas para eliminar condensados en gasoductos, o residuos en productos líquidos para aumentar la eficiencia del transporte. Durante la rehabilitación: remoción de líquidos o gases)

La eficiencia del transporte por tubería depende de las condiciones fundamentales siguientes:

OPERACIÓN CONTINUA BAJOS COSTOS DE OPERACIÓN GARANTIA EN EL SUMINISTRO DEL PRODUCTO

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BACHEO (separación de destilados, fluidos diferentes)REMOCIÓN (eliminación de sólidos)

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Para la adecuada selección del dispositivo a utilizar, sus características y especificaciones; así mismo, se describen los principales criterios para determinar cuando y porque se deben utilizar los diablos y de que tipo.

Los primeros diablos que se utilizaron se corrieron en oleoductos, con el simple objetivo de remover la parafina adherida a las paredes de la tubería, o la suciedad acumulada en su interior, logrando con esto mantener la continuidad del flujo.

Cada línea de transporte es diferente en sus especificaciones, en el producto que transporta, en sus condiciones de operación, en su trazo y perfil, etc., de manera que la adecuada selección del diablo a utilizar dependerá de las necesidades particulares de cada sistema, y las operaciones deberán ser realizadas de acuerdo a un programa previamente preparado y ejecutadas por personal capacitado observando las medidas de seguridad recomendadas para cada caso.

SELECCIÓN DEL TIPO DE DIABLO A UTILIZAR

Depende de la operación que se va a realizar

de las dimensiones del ducto de transporte del producto que transporta de donde se localiza el producto a remover del volumen de producto que se pretende desplazar de los riesgos que presenta el material a desalojar

Se deberá contar con una instalación adecuada para recibir el producto y prever su confinamiento y tratamiento posterior para evitar la contaminación de la atmósfera, el suelo, o algún cuerpo de agua, o bien tomar las medidas pertinentes si se trata de un residuo peligroso.

Para la selección del diablo más conveniente a utilizar deberá definir perfectamente lo que se pretende, por lo que será preciso considerar lo siguiente:

a. Si es líquido lo que se va a desplazar, utilizaremos un diablo de limpieza, si es producto sólido se requerirá el uso de cepillos de alambre, o si el material es suave se utilizará un diablo con discos de neopreno perfectamente empacados en la tubería.

b. Es importante conocer la localización aproximada del material que se va a remover, longitudinal o radialmente para establecer el área principal del problema.

c. De la estimación del volumen de producto a desalojar, dependerán los preparativos para recibirlo, como la capacidad de almacenamiento suficiente, ya sea en tanques, fosas de recuperación ó salchichas instaladas ex profeso. Si existiera la posibilidad de obstrucción toral del ducto, o que el volumen a desalojar exceda a lo esperado, podría corredse inicialmente un diablo de dimensiones menores que solo limpie parcialmente, o utilizar un diablo de poliuretano de baja densidad antes de enviar el diablo de limpieza.

d. Algunos productos contenidos en la tubería representan riesgos al entrar en contacto con la atmósfera, si son inhalados o entran en contacto con la piel; incluso pueden reaccionar con el agua, o se inflaman en presencia del oxígeno del aire., por lo que se recomienda el uso de equipo de protección adecuado y observar las debidas precauciones para su manejo

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CONDICIONES DE OPERACIÓN

características del producto contenido en el ducto densidad, viscosidad, temperatura, etc. presión de operación normal presión mxima de operación del ducto velocidad requerida de desplazamiento perfil de temperatura de transporte

1. El producto contenido en el ducto es perfectamente definible por el personal de operación, En caso de tratarse de crudo o productos destilados del petróleo podría haber diferencias en cuanto a sus características pero es muy importante definir si es líquido o gas.

2. Respecto a la presión de operación debemos asegurarnos de que disponemos de la potencia suficiente para desplazar el producto con un diablo, conociendo la máxima presión permisible en el ducto para contar con otras alternativas en caso de problemas, por ejemplo, en caso de correr un diablo con aire comprimido o con gas, se producen movimientos intermitentes por su compresibilidad.

3. La velocidad de desplazamiento es crítica cuando se trata de diablos instrumentados y también es importante cuando se corren diablos convencionales. De acuerdo a estadísticas, se debe seleccionar la velocidad óptima del diablo para obtener los mejores resultados.

4. En el caso de oleoductos deberá determinarse a que temperatura inicia la formación de parafinas y por lo tanto el punto en que el diablo iniciará el arrastre de dichos depósitos.

5. En los gasoductos, un cambio brusco en la temperatura da lugar a la formación de condensados, de acuerdo al perfil topográfico se puede prever la formación de líquidos

CARACTERISTICAS FISICAS DE LA TUBERIA

a. material de construccion de la tuberia y del recubrimientob. diametro interior de la tuberia y espesoresc. perfil topografico del trazo del ductod. espaciamiento entre trampas de diablos y dimensiones e. radio minimo en curvas de la tuberiaf. caracteristicas de las conexionesg. diámetro interior de derivaciones o injertosh. tipo de valvulas de seccionamiento

a. Es importante conocer las características de la pared interna del ducto, si está recubierta con que material para seleccionar los elementos de limpieza. Al utilizar abrasivos fuertes se puede agrietar o desprender el recubrimiento y provocar la formación de puntos de corrosión.

b. No es suficiente con conocer el diámetro nominal del ducto ya que el diámetro interior es el que determinará las dimensiones del cilindro –cuerpo- del diablo a utilizar; observándose lo mismo para codos, tees y válvulas de seccionamiento.

c. El conocimiento del perfil topográfico del trazo del ducto es de utilidad para seleccionar los puntos de rastreo y localizar áreas problema como columpios, cimas, cambios de dirección, etc. Los líquidos se asentarán en los puntos bajos y al desplazarse crearán diferentes velocidades en el trayecto.

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Los gases y vapores se acumulan en las partes altas y los líquidos en las partes bajas, si se forman masas de gas suficientemente grandes para separar la columna de líquido, la presión requerida será igual a la presión diferencial mas la presión de la carga hidrostática de la columna. Esto podría exceder la capacidad de la bomba o la presión máxima de operación de la línea, por lo que habrá que desfogar el gas en los puntos altos.

d. Es determinante conocer el espacio entre trampas de envío y recibo de diablos para considerar el número de copas requeridas en un equipo instrumentado, ya que su desgaste es mayor por el peso que implica.

e. El radio mínimo ideal en curvas es de tres diámetros del ducto, sin embargo algunos dispositivos como las esferas de poliuretano pueden desplazarse sin problemas en radio de 0.5 diámetros.

f. Lo ideal sería que las tees tuvieran una longitud igual a la del diablo, por lo que es recomendable separar las derivaciones cuando menos tres diámetros.

g. Las trampas de envío y recibo deberán tener las dimensiones suficientes para alojar un diablo con equipo instrumentado y se puedan realizar las maniobras de envío y recibo sin contratiempo.

h. Para asegurar que el diablo no se gire en el interior del ducto, debe hacerse coincidir el diámetro interior de la te con el diámetro interior de la tubería. Normalmente se instala una rejilla en la boca de la te para evitar que se atore. Se recomienda instalar tres barras en derivaciones mayores del 75% del diámetro del ducto hasta 30” y en derivaciones del más de 50%, a partir de diámetros mayores de 32”. (fig. 2)

i. Las válvulas esféricas de paso complejo y continuado, no ofrecen problemas, pero algunas válvulas check o válvulas de compuerta presentan bordes o huecos de los anillos de sello de los asientos, o la acumulación de depósitos en los asientos pueden provocar que se pierda el sello entre el diablo y la tubería y que se atasque el diablo al permitir el flujo a través de él.

DIVERSOS TIPOS DE DIABLOS CONVENCIONALES

1. de copas de neopreno 2. de espuma de poliuretano 3. de una pieza4. esferas de neopreno

Diablos de copas, ensamblados por partes intercambiables. Se fabrican en tamaños desde 2” hasta 48”.

Diablos de poliuretano, moldeados con espuma de este material, con secciones de poliuretano sólido con cepillos de alambre integrados.

Diablos de una pieza, moldeados de poliuretano sólido en tamaños hasta 12” Esferas, de material plástico generalmente llenadas de glicol y agua, con la particularidad de

poder inflarse hasta alcanzar el diámetro requerido.

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CARACTERÍSTICAS DEL DISEÑO DE DUCTOS MARINOS

El diseño de tuberías submarinas para el transporte de hidrocarburos líquidos o gaseosos debe considerar entre otros aspectos, los siguientes:

a) Características físicas y químicas de los fluidos a manejarb) Presión y temperatura máximas de operaciónc) Especificaciones del material seleccionadod) Cargas adicionales externas como consecuencia de las condiciones de trabajo, o de las

características de las zonas que atraviesa, tales como:

Cargas externas impuestas por condiciones de operación. Cargas vivas, el peso del fluido, carga hidrostática por profundidad Cargas muertas, el peso de la tubería, recubrimientos anticorrosivos, lastrado, ánodos

para protección catódica, válvulas y otros accesorios Sismos Esfuerzos causados por asentamientos o derrumbes en suelos inestables. Efectos de la contracción y expansión térmicas Esfuerzos debidos a cambios de nivel o dirección Esfuerzos por oleajes y corrientes marinas

e) Tolerancias y variaciones permisibles en especificaciones de tuberías y operación f) Factores de seguridad por ubicación de la tubería y por eficiencia de la junta de soldadura

entre tramos de tubería.g) Espesor adicional de la tubería por desgaste o margen de corrosiónh) Revestimiento anticorrosivo de la tubería y del lastre de concretoi) Protección catódica con ánodos de sacrificio j) Ductos ascendentes (raisers)

Información requerida:

Batimetría -estudio de la profundidad- en la ruta de la línea Dimensiones de la tubería Características y volumen del fluido, temperatura de diseño (máxima y mínima) Presión de diseño, presión de prueba y máxima presión de operación de la línea,

Especificaciones de la tubería y materiales Sistema de protección anticorrosiva y tipo de recubrimiento anticorrosivo Desarrollo de futuras obras en la ruta de la línea marina Espesor del material de lastrado

Planos de instalaciones, plataformas, áreas habitacionales, rutas de barcos, muelles y otros por la seguridad de la tubería. Arreglos con ductos ascendentes, sistemas de protección en ductos, grúas, habitacionales, áreas de arribo de botes y áreas de rescate.

Información ambiental: propiedades del suelo marino, topografía, condiciones de viento y oleaje, temperatura máxima y mínima del agua, temperatura máxima y mínima del aire, corrosividad, actividad sísmica y desarrollo marino.

Cargas- Cualquier carga durante la fabricación e instalación del sistema. Cálculo de cargas funcionales durante la operación y de cargas ambientales aleatorias.

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Resistencia y estabilidad- Planos estructurales de los ductos ascendentes de:

La geometría de tuberías especiales (curvas de expansión) De componentes de tubería adicionales (tees, reductores, conectores etc.) Análisis de la estabilidad de la tubería sobre el lecho marino Análisis estructural incluyendo control contra esfuerzos de cedencia excesiva, fallas

por fatiga, propagación de fracturas, por ductibilidad, etc. Análisis de estabilidad estructural, control contra doblado y desplazamientos excesivos Análisis dinámico y de vibración.

Protección Anticorrosiva- Especificación de recubrimientos y su aplicación, de diseño de sistemas de protección catódica, localización de los ánodos y su sujeción a la tubería, control de corrosión interna (inhibidores). Especificación de la protección de tuberías de elevación “raisers” en áreas críticas como la zona de marea y oleaje.

Construcción.- Especificaciones de los procedimientos de construcción, soldadura, control de calidad, pruebas no destructivas ultrasonido, líquido penetrante, radiografía.

Condiciones de diseño.- Indicar la presión, temperatura y tiempo de servicio a que será sometida la tubería submarina. Por presión interna y externa, los componentes de cualquier punto de un sistema deben diseñarse para resistir la presión diferencial máxima entre las presiones internas y externas a que estarán expuestos con flujo normal y estáticas. La temperatura no afecta al esfuerzo permisible entre – 20° C y 121° C. A temperaturas mayores, se requieren ajustes de diseño de acuerdo con:

Temperatura de 121°C

Factor de 1.000

Deben tomarse en cuenta las propiedades de los materiales cuando estén expuestos a bajas temperaturas

149 0.967178 0.933204 0.9232 0.967

Influencia Ambiental.- Tomar precauciones para que el sistema resista o releve la presión que exceda a la máxima presión de operación permisible, por expansión térmica o por efectos de contracción del fluido confinado.

Efectos Dinámicos.- Considerar los efectos dinámicos internos y externos sobre la tubería por: presión del oleaje, impacto, vibración, resonancia, viento, olas, corriente, hundimiento, asentamiento diferencial, actividad sísmica natural, erosión, movimiento del suelo y otros.

Efectos de peso.- Los efectos de peso combinados con cargas y fuerzas deben considerarse en tuberías descubiertas, suspendidas o no suspendidas, o no soportadas continuamente, es decir las cargas vivas y las cargas muertas.

Expansión térmica y cargas de contracción.- Se deben prever los efectos ocasionados por la expansión térmica y la contracción de componentes de la tubería.

Movimientos relacionados con los componentes.- Prever los efectos de un componente con respecto a otro, en el diseño de las tuberías y sus soportes

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DOCUMENTACIÓN

El representante de PEMEX y el contratista antes del iniciar los trabajos de construcción de un ducto marino, deben tener a bordo de la embarcación la siguiente documentación: contrato, ingeniería del proyecto, plan de calidad, plan de contingencia y los procedimientos constructivos para cada una de las fases a desarrollar, certificados y avalados por un organismo certificador con acreditación ante la EMA, ó en su caso, la constancia de que está en trámite su acreditación.

Procedimientos Constructivos.

Se deben entregar los siguientes procedimientos para revisión, al supervisor de la obra:

• De soldadura • De calificación de soldadores • De relevado de esfuerzos • De pruebas no destructivas.• De reparación de soldadura.• De inspección de materiales y equipos• De posicionamiento GPS• De buceo de construcción • De inspección subacuática.• De tendido de línea regular submarina. • De izaje/descenso de línea submarina. • De fabricación e instalación de abrazaderas y defensas.• De fabricación e instalación de elementos (Accesorios y tuberías).• Para aplicación de protección anticorrosiva y lastrado de tubería• Para lastrado de codos para curva de expansión. • De fabricación e instalación de ducto ascendente y curva de expansión• De acolchonamiento en cruces de tubería o interconexiones. • De dragado de línea regular submarina. • De instalación de derivaciones o ramales (hot tapping).• De interconexión submarina con líneas existentes.• De empate submarino.• De prueba hidrostática y limpieza del ducto submarino• De secado e inertizado del ducto submarino.• De instalación de instrumentación control y fuerza. • De recuperación de residuos aceitosos.• De embridajes y desembridajes de interconexiones.• De manejo y cuidado de los electrodos y Procedimiento de desmantelamiento y abandono

de un ducto submarino.

EMBARCACIONES

Se entrega la documentación autorizada que acredite los permisos de navegación y las características de las embarcaciones principal y de apoyo (chalán, remolcador, abastecedor, lancha de pasajeros), a fin de comprobar que cumplen con lo requerido para construcción, instalación o desmantelamiento de ductos submarinos.

Adicionalmente, se debe entregar la documentación de las embarcaciones:

• Certificado de clase• Certificado de Arqueo• Certificado de Balsas Salvavidas

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• Planos de Seguridad y de Arreglo General de Capacidad de Distribución de Carga

Certificados por Casa Clasificadora o por Marina Mercante

• Dotación Mínima Seguridad• Cuadernillo de Estabilidad sellado por Marina Mercante, si es nacional• Certificado de Matrícula• Certificado de casco y maquinaria• Certificado de seguridad marítima• Seguros vigentes• Permisos de navegación, en caso de ser extranjera

Materiales, Equipos e instrumentos.

Todos los materiales, equipos e instrumentos permanentes serán nuevos y de acuerdo con las Normas Oficiales Mexicanas, Normas de Referencia, especificaciones de PEMEX, o en su caso, con las normas internacionales o especificaciones extranjeras, conforme a la Ley Federal de Metrología y Normalización.

Tubería

La tubería suministrada para la línea regular, curva de expansión, ducto ascendente, cuello de ganso e interconexiones submarinas, debe apegarse a las normas de referencia, según se trate de hidrocarburos amargos o no amargos. Debe ser instalada sobre cubierta de plataforma del lado de producción de la válvula de seccionamiento en trampa de diablos.

Los extremos de la tubería (biseles), deben protegerse con un sistema de protección mecánica que garantice su integridad.

La tubería suministrada, transportada y almacenada para ser instalada en las plataformas, operación de válvulas y soportería en general, deberá apegarse a las especificaciones indicadas en las requisiciones de materiales.

Válvulas y accesorios

Las válvulas de bola, globo, check, aguja, codos, bridas (fijas, giratorias y desalineamiento), actuadores, trampas de diablos, depuradoras, paquetes de inyección de inhibidores de corrosión, zonas de mareas, juntas aislantes, indicadores de paso de diablos, niples, weldolet, thredolet, sockolet, tableros de arranque y paro, celdas fotovoltaicas, centrales hidráulicas, fuentes de poder, transmisores de temperatura y de presión, indicadores de temperatura y de presión, interruptores de alta y baja presión, tubería conduit, tubing de acero inoxidable, cableado eléctrico, cajas de registro, etc. deben apegarse a lo indicado en las requisiciones de materiales que a su vez lo manifiestan de acuerdo con las normas de referencia de PEMEX NFR.

Las válvulas deben contar con su registro de prueba hidrostática o neumática en fábrica, certificados de calidad y estampado API y además, debe verificarse el funcionamiento de sus dispositivos de apertura y cierre.

Materiales Consumibles.

Los consumibles requeridos para la construcción del ducto y parte de la instalación: soldadura y los recubrimientos, deben cumplir con las normas de referencia

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Se debe entregar la documentación de los equipos permanentes, debiendo ser como mínimo:

Certificados de pruebas de fábrica Certificados de calidad Pedimento de importación, para equipos de procedencia extranjera Factura Certificado o carta de garantía

Para los ánodos del sistema de protección catódica, se requiere la certificación de la composición química y su comportamiento electroquímico (eficiencia).

Personal Técnico y Profesional El personal que lleve a cabo los trabajos de construcción e instalación o desmantelamiento de un ducto submarino, debe tener experiencia comprobable en trabajos similares, a fin de garantizar la calidad de la obra y seguridad de las instalaciones, así como la protección al medio ambiente y equilibrio ecológico.

Personal profesionista.

El profesionista designado por la contratista como responsable de los trabajos (representante), debe acreditar con documentos originales su especialidad en ingeniería, y comprobar su experiencia en trabajos de construcción costa afuera mediante:

• Título • Cédula profesional • Curriculum Vitae • Constancias de trabajo (contratos)• Capacitación (cursos)

Personal de buceo

El personal de buceo para los trabajos de supervisión y ejecución de la obra deben acreditar su especialidad como Buzo Técnico o Especialista y estar calificado con base en la Normatividad, así como, comprobar su experiencia.Personal de posicionamiento.

El personal para los trabajos de posicionamiento de la obra debe cumplir con Curriculum Vitae donde acredite su experiencia en trabajos costa afuera.

Personal de inspección no destructiva.

El personal encargado de tomar, revelar e interpretar radiografías de uniones soldadas o efectuar evaluaciones de soldaduras mediante ultrasonido, así como de reportar resultados de la inspección y llevar a cabo los trabajos de inspección no destructiva de la obra deben, cumplir con Curriculum Vitae donde acredite su especialidad como técnico certificado ASNT Nivel I, II o III,

Además de presentar documentación que lo acredite como técnico calificado en inspección no destructiva, debe Indicar los procedimientos que fueron incluidos en dicha calificación; así como indicar la institución u organismo que expide la documentación.

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CRITERIOS DE DISEÑO

La presión de operación máxima permisible en cualquier punto de la tubería, no debe exceder:

a. La presión interna de diseño de la tubería más la presión externa mínimab. La presión interna de cualquier componente más la presión externa mínima.c. El 80 % de la presión de prueba más el 20% de la presión externa mínimad. El 80% de la presión de prueba en fábrica de cualquier componente que no haya

sido probado en la línea, más la presión externa mínima.

Tubo recto sometido a presión interna.- El espesor de pared “t” de tubo para cualquier presión es:

En la que:

P = presión interna de diseño en (Kpa), (lb / pg2)D = diámetro nominal del tubo en pg, (mm)S = valor del esfuerzo tangencial permisible en (Kpa), (lb/ pg2)

Tubo recto sometido a presión externa.- Cuando la presión externa excede a la interna, el tubo debe tener la resistencia necesaria para prevenir que se colapse, considerando las propiedades físicas, las variaciones de espesor de pared indicadas por especificación, la elipticidad, los esfuerzos de doblado y las cargas externas.

Las presiones de oleaje son producidas por cambios súbitos en la velocidad de la corriente. Se debe ejercer control, de modo que el aumento de presión producido por el oleaje y otras variaciones de la operación normal, no excedan la presión máxima permisible en ningún punto de la línea en más de un 10%.

Las válvulas y bridas deberán estar dentro de los límites de temperatura de diseño (de – 29° C a 121° C). Los vástagos, empaques, sellos y juntas de materiales compatibles con el fluido y con el ambiente exterior, todos los componentes deben soportar la presión máxima. En dos líneas que operen a diferentes presiones, la válvula que las separa debe soportar la presión mayor

El valor del esfuerzo tangencial permisible, se determina por el espesor de pared de tubería bajo presión interna:

En donde:S = valor del esfuerzo tangencial permisibleF = factor de diseño basado en el espesor nominal de pared. Debe ser menor o igual a 0.72 para líneas de hidrocarburos líquidos y gaseosos.F = 0.60 para tubería de elevación de gas en plataformas que no son de producciónF = 0.50 para tubería de gas en plataformas que no son de producciónE = Factor de soldaduraR = Resistencia mínima de cedencia, indicada por el fabricante.

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Tolerancia por corrosión: para línea regular 0.125 pg; para curvas de expansión y ductos ascendentes 0.200 pg; para zona de marea y oleajes 0.350 pg

Tubería submarina y ducto ascendente durante la instalación

Tomar en cuenta los esfuerzos probables para determinar como el sistema de tubería puede instalarse sin sufrir daño que afecte su confiabilidad. Si el análisis d demuestra que no puede lograrse una instalación aceptable con el equipo disponible, deberán modificarse la tubería y el ducto, y verificar las fases de:

a. Inicio de la operación de tendido de la tubería, tendido continuo o normalb. Abandono y recuperación de la líneac. Terminación de la operación del tendidod. Remolcamiento del tren de tubería y equipo y jalado de la sarta de tuberíae. Alineadof. Zanjado y relleno de la zanjag. Aproximación a la costah. Cruzamiento con otras tuberíasi. Uniones (empates) marinosj. Instalación de ductos ascendentes de acceso a las plataformas

Todas las fases, debe

analizarse para cualquiera de las siguientes formas de falla:

Fluencia excesiva, deformación residual longitudinal después de la instalación < de 0.02% Pandeo local, función de la carga y de las condiciones de algunos modos de falla. Efecto de fatiga, de acuerdo al método de análisis: mecánica de fracturas basados en pruebas

de fatiga Daños excesivos al lastre.

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PATA DE LA PLATAFORMAELEVACIÓN COPLE AISLANTE

ABRAZADERA FIJA

PROTECCIÓN PARA MAREA

ABRAZADERA DESLIZABLE

ABRAZADERA DESLIZABLE

ELEVACIÓN BRIDA GIRATORIA

CURVA DE EXPANSIÓN

NODOS

NODOS

DUCTO ASCENDENTE

NIVEL MEDIO DE BAJAMAR

LECHO MARINO


MÉTODOS DE TENDIDO DE TUBERÍA

Es importante seleccionar la embarcación, ya que la rapidez, eficiencia y seguridad de los trabajos dependen de las dimensiones y características del equipo. Comparar los movimientos del barco inducidos por el oleaje; un movimiento excesivo causaría el paro de las operaciones, el abandono de la tubería, e incluso, el abandono de la rampa de deslizamiento.

Los estados límite en oleaje son de 2 m de ola significativa para barcazas convencionales, de 2.5 m para barcos con casco de buque, de 3 m para sumergibles chicos y hasta de 4.5 m para semisumergibles más grandes.

Descripción de las barcazas

Barcaza convencional.- Para aguas poco profundas y condiciones ambientales moderadas, recomendable para el tendido de tuberías. La desventaja en estas embarcaciones es que el balanceo sobre su eje longitudinal es muy alto, para un nivel medio de oleajes laterales se tienen que suspender las operaciones de tendido.

Barcos de tendido.- Son embarcaciones con casco en forma de buque, tanqueros adaptados a éstas operaciones. La ventaja es su alta capacidad de almacenamiento; además, su peso y configuración propician una mayor estabilidad, para condiciones de oleaje adversas.

El método de tendido de tubería, puede ser en “s” o “j”, flotada o semiflotada y utilizar el proceso de soldadura tradicional tramo a tramo, doble junta o embobinado; en cualquiera de los casos se debe demostrar el control del proceso y su utilización en proyectos similares.

Para llevar a cabo los trabajos de construcción de tendido de tubería, se deben tener los procedimientos debidamente aprobados y certificados que apliquen para cada una de las etapas del proceso, deben describir la secuencia de actividades a realizar en el tendido, incluyendo sistemas de anclaje, control de posicionamiento, tipo de rampa y su configuración geométrica, características del equipo de construcción, niveles de tensión requeridos, definición de operaciones de abandono y recuperado de la línea, y abastecimiento de la tubería.

Cuando las condiciones ambientales rebasen los límites establecidos de operación de la embarcación, conforme a lo establecido en la documentación de la embarcación, se debe aplicar el procedimiento de “Abandono y recuperación de la tubería”.

Se debe colocar en el primer tramo un polypig con la finalidad de que este sea desplazado en el caso de una ruptura o colapso del ducto y contar con dos tapones del diámetro, espesor y especificación de la tubería para el inicio del tendido y abandono de la tubería; además de las válvulas de inundación y/o desfogue, que permitan el llenado y/o desalojo interior de la tubería. El proceso de unión mediante soldadura al primer y último tramo de los tapones, se puede realizarutilizando el procedimiento de soldadura aprobado y/o por algún método de unión mecánico (bridado o de mordaza).

Se deben elaborar soldaduras en carretes representativos con los mismos soldadores que laboran en la rampa de tendido de tubería; el primer carrete representativo en la junta Nº 10 y las posteriores cada 100 juntas, así como, realizar las inspecciones y pruebas no destructivas a la soldadura, debiendo cumplir con los criterios de aceptación indicados y las pruebas destructivas a la soldadura, tensión, sanidad y doblez. En el caso de que la línea regular sea de una longitud menor a los 100 tramos se considerarán dos carretes representativos, uno en la junta 10, y el otro, 3 juntas antes de terminar el tendido.

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Preparativos para construcción de línea

Antes de iniciar las actividades de tendido, el representante de PEMEX conjuntamente con el representante de la compañía, deben verificar los siguientes sistemas y equipos:

El sistema de alimentación de tubería a la rampa de tendido y de alineamiento en la primera estación, incluye:

El alineador interior. Equipo de soldadura que se empleará en cada estación de soldadura y de monitoreo Equipo de corte y biselado Sistema de control y registros de tensionadores Sistema de control del pontón El malacate de abandono y recuperación de la línea y ancla de muerteo. Los tapones de abandono e inicio con sus válvulas Sistema de detección de doblez en la tubería, durante la etapa de tendido Sistema de alumbrado y ventilación de la rampa de tendido Sistema de llenado, presurizado y limpieza del ducto (bombas de alto volumen baja

presión, y de bajo volumen alta presión), mangueras, equipos de medición y control, manómetros, manógrafos, termógrafos, balanza de pesos muertos, medidores de flujo, polypigs, compresores.

Sistema de inspección y control de pruebas no destructivas: radiografiado, revelado e interpretación de radiografías, ultrasonido, líquidos penetrantes y partículas magnéticas; incluye equipos como crawlers, bulbos, y de ultrasonido, negatoscopio de intensidad variable líquidos reveladores y fijadores, película, letras y números de plomo, penetrómetros, geiger y dosímetros.

Sistema de protección de juntas (depósito de poliuretano, mangueras, bombas, láminas, flejes, grapas, yute, mangas, holiday detector).Sistema de posicionamiento.

Limpieza de tubería.

Previo al alineamiento, la tubería debe ser limpiada interiormente con aire a presión u otro medio mecánico para remover el polvo y las sustancias extrañas.

Alineamiento de tubería.

El alineamiento de tubería en la rampa de tendido debe efectuarse con un alineador expansor interno hidroneumático para corregir el ovalamiento de los tubos, retirándose después de realizar el fondeo y el paso caliente de la soldadura. El desalineamiento interior de la tubería no debe exceder de 1/8” (3mm).

Producción de soldaduras

Se debe disponer de documentos que comprueben la calificación del procedimiento de soldadura y de los soldadore. El alineamiento de las juntas se debe realizar cuidando que las costuras longitudinales de los tubos, queden colocadas en la parte superior del mismo y giradas a 30º una con respecto a la otra. Toda junta soldada debe ser radiografiada al 100 % y evaluada conforme a los criterios de aceptación citados en la Tabla 3. Así mismo, un 3% de la producción de juntas realizadas en cada turno debe ser inspeccionada por el método de ultrasonido y evaluada de acuerdo a los criterios de aceptación.

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En todas las placas del radiografiado se debe observar, la leyenda de identificación de la obra, número de la junta, número del penetrómetro, diámetro y espesor de la tubería; el desarrollo del perímetro debe estar marcado cada 0.10 m e impreso con letras y números de plomo; así como la densidad de la película y los penetrómetros se observen perfectamente delineados con su barreno y/o diámetro del alambres.

Detector de pandeo

Antes de iniciar el lanzamiento, se debe colocar en su interior el detector de pandeo, para asegurar que la línea no presente deformaciones durante el tendido, debiendo deslizarse sin restricción al ser jalado por el cable en el interior de la tubería.

El diámetro del detector de pandeo debe determinarse considerando: el diámetro interior de la tubería, las tolerancias en ovalamiento, espesor de pared, deslizamiento y altura del cordón de soldadura interno. Para calcular el diámetro:

Donde:

S = 0.01D + 0.4t + 5Ld = Diámetro del detectorD = Diámetro nominal de la tubería.t = espesor de la tuberíaL = 20% de t, ó máximo 5 mm.

La longitud del cable de tirón del detector de pandeo, debe calcularse para asegurar que la posición del mismo dentro de la tubería, se encuentre como mínimo 24.0 m después del punto de contacto de ésta con el lecho marino.

Cuando se observe que el detector de pandeo requiere de mayor tensión para deslizarlo, este debe recuperarse hasta la primera estación para revisar las copas calibradoras. Si hay daño, se debe suspender la operación, localizar las coordenadas de la deformación e iniciar la recuperación de la tubería para recuperar el tramo averiado y continuar con las operaciones de tendido.

Marcado de la tubería

Con el objeto de facilitar la identificación de las juntas, los tramos se deben enumerar progresivamente en la estación de alineado, rotulando un número con pintura blanca claramente visible de 0.10 m hasta 0.30 m de altura, dependiendo del diámetro de la tubería, y a 1.0 m de la junta de campo en la parte superior del cuerpo del tubo (lado pontón).

CONTROL DE ESFUERZOS

Durante el tendido de la tubería, se debe llevar un control de los niveles de esfuerzos que se presentan, además con los instrumentos o medidores que permitan evaluar la tensión aplicada en la tubería en cualquier momento, de tal forma que no se generen esfuerzos mayores a los permisibles. Se debe asegurar la integridad, mediante la corrida de un programa por computadora previamente determinado, en el cual los esfuerzos de trabajo en ningún caso podrán ser mayores que el 85% de Fy.

Los esfuerzos durante el lanzamiento de la línea se deben monitorear constantemente mediante: la observación directa en los indicadores de tensión, la inspección subacuática, la inclinación del pontón, así como la configuración de la línea hasta su contacto con el lecho marino.

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Fabricación e instalación de elementos

Previo al inicio de los trabajos de fabricación de elementos en patio, se debe contar con el material que permita desarrollar las actividades sin paros o contratiempos por falta de los mismos, el usuario conjuntamente con el constructor deben verificar que los equipos estén en posición y en condiciones de operación.

La fabricación de elementos que por su forma o volumen se deben realizar en patio, seleccionando un área de fácil acceso vía marítima y/o terrestre. Estas actividades pueden realizarse en la barcaza de tendido y/o en chalanes, siempre y cuando se tenga el área disponible y sin restricciones para el manejo de materiales y piezas prefabricadas.

Para cada uno de los elementos prefabricados y/o armados, llevar un registro para control e información, dónde se incluyan todos los materiales utilizados como son: tubería, conexiones, válvulas, etc., y anotar como mínimo los siguientes datos: especificación del material, número de pedido para su adquisición, proveedor o lote y número de serie en el orden de fabricación, así como su localización por pieza referida al desarrollo de la fabricación del elemento de que se trate

Instalación de elementos

Toda embarcación de construcción y auxiliares se apegará a la normatividad establecida de seguridad industrial, respecto al acercamiento de embarcaciones a plataformas establecida en la norma de referencia.

Tipos de inspecciones de pruebas no destructivas para elementos del sistema

ElementoTipo de inspección de pruebas

no destructivasDucto ascendente Radiografía y Ultrasonido según

procedimientoCurva de expansión Radiografía y Ultrasonido según

procedimientoProtector del ducto ascendente (Defensa y base)

Líquidos penetrantes

Abrazaderas Líquidos penetrantesCuello de ganso Radiografía y Ultrasonido según

procedimientoSoportería Líquidos penetrantes

Previamente se presentan las memorias de cálculo de izaje, centros de carga y gravedad; diámetro, longitud y arreglo de estrobos y grilletes, los croquis de la instalación y metrología del elemento. Se inspeccionan los equipos de izaje y maniobras para eliminar escombros, retirar elementos estructurales que interfieran en la maniobra, reforzar las partes estructurales o instalar obra falsa.

Barcazas semisumergibles.- Son equipos diseñados para tender tubería bajo condiciones ambientales difíciles, la configuración del casco es tal que los miembros flotantes principales están fuera de la acción directa del oleaje dependiendo del tamaño. Operan fácilmente en ambientes marinos más hostiles.

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Para selección de la embarcación se analiza lo siguiente:

Tipo requerido de embarcación, calado, eslora y manga

Velocidad de tendido, costo diario, capacidad de tensionadores, malacates, pescantes y grúas

Número de estaciones de soldado e inspección, diámetros máximos y mínimos que puede tender, tipo de rampa, tipo de rodillos, capacidad de almacenamiento de tubería, sistema de anclaje y sistema de posicionamiento y navegación

En la barcaza se realizarán las operaciones de fabricación y lanzamiento de la tubería, como son: transporte local, biselado, alineamiento, soldadura, radiografía, reparación de fallas y lanzamiento de la tubería.

Control de Posicionamiento.- Las embarcaciones, controlan su posición durante el tendido por medio de líneas de anclaje (entre 8 y 14 líneas), con diámetro de cable de 2 a 3 pg y longitud desde 1 a 3 Km. Este sistema requiere de una localización continua de las anclas durante el avance del barco de tendido y su control se complica conforme se opera en aguas más profundas. El buque tiene la capacidad de mantener una posición geográfica en el mar con precisión de metros, utilizando su fuerza propulsora para contrarrestar las fuerzas externas (viento, olas, corrientes) combinadas, dando una resultante contra la que reacciona la fuerza propulsora por medio de un sistema de control automático computarizado de posicionamiento dinámico.

El sistema de posicionamiento determina desde sus sensores dicha fuerza y el movimiento giratorio necesario, combinado con la operación de los propulsores, propelas principales y timones para compensarla y así mantener la embarcación en posición.

El buque debe contar con suficiente margen de capacidad de los propulsores para poder afrontar una situación en caso de que las condiciones meteorológicas sean adversas.

Método de Tendido

El más común y con el cual la mayoría de las embarcaciones operan, es el método convencional de la Rampa de Lanzamiento, requiere de que la embarcación le suministre segmentos de tubería de longitud de 12 ó 24 m, que son soldados sobre una rampa de producción para formar la tubería continua, la barcaza propulsada mediante un sistema de anclaje es jalada hacia delante una distancia correspondiente a la longitud de un tramo de tubería (12 m), cada vez que un nuevo segmento es añadido.

Durante el jalado la tubería se desliza sobre rodillos desde la rampa de producción, hasta alcanzar la rampa de lanzamiento; más allá de esta, la tubería queda libremente suspendida hasta el fondo marino. La tubería adquiere una configuración en “S” desde que sale de la rampa de producción, donde generalmente están los tensionadores hasta el punto de contacto con el lecho marino.

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El método del Bobina se basa en la fabricación y soldado de un tramo largo de tubería, en este caso el cable de jalado es enrollado en un tambor de gran diámetro instalado en posición vertical u horizontal en un barco. La ventaja es la velocidad de tendido relativamente alta, no se requiere el sistema de anclaje convencional y se utiliza posicionamiento dinámico.

La limitación es que solo permiten tuberías de hasta 24” de diámetro, y si se requiere peso adicional para estabilidad de la tubería en el fondo marino, deberá incrementarse el espesor de pared del tubo, ya que el enrollado no soporta tuberías con recubrimiento de concreto.

El

método a seleccionar está en función del diámetro y longitud de la tubería, profundidad, características del suelo marino, condiciones ambientales, elevación de la embarcación y el equipo.

Otros métodos se basan en la fabricación y soldado de la tubería en la costa, para posteriormente transportarla al sitio en tramos de gran longitud. El método de Flotación y Remolcado puede hacerse con la lingada flotada al nivel del mar, o en contacto con el lecho marino; este puede ser recorriendo grandes distancias a sitios alejados de la costa.

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MÉTODO DE RAMPA DE LANZAMIENTO

Lecho marino

Nivel del mar

Tubería

Tapón soldado al primer tramo

S

METODO DE BOBINA O CARRETE

Cable de jalado

PlataformaBarcaza

Carrete

Tubería Lecho marino


RUTA Y SEÑALAMIENTO

La ruta para las tuberías submarinas, se determinan eligiendo la trayectoria más directa o, en base a estudios geofísicos, geotécnicos y oceanográficos.

Estudios Geofísicos en los corredores propuestos, indicando la topografía del fondo para detectar características geológicas significativas, deslizamiento de lodos, fallas, afloramientos rocosos o de coral, áreas de socavación, o topografía irregular.

Estudios Geotécnicos que proporcionen información sobre las características físicas y mecánicas del suelo y subsuelo, a través de un muestreo superficial con pruebas de laboratorio.

Estudios Oceanográficos que proporcionen información en base a datos estadísticos, campañas de medición o modelos de predicción, información sobre las condiciones de oleaje, corrientes, mareas y vientos en el área de interés.

Alineamiento de la tubería.- De acuerdo a la ruta especificada en los planos:

Estaciones con coordenadas del cadenamiento, batimetría, localización Características de las curvas horizontales propuestas. Localización de cruzamientos con tuberías, cables u otros objetos Localización del muestreo con profundidades y características del suelo Localización de puntos de conexión con curvas de expansión, ductos ascendentes y tramo de

aproximación a la costa, etc.

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MÉTODO DE TIRÓN O REMOLQUE

MÉTODO DE FLOTACIÓN

Terreno firme

Flotadores

Cable de jalado

Lecho marino

Flotadores

Terreno firme


Preparación para el Tendido.- Antes de iniciar los trabajos, deberá supervisarse lo siguiente:

1. Equipo:

• Sistema de cama de alimentación de tubería • La estación de alineamiento (line-up station) • El sistema de alineamiento interno • Estaciones de soldadura y Radiografiado• Malacate de abandono y recuperación de línea• Sistema de inyección de espuma de poliuretano• Tapones de abandono e inicio con sus válvulas• El detector de dobleces• Los tensionadores y las flejadoras

Los tapones de inicio y abandono de la tubería, de acuerdo a los requisitos para su funcionamiento; que las válvulas estén bien colocadas y protegidas, que sean de la especificación, que la oreja de tirón esté bien reforzada y verificada con calibrador de espesores. Todas las soldaduras deben ser examinadas por métodos no destructivos.

2. Las alturas de los rodillos de la rampa de tendido deberán ajustarse de acuerdo a las curvaturas: curvas de radio constante, curvas de transición y pendientes de 0.5°.

3. Las alturas de los rodillos del pontón tendrán un radio de curvatura de 305 m. 4. Diablo de poliuretano instalado en el primer tramo, de inicio o de abandono.5. Inspección visual de la tubería para detectar fallas en el lastrado o en el biselado6. Medición e identificación de cada tramo, asentándolo en la bitácora y en el reporte.7. Verificar la fabricación del bisel con el procedimiento indicado en la norma8. La soldadura a utilizar será mediante el procedimiento establecido.9. Alineador interno neumático para alinear la junta en la primera estación de soldadura,

removiéndose después de realizar el “fondeo” y el “paso caliente”.10. Radiografiar todas las juntas soldadas para su calificación.11. Protección mecánica en todas las juntas, con mangas, lámina galvanizada, flejes, clips y

espuma de poliuretano.12. Para la preparación que los extremos a unir tengan el bisel de acuerdo a diseño y proceso de

soldadura especificado; libre de óxido, grasa o pintura, no presentar ovalamiento, laminaciones, abolladuras o falta de material. Al alinear tubería con costura longitudinal vigilar que ambas uniones queden separadas entre sí 60° y en los cuadrantes de la parte superior de la tubería

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ALINEAMIENTO DE TRAMOS CON SOLDADURA LONGITUDINAL

Soldadura longitudinal

1 2

3 4

Posición permisible de la costura lonjgitudinal

Posición no permisible de la Costura longitudinal


PROCESOS DE SOLDADURA

Los procesos más utilizados en la construcción de un ducto submarino, son:

a. Soldadura de arco metálico protegido SMAW “Shield metal arc weld”.- La energía eléctrica se obtiene de generadores de corriente contínua, impulsados por motores eléctricos o de combusíón interna; o bién por transformadores que administran la corriente requerida. La fusión entre el electrodo de metal de relleno y el metal de la pieza de trabajo, se logra mediante el calentamiento producido por el arco eléctrico formado entre ambos metales.

El arco y el metal fundido, son protegidos de la atmósfera por las emanaciones gaseosas producidas al fundirse el recubrimiento. El metal de aporte es una varilla de acero que funciona como electrodo (AWS-A 5.1 y AWS A 5.5) y su recubrimiento cubre toda su longitud, excepto en el extremo por el cual se hace contacto para la transmisión de corriente eléctrica.

b. Soldadura de arco metálico protegido con gas o proceso MIG (metal-inerte gas), GMAW “(Gas metal arc weld). – Proceso en el que la coalescencia – propiedad de unión o fusión- entre el electrodo de metal de relleno y el metal base, es producida por calentamiento de un arco eléctrico entre ambos.

El arco eléctrico y el charco de metal fundido se protegen de la atmósfera por un gas inerte, o mezcla de gas y recubrimiento. Protegen al metal de soldadura líquida de oxidación o contaminación del medio ambiente. El electrodo es un micro alambre (0.030- 0.035 pg) y 0.045 pg de diámetro, suministrado en rollos.

El micro alambre pasa por un ducto que alimenta continuamente a la boquilla del electrodo, donde también fluye el gas de protección; se usa CO₂ que a la temperatura del arco se disocia

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Poly-pig

ARREGLO DE JALADOR Y TAPONES PARA EL PRIMER TRAMO DE TENDIDO DE TUBERÍA

Protector de la válvulaVálvula esférica

Tapón cachucha

Jalador

Primer tramo sin lastre de concreto

Diablo de limpieza

h

Tapón cachucha


en CO + O

c. Soldadura de arco de tungsteno protegido con gas GTAW “Gas tungsten arc weld”- La coalescencia entre los metales se logra fundiéndolos con el calor suministrado por el arco eléctrico abierto, entre el metal base y un electrodo no consumible de tungsteno. Se protege con una campana de gas inerte (argón, helio, o mezclas), inyectado a través del maneral porta electrodo.

Producción de las soldaduras

Se pueden iniciar en serie, a bordo de la barcaza para el tendido de tubería. El número de estaciones depende del diámetro y espesor de la tubería, siendo el mínimo 4 y el máximo 7 estaciones de soldadura. Fig. Barcaza.

En la estación 1 se alinea y precalienta, se depositan dos pasos de soldadura, el primer “cordón de fondeo” o de raíz, con una penetración mínima de 1/32”; el segundo cordón deberá eliminar la escoria atrapada entre el primer cordón y el metal base, se aplica con mayor amperaje y se le conoce como “paso caliente”, que proporciona la resistencia necesaria antes de mover la unión hacia la siguiente estación. No debe haber un intervalo mayor a 5 minutos entre soldaduras, a fin de aprovechar el calor residual del primer cordón.

Entre la segunda y penúltima estaciones, se aplican los cordones de relleno; el número de estos depende del espesor de la tubería, el diámetro de los materiales de relleno y su tipo. En la última estación se aplica el último cordón, llamado corona o cordón de vista. Un carrete de cada 100 juntas de soldadura deberá someterse a pruebas destructivas.

Protección de junta de campo

Depende del tipo de servicio, de baja temperatura hasta 60° C se utiliza cinta plástica “serviwrap”. Si la tubería maneja altas temperaturas, se utilizan mangas termocontráctiles. Ambas requieren limpieza manual con cepillos neumáticos o eléctricos, libre de óxido, polvo y grasas.

El serviwrap se suministra en rollos que tienen un lado engomado protegido con papel encerado, se va aplicando entre dos operarios para que la cinta quede sin burbujas de aire atrapadas.

Si se usa manga Ray clad 110, está compuesta por una base de poliolefino irradiado, que al ser expuesto a altas temperaturas (mayor de 127°C), se contrae en su diámetro expandido a un diámetro predeterminado (± 30 a 50%). La temperatura del área a proteger debe estar entre 213 a 239°C, calentada con quemadores de gas butano. La manga envuelve al tubo traslapando 6 pg a cada extremo y con un diámetro de 2 a 3pg más grande que el diámetro de la tubería. Se coloca un parche en el cierre de la capa superior y se aplica calor, primero en el parche para asegurar la manga y posteriormente directo a la cinta del centro hacia las orillas para facilitar la salida del aire. Al terminar, la cinta debe estar en contacto total con la tubería sin ampollas y sin roturas.

Finalmente, se coloca una lámina galvanizada entre los extremos lastrados, asegurada con tres flejes, y por una perforación en la parte superior se le inyecta poliuretano, hasta tener un espesor uniforme al del concreto en toda la línea.

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Del pontón y ancla de muerteo

El pontón es una extensión de la rampa de tendido a un ángulo controlado por un sistema umbilical para inyectar aire o agua para darle flotabilidad o lastre a los tanques, limitando la catenaria de la tubería. El ancla de muerteo es el medio de la embarcación para sujetar la línea; es llevada por un remolcador a 1500 m. en dirección contraria a la del tendido, donde la fondea. El ancla se une a la barcaza por un cable de acero de 2 pg de diámetro; por medio de un malacate se contrae el cable y lo tensiona para asegurarse que el ancla esta firme.

Mientras se instalan pontón y ancla, se fabrica la lingada sobre la rampa comenzando con el tapón de inicio, y después tramo a tramo hasta completar la longitud de la rampa. A la lingada se le introduce un detector de dobleces con una longitud de cables tal, que asegure que durante el tendido el detector venga dentro de los tramos depositados en el fondo. El diámetro exterior del detector deberá ser igual al 95% del diámetro interior de la tubería.

El detector es arrastrado por el alineador y cuando se atore indicará que la tubería tiene un daño considerable. De ser así, se retira la tubería tramo a tramo avanzando la barcaza hacia atrás, hasta tener el tramo dañado en la proa; se corta y se retira, se rebisela el extremo de la línea y se suelda un nuevo tramo reiniciándose el tendido.

PROTECCIÓN DE LA JUNTA DE CAMPOPROTECCIÓN DE LA JUNTA DE CAMPO

Lastre de concreto

Tubería lastrada

Limpieza

Aplicación de cinta plástica

Colocación de molde y llenado con poliuretano

Inyección de poliuretano

Cubierta de lámina galvanizada Flejes

Junta

Tubería desnuda

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OPERACIONES DEL TENDIDO DE TUBERIA

Las embarcaciones pueden ser por autopropulsión o sin ella, mientras tienden tubería el avance debe de ser muy controlado; en ambos casos se mueven por medio de sus 8 anclas, alargando las de proa y acortando las de popa hasta agotar las posibilidades en cuanto a longitud del cable de las anclas.

Antes de que esto suceda, un remolcador con equipo de radio posicionamiento (Sistema Norte) que trabaja por triangulación mediante estaciones remotas colocadas en diferentes puntos del área de plataformas, se encarga de ir cambiando de posición las anclas, de manera que no se detenga el tendido sin afectar a las líneas existentes en el fondo marino.

Tendido de tubería con barcaza convencional

MANIOBRAS

I. Descarga de tuberíaII. Movimiento sobre chalánIII. Depósito de tuberíaIV. Movimiento a estación de biseladoV. Movimiento a estación de alineado

ESTACIONES DE SOLDADURA

1. Alineado fondeo y paso caliente2. 1er. 2do. Cordones de relleno 3. 3er. y 4to. Relleno 4. 5to.cordón de relleno5. Cordón de vista6. Radiografiado7. Protección anticorrosiva8. Protección mecánica

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II

I

III

IV

V

V8 76 6

5 4 3 2 1

TENDIDO DE TUBERÍA CON BARCAZA CONVENCIONAL

TUBERÍA LASTRADA

Pontón

Líneas de anclaje


La embarcación cuenta con un sistema hidráulico de tensionadores que sujetan la línea mientras está en la etapa de soldadura, cuando se desplaza hacia adelante disminuye la tensión para que la línea se recorra (un tramo). Durante el tendido, se agregan los ánodos de sacrificio al espaciamiento indicado por la ingeniería

Fase de inicio del tendido. Comprende lo siguiente:

• Instalar el pontón en su posición• Alimentar la rampa de tendido con el primer tramo de tubería.• Alinear y soldar el tapón de inicio• Engrilletar el cable de muerteo al tapón de inicio• Enganchar y levantar el cable del ancla de muerteo y alinearlo a los rodillos del pontón• Lastrar el pontón para tendido normal• Instalar el alineador interno y el crawler, (aditamento para radiografiado de juntas)• Mover la barcaza hacia proa hasta que tensione el cable del ancla de muerteo continuar hasta

que la tubería haya pasado por los tensionadores, hasta el último de popa Instalar el detector de dobleces

• Se ajustarán los tensionadores de acuerdo a la variación de la profundidad

Fase de Izaje de la Línea

Cuando hay marejada o vientos fuertes que pongan en peligro la operación, se retira el equipo interior de la tubería, se coloca el tapón y se abandona la línea como si hubiese concluido la obra; se fija la boya de señalamiento al tapón y se toman las coordenadas.

Cuando el extremo de la línea esté sobre la barcaza, un buzo examinará la tubería fuera del pontón hacia el lecho marino, mientras son reinspeccionadas las juntas por técnicas no destructivas. De existir algún daño, se cortan los tramos y se retiran las partes dañadas. Cuando se localizan áreas fuera de Norma, se corta el tapón, se rebisela e instala la tubería reiniciándose el tendido.

Procedimiento de abandono de tubería.- Incluye las fases siguientes:

a. Retirar el equipo del interior de la tubería, detector de dobleces, alineador, crawler

b. Soldar el tapón de abandono y engrilletarlo al cable del malacate

c Aplicar al cable de abandono la tensión normal de tendido sin dejar de utilizar los tensionadores; cuando se igualen las tensiones, liberar las anteriores.

d Mover la barcaza hacia proa, permitiendo que la tubería corra hacia atrás, al mismo tiempo bajar el pontón manteniendo siempre la tensión normal de tendido.

e Cuando la línea regular se encuentre fuera del pontón, se deberá mantener la tensión requerida en el cable

f Mover la barcaza hacia popa cerca del tapón de abandono, colocar la boya de señalamiento y liberar el cable de tirón.

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Métodos de Tendido

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Procedimiento para inicio del tendido de tubería (anclaje)

PROCESO DE ABANDONO DE TUBERÍA

Lingada de tubería

Cabeza de jalón

Cable de JalónPASO 1

Pontón

Lecho marino

Lecho marino

Ancla

PASO 3

Pontón Alfa

TuberíaCable de tirón

Cabeza de jalón

Lecho marino

Lingada de tubería

Cabeza de jalón

Pontón Alfa

PASO 2

Lecho marino

PASO 4

Pontón Alfa

Tubería

Boya


Una vez que el mal tiempo ha terminado, y las condiciones son favorables, se recupera la tubería abandonada para reanudar con el tendido normal y liberar la boya: conforme a los pasos siguientes:

Aproximar la barcaza a unos 70 m del tapón de abandono. Instalar el pontón en su posición e inundar las dos primeras secciones del mismo para el

tendido normal, y la última sección completamente. Con un remolcador, trasladar la boya de señalamiento y el cable de tirón, engrilletar el tapón y

liberar la boya Aplicar al cable de tirón la tensión normal de tendido. Mover la barcaza hacia popa hasta que la tubería se encuentre en el pontón y nivelar la última

sección Después que el tapón de izaje haya rebasado el tensionador de proa, poner en operación los

anteriores y liberar el cable de proa.

Para verificar la calidad de los trabajos se deberá utilizar el servicio especializado de inspección subacuática durante el tendido, se requieren dos inmersiones por turno, registrando las profundidades reportadas y las condiciones de los tensionadores.

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135 m

Malacate

Cabeza de tirón

Cable de jalón

Tubería

PASO 1


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Lecho marino

Pontón Alfa

PASO 2

Cabeza de jalón

Malacate

Lingada de tubería

Malacate

Cabeza de jalón Cable de jalón

PASO 3

Lecho marino

Lecho marino

Lingada de tubería

Pontón Alfa Cabeza de jalón

PASO 4

PROCEDIMIENTO PARA IZAJE DE TUBERÍA


FABRICACIÓN E INSTALACIÓN DE ELEMENTOS

Curvas de expansión- Con el plano aprobado se verifica en el sitio la altura definitiva de la abrazadera de anclaje, para determinar la longitud del carrete vertical. Todos los materiales deben ser de la misma especificación de la tubería o mayor; en los accesorios debe verificarse con mayor precisión: que los codos sean del espesor, radio y ángulos indicados; que las bridas sean del bore (diámetro interior), libraje, tipo y clasificación.

En el extremo final de la curva de expansión, al unirlo con la línea regular se coloca una “junta de transición” ya que la línea ascendente y la curva de expansión, son de diferente espesor que la línea regular. Este aditamento permite la unión de las juntas con un mismo espesor para facilitar la soldadura hiperbárica. Es necesario instalar atiezadores con abrazaderas y tubería de acuerdo al diámetro para evitar flexiones.

Ductos ascendentes

La parte más importante del ducto ascendente lo constituye la zona de mareas, se han desarrollado diseños cada vez más rigurosos para proteger a la tubería, En el extremo del ducto que se une con la curva de expansión, se instala una brida o un conector mecánico “mid raiser”. Para la zona de mareas se recomienda utilizar placas de refuerzo de acero estructural, de baja aleación y alta resistencia a la corrosión (ASTM- A 441). También se usa el encamisado con tubo de mayor diámetro, con material de relleno para el espacio anular, de acuerdo al diseño con abrazaderas y defensas adecuadas.

Trampas de diablos y cabezales

En diseños recientes se han eliminado a solicitud de la rama operativa y por falta de espacios, el barril de envío o recepción de la trampa de diablos; sin embargo, se ejecutará cuando el proyecto así lo requiera, conforme a la normatividad. Es factible fabricar los barriles en campo y adecuarlos a la instalación existente y conectarse a la tubería durante las maniobras de corridas de diablos.

Instalacion

Los ductos ascendentes y las curvas de expansión, se instalan de acuerdo a los planos de detalles constructivos del proyecto (API 5L X-52 ó X-60, conexiones y codos. Antes de iniciar, se deben localizar con boyas todas las posibles obstrucciones que dificulten el anclaje de la embarcación, dentro de un área circular de 1200 m de radio. Los métodos de instalación dependen de:

Arreglo de la tubería Profundidad de la instalación Tecnología y equipo disponible Experiencia del personal a cargo de la instalación Tubería submarina con o sin curva de expansión

Instalación de la curva de expansion

Cuando las condiciones son críticas, en profundidades mayores de 30 m, se requiere de curva de expansión para absorber los desplazamientos que se puedan generar en la tubería. Una vez ubicado el ducto ascendente, se procede a ubicar la curva de expansión, tomando en cuenta el rumbo seleccionado para continuar la tubería submarina hasta su origen o destino. El rumbo se

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basará en los estudios geofísicos y geotécnicos sobre un corredor propuesto, procurando no interferir con instalaciones que se localicen en la misma plataforma.

La curva debe unirse al ducto ascendente por una conexión bridada, y a la tubería submarina por medio de soldadura hiperbárica; o bien, conector mecánico (Mid Riser). Cuando sea con soldadura hiperbárica debe dejarse un espacio mínimo entre curva y curva de 6 a 9 m, y preparar un tramo de tubería de 12 m. al extremo del codo que se conecta con la tubería submarina. El procedimiento es el siguiente:

a. Posicionar y anclar la barcaza sobre las coordenadas de giro requeridas, radiolocalizar que la banda de estribor de la barcaza, sea la más cercana a la columna de la plataforma, donde se instalará el ducto con la grúa de mayor tonelaje.

b. Verificar por el personal de buceo, la posición y abertura de las abrazaderas.

c. Colocar poleas en la columna de la plataforma, cerca del nivel de lodos para que puedan utilizarse guías para posicionar la curva de expansión.

d. Verificar la localización del punto de unión con la tubería, midiendo la distancia desde este punto a las columnas de la plataforma, o comparar la localización con un punto de referencia previo

e. Bajar el ensamble hasta que descanse sobre el fondo, si se requiere, colocar bolsas de arena para igualar el nivel y cerrar las abrazaderas y apretar pernos; quitando los tensores de la curva.

Instalación del ducto ascendente

Las plataformas deben ser las guías y soportes para los ductos ascendentes, constituidas por elementos estructurales tubulares que proporcionen rigidez y protección. Analizar la cantidad de ductos instalados, o a instalar en el futuro y el arreglo en plataforma, como cámaras de envío y recibo de diablos, diámetro del ducto por instalar y las llegadas o salidas de puentes de interconexión con plataformas. Para la instalación se observará lo siguiente:

a. Verificar por medio de los buzos la localización de las abrazaderas, las cuales deberán estar abiertas y el estado de las tuberías antes de colocarlas en sus apoyos

b. Con la grúa mayor, levantar el ensamble de la barcaza y colocar una guía en el extremo inferior.

c. Bajar el ensamble hasta una distancia de 25 pies del nivel de lodos; bajar lentamente hasta que las caras de las bridas estén a 30 cm. una de otra y posicionarlo dentro de las abrazaderas.

d. Bajar lentamente hasta 15 cm. de la brida inferior, insertar pasadores y dos espárragos, quitar bridas ciegas e insertar los empaques; bajar definitivamente el ensamble, insertar y apretar pernos, cerrar abrazaderas y terminar de apretar.

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SOLDADURA HIPERBÁRICA PARA UNIR TUBERÍA CON LA CURVA DE EXPANSIÓN

La soldadura se debe realizar, bajo un procedimiento calificado con el equipo básico 1 ó 2 cámaras de saturación donde habitan los buzos, una campana que los lleva al área de trabajo, una estructura SPAR con sistema de alineamiento de tubería y una cámara hábitat para el proceso.

a. Aproximación, posicionamiento, radiolocalización y anclaje del barco de apoyo para maniobrasb. Efectuar el corte de la cabeza de jalado de la tubería submarina.c. Instalar dos cables guía del SPAR desde el barco, a los extremos de la tubería.d. Se baja la unidad SPAR y se coloca en posición para realizar la soldadurae. Se alinea la tubería y se baja la cámara hábitat instalándose adecuadamentef. Se inyecta aire comprimido a la cámara para desalojar el agua y tener ambiente seco g. Se realizan los cortes definitivos, se alinea el carrete efectuando la soladura hiperbárica y se

hace la inspección radiográfica. Finalmente se aplica la protección anticorrosiva especificadah. Se recupera la unidad SPAR llevándola hacia la superficie

Los buzos son soldadores especialistas en el proceso GTAW (gas tungsteno arc weld). Los dos primeros pasos de soldadura se hacen utilizando una varilla de tungsteno con torio, el gas de protección es argón y el material de relleno es E-70-S-2 y E-70 –S3. El resto de los pasos de relleno se aplican con el proceso de arco manual y varillas de bajo hidrógeno E-7018.

Las juntas se inspeccionan visualmente y después por métodos no destructivos. Se cortan especimenes y se someten a pruebas de tensión, doblez y sanidad, evaluándose su

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ENSAMBLE DUCTO ASCENDENTE Y CURVA DE EXPANSIÓN

SUJETADOR

PATA DE LAPLATAFORMA

ABRAZADERA

CURVA DE EXPANSIÓN

CONECTOR MID-RISER CERRADO

DUCTO ASCENDENTE

ABRAZADERA


comportamiento según el Código API- 1104, la prueba de soldadura se realiza dentro del hábitat con las mismas máquinas de soldar y bajo las mismas condiciones en el fondo.

Se realiza un corte rústico retirando el tapón con el excedente de la tubería y se recupera, después del corte la separación entre caras de los extremos será de 15 cm. En el interior de la tubería a 2 m, se colocan globos de sello (stopper pig) y se inflan, aislando el interior del ducto.

Aprobados los buzos soldadores, entran a las cámaras de saturación 6 buzos soldadores y cuatro de construcción; en dos horas máximo los buzos estarán saturados respirando una mezcla de helio y oxígeno, de una proporción que va en función de la profundidad, a mayor profundidad menor proporción de oxígeno. Ejemplo, para una profundidad de 45 m, la proporción de la mezcla es de 7- 12% de oxígeno, el resto de helio.

Se baja la campana con dos buzos de construcción, uno de ellos permanece en ella mientras el otro guía el descenso del marco alineador SPAR y se sujetan los extremos de la tubería con las abrazaderas. Si el peso es considerable, se utilizan “parachutes” y se instalan pesos muertos de 10 a 15 ton c/u.

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CAMARA DE SOLDADURA EN SECO EN EL FONDO DEL MAR (HABITAT)

Consta de:- Transformadores eléctricos- Caja de controles- Aire acondicionado y calentador- Puertas 1 y 2

CAMPANA

TUBERIA LASTRADA

LECHO MARINO

Extremos de tubería limpia a soldar

UNIDAD S P A R Con sistema de alineamiento de la tubería y cámara Hábitat que aloja a los buzos soldadores.

BARCAZA

Pescantes

Malacate

Línea guía

Línea del pescante (cadena)

Estructura para alineamiento


Al mismo tiempo del traslape recuperado en el corte rústico, se obtiene el carrete de ajuste con una longitud de 1.5 diámetros, se preparan los biseles y se limpian. Se procede a alinear los extremos lo más próximo a la posición ideal por medio de las abrazaderas hidráulicas del SPAR y los pesos muertos, si se requiriera. Se baja el hábitat, se coloca dentro del SPAR y se asegura.

Por la separación entre caras se pasan dos puertas y se colocan una a cada lado, se coloca un sello a cada puerta alejándose para hermetizar el hábitat. Se inyecta presión de mezcla al hábitat desalojando el agua y dejando en él atmósfera seca y respirable para los buzos.

Los buzos de construcción terminaron su labor, e inician los buzos soldadores procediendo al alineamiento fino y realizan uno o dos cortes finos con la máquina hidráulica de corte en frío, Los anillos de corte son revisados en superficie para verificar su regularidad y se toma en video un acercamiento de los biseles.

Se alinea el carrete de ajuste y se checa con tomas de video con un acercamiento a la preparación de la junta. Se baja el porcentaje de hidrógeno a menos de 3% (no respirable), para evitar el riesgo de incendio. Los soldadores con su equipo, realizan los pasos de soldaduras indicados.

Se cambia la atmósfera y el porcentaje de la mezcla para hacerla respirable, se inspeccionan las juntas con ayuda de la cámara de video y se inspeccionan radiográficamente, evaluándose la calidad según el criterio de aceptabilidad API.

Se limpia la junta perfectamente y se procede a colocar la protección mecánica en toda el área desnuda; se recupera el equipo y se colocan apoyos en el punto hiperbárico para proteger la tubería quedando ésta depositada sobre el fondo marino.

CORRIDA DE CAMPANA Y PRODUCTIVIDAD DEL PERSONAL SATURADO

La corrida de campana dura 8 horas, en la primera etapa de construcción bajan dos buzos, uno permanece en la campana mientras otro trabaja fuera de ella, a las 4 horas cambian de posición. A las 8 horas termina la corrida y suben la campana para cambio de buzos. Cuando se realiza la soldadura bajan en la campana tres buzos soldadores, uno permanece en la campana y dos entran al hábitat.

Durante el alineamiento de los extremos de la tubería y la curva de expansión, queda prohibido mover el extremo de la curva, para evitar problemas futuros, ya que si este se mueve se llegan acumular esfuerzos que provocan fatiga del material del ducto ascendente y la curva de expansión.

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LASTRE DE CONCRETO DE LA TUBERIA

El objetivo del lastre es el de dar flotación negativa y estabilidad dinámica a la tubería submarina durante su vida útil, y proteger el recubrimiento anticorrosivo contra daños mecánicos durante la instalación. Si la tubería tiene que ser jalada, el recubrimiento de concreto debe soportar la abrasión causada entre el fondo y la tubería. Se comprueba por medio de operaciones de prueba en tubería de grandes diámetros con: peso sumergido, calidad del concreto, método de juntas, a lo largo de una ruta similar a la que se presentará durante la instalación.

La especificación del lastre debe cumplir con:

Espesor Refuerzo y densidad Materiales Método de aplicación Método de curado Inspección y pruebas Requisitos de almacenamiento y manejo de la tubería lastrada.

Respecto a los materiales, se debe observar lo siguiente:

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HABITAT

Nivel del piso marino

Tubería lastrada

Sello de contención de la tubería (globo)

Carrete biselado preparado para soldar

Puerta de sello del hábitat

Tubería desnuda preparada para soldar

ACTIVIDAD DEL PROCESO DE SOLDADURA HIPERBÁRICA


Cemento.- Debe ser equivalente al cemento Pórtland ASTM tipo I, II, III, IS ó IP. El contenido de alúmina tricálcica del concreto debe ser tal que mejore la protección anticorrosiva del acero, sin dañar la durabilidad del concreto.

Agua.- Debe estar libre de contaminantes

Agregados.- Deben tener suficiente resistencia y durabilidad y estar adecuadamente graduados.

Resistencia.- El concreto debe tener una resistencia mínima característica de 30 N/ mm2 de acuerdo con la prueba de un cilindro de 150 x 300 mm, de codificación ASTM C39.

Durabilidad.- La permeabilidad es la propiedad más importante para determinar la durabilidad del concreto expuesto al agua de mar. La baja permeabilidad se logra con: un alto contenido de cemento; baja relación agua-cemento (0.40–0.45 %); sanidad y agregados densos; baja graduación de los agregados finos; buena compactación, curado y manejo.

Material de refuerzo.- Debe ser de alambre y malla soldada de acero, el tipo y cantidad de acuerdo a las condiciones de carga y servicio que evite el agrietamiento. No debe estar en contacto con la tubería ni con los ánodos de protección catódica.

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CURVA DE EXPANSIÓN

LINEA REGULAR

PERFIL DEL LECHO MARINO

DUCTO ASCENDENTE

LONGITUD DE TRANSICIÓN

NIVEL DEL MAR

PLATAFORMA

PLATAFORMATRAMPA DE DIABLOS

Cuello de ganso

BRIDA RISER OFF-SET

ABRAZDERAGUÍA

ABRAZADERA ANCLA

BRIDA RISER OFF-SET


Protección catódica

Puede ser del tipo de corriente impresa, por ánodos galvánicos o una combinación de ambos; aunque se prefiere utilizar el de ánodos galvánicos (de sacrificio) que no requieren de una corriente eléctrica (directa) externa. El sistema de protección catódica en las tuberías submarinas debe complementarse con el empleo de uniones aislantes tipo “monoblock”, para garantizar que no haya paso de corriente a las instalaciones en cubierta. Se instalan en el inicio y al final de la tubería submarina, verificando la continuidad de potenciales tomando mediciones en los extremos de la unión

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INSTALACIÓN DE LA TUBERÍA SIN CURVA DE EXPANSIÓN

Cuando las condiciones de operación no son críticas y no se requiere de expansión para absorber desplazamientos de la tubería, como en aguas poco profundas (hasta 30 m); se recupera el extremo de la tubería submarina sobre la superficie del agua y se une al extremo del ducto ascendente por medio de soldadura convencional y en seguida se baja la tubería ya unida hasta el fondo.

Las fases del procedimiento son:

a. Posicionar y anclar la barcaza en el sitio para facilitar los trabajos de instalaciónb. Recuperar el extremo de la tubería submarina por medio de grúas y pescantes y colocarla

sobre la superficie del agua, para unirla con el ducto ascendentec. Determinar el punto de unión de ambos tubos, realizar los cortes necesarios, biselar, alinear,

soldar y radiografiar.d. Una vez aprobada la junta, proceder a la aplicación del recubrimento.e. Verificar que las abrazaderas estén abiertas y bajar la tubería integrada al fondof. Cerrar las abrazaderas y apretar adecuadamente. Retirar refuerzos de embarque e instalación

sin corte en las cercanías del ducto conductorg. Si es necesario, de acuerdo a la inspección subacuática, se colocan sacos de cemento-arena

en la parte inferior de la curva de expansión para evitar asentamiento o erosión.h. Tomar video subacuático de la instalación realizada y elaborar reporte respectivo.

Si el ducto es fabricado en cubierta, a la elevación correspondiente del mismo se colocará el sistema de unión con la tubería submarina especificado en el proyecto, ya sea por medio de bridas o conectores mecánicos.

Cuando las condiciones de operación no son severas y la temperatura de flujo es baja, puede utilizarse simplemente una tubería en forma de “L” que dará base a la instalación del ducto ascendente.

PRUEBA HIDROSTATICA Y LIMPIEZA DEL DUCTO E INTERCONEXIONES

La prueba hidrostática debe realizarse a todos los elementos que conforman el sistema de trampa a trampa: línea regular, curva de expansión, ducto ascendente, cuello de ganso y trampa de diablos.

Cuando el sistema incluya uno o más ramales, se efectúa la prueba con manómetro en cada uno de los ramales y en el colector principal, registrando la prueba.

Cuando el sistema a probar sea de una plataforma a una interconexión submarina y para evitar probar con la válvula existente, colocar bridas ciegas. El tramo a probar será desde la trampa de diablos en plataforma hasta las bridas ciegas.

Cuando no sea posible efectuar la prueba al sistema completo, se puede hacer por secciones, instalando los instrumentos de tal forma que puedan ser observadas y monitoreadas las lecturas de presión y temperatura.

También se hará la prueba hidrostática a las interconexiones sobre cubierta de plataforma, desde la válvula de corte en la trampa de diablos hasta los cabezales.

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Todos los trabajos de soldadura en tubería y accesorios deben estar terminados e inspeccionados al 100% antes de iniciar la prueba.

Material y equipo de prueba hidrostática y limpieza

Contar con el material y equipo permanente, así como el material y equipo temporal:

Material para fabricar soportes y desfogues, tuberías, soldaduras, viguetas, comales, tornillería, empaques, cubetas temporales, conexiones de diámetros y cédulas diferentes para la construcción de árboles de válvulas.

Mangueras de diámetros y librajes diferentes Bombas para llenado y empacado de tubería de acuerdo a dimensiones del tubo Poly- pigs de diferentes diámetros Inhibidor de corrosión y bombas para su inyección Manómetros, manógrafos, termógrafos, medidores de flujo, calibrados y certificados Compresores con capacidad y volumen necesario de acuerdo a dimensiones Equipo de cómputo con programa para la realización y control de la prueba.

Los equipos de medición y control como manómetros y manógrafos deben ser instalados por arriba de los elementos a probar, los cuales deben estar calibrados y certificados al igual que los medidores de flujo y termógrafos, protegiéndolos del viento, lluvia y vibraciones.

Durante el proceso de aumento de presión, para alcanzar la presión de prueba, se debe llevar la inspección constante de la misma, para que el porcentaje de aire inducido no supere el 0.03% del volumen total del sistema a probar. En caso de pérdida de presión, se debe inspeccionar todo el sistema, el cual incluye tubería, válvulas, conexiones e instrumentos, embridajes submarinos y/o aéreos. La tolerancia en las caídas de presión durante la prueba no debe ser superior al 2%, siempre y cuando estas se deban a variaciones de temperatura por el aire atrapado en el sistema.

Una vez alcanzada la presión de prueba, en caso de que ésta disminuya, se debe regular el gasto de la bomba para minimizar las variaciones de presión y garantizar incrementos no mayores de 0.704 kg/cm2 (10 lb/pulg2) x hora, los cuales deben leerse y registrarse, hasta alcanzar la presión de prueba.

En la gráfica o carta del registro de la prueba hidrostática, se deben observar las líneas que indican el ascenso de presión y mantenimiento de la misma durante el periodo establecido, así como el descenso de presión al finalizar la misma.

Cuando la tubería permanezca por más de 21 días cargada con agua de mar, se le inyecta un inhibidor de corrosión para su protección efectuando para ello una corrida de diablo de limpieza y llenando nuevamente el tramo. La presión de prueba hidrostática será 1.25 veces la presión de diseño y se hace después de haber dragado la línea regular. El tiempo de duración de la prueba hidrostática debe ser de 24 horas, a partir del momento de alcanzar la presión de prueba y el estabilizado de la misma.

Para el caso de pruebas hidrostáticas en interconexiones sobre cubierta de plataforma, la presión debe ser 1.5 veces la presión de diseño y el tiempo de duración de 4 horas como mínimo, debiéndose efectuar recorridos de inspección visual del sistema o circuito durante la prueba.

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Cuando se haga la prueba por secciones del ducto, es decir, la curva de expansión, ducto ascendente, cuello de ganso y trampa de diablos, el tiempo de prueba será de 4 horas, debiendo efectuar la inspección radiográfica y ultrasónica al 100 % en la soldadura de empate entre los elementos. Para realizar la prueba considerar el llenado del ducto con agua mediante equipo de bombeo y medición que permita cuantificar el volumen de agua utilizado en la prueba.

Limpieza interior

Se efectúa la limpieza interior del ducto para desalojar el agua utilizada en la prueba, así como los residuos de materiales de la construcción que pudieran haber quedado dentro de la tubería y/o interconexiones, mediante la corrida de diablos con aire, descargando el producto en recipientes para su disposición final.En los sistemas de succión de bombas y compresores se deben correr los diablos necesarios (poly-pigs) para eliminar el agua, lodo, escoria, restos de electrodos y cualquier elemento dejado durante la construcción, que pudiese poner en riesgo la operación.

Se debe cuantificar el volumen de agua desplazada mediante un medidor de flujo instalado en la descarga. Si se utilizaron poly-pigs inflables (en caso de soldaduras hiperbáricas), se debe verificar la recuperación de los mismos durante la limpieza.

Las juntas que por ser límite o frontera entre secciones de tubería probada o cambio de especificación entre éstas y que por dificultades propias de la construcción no puedan ser probadas, se inspeccionarán mediante radiografiado y ultrasonido al 100%.

SEGURIDAD INDUSTRIAL Y PROTECCIÓN AMBIENTAL

Durante las actividades de construcción, instalación, desmantelamiento y abandono, se deben considerar las disposiciones que en materia de seguridad industrial y protección ambiental se establecen con la finalidad de prevenir accidentes, conforme a los siguientes documentos:

Reglamento de Trabajos Petroleros Reglamento de Seguridad e Higiene de Petróleos Mexicanos Reglamento para trabajos a bordo de embarcaciones (Norma F-1) Reglamento para realización de Operaciones Peligrosas Reglamento de la Ley General del Equilibrio Ecológico y Protección al Ambiente

Además debe cumplir con los requisitos de seguridad industrial y protección ambiental

“Disposición en materia de seguridad industrial y protección ambiental que deben cumplir los contratistas de PEP”

“Procedimiento para revisión de los aspectos de seguridad y protección ambiental de los nuevos proyectos”

“Elementos y dispositivos de seguridad de los equipos para izar en los centros de trabajo” “Condiciones de seguridad para la estiba y trincado de carga en embarcaciones sobre cubierta

y en bodegas”

Trabajos con riesgo y planes de contingencia.

Antes de iniciar las soldaduras o trabajos especificados de riesgos en líneas de procesos, se debe contar con el permiso de seguridad, describiendo claramente la actividad a efectuar indicando la ubicación y nivel donde se desarrolla el trabajo.

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Los trabajos considerados con riesgo, son los siguientes: a. Limpieza de líneas.b. Interconexión a líneas existentes en operación: c. Embridajes a líneas de proceso (válvulas y/o accesorios).d. Soldaduras en líneas de proceso en operación por instalación de accesorios.e. Hot Tapping. Los trabajos con riesgo deben estar soportados por un programa de ejecución, acompañado de un plan de contingencia o análisis de riesgos, en el que se propongan medidas para minimizar o eliminarlos.

Se debe acompañar al plan de contingencia, los croquis, planos, dibujos y/o isométricos a detalle, mostrando las líneas de flujo o equipos que se van a intervenir, y en que puntos se van a aislar las líneas para trabajar con seguridad.

El permiso de trabajos con riesgo debe indicar las recomendaciones claras y precisas que compete al sitio donde se desarrollará la actividad y estar formulado de acuerdo a la categoría que describa dicha actividad.

Antes de iniciar y firmar el permiso, el personal verificará el área donde se desarrollaran las actividades con categoría de trabajos con riesgos, contar con el equipo de seguridad necesario, que el área este libre de materiales inflamables y totalmente acordonada con señalización de cintas oficiales de seguridad.

Si la actividad se realiza en una línea que está en operación, el personal de seguridad tiene que realizar pruebas de explosividad, teniendo a la mano equipos portátiles como: extintores, mangueras conectadas a la red contra incendio, bombas de agua y mascarillas.

Se debe contemplar un plan de contingencias por presencia de fugas o incendio con el fin de poder aplicar los movimientos operativos para salvaguardar la integridad física del personal que se encuentra a bordo, instalaciones y equipos.

No deberán iniciarse las operaciones que involucren el uso de explosivos, hasta que se hayan cumplido y aprobado las recomendaciones que indica el Reglamento de Seguridad e Higiene, Todo el personal a bordo, involucrado en las actividades contará con el equipo de seguridad personal, completo y en buen estado.

CONTROL DE CORROSIÓN EXTERNA

Los recubrimientos para el control de la corrosión deben aislar la superficie de la tubería de las zonas sumergidas, de mareas y oleaje, y atmosféricas. Las características del recubrimiento son: facilidad de aplicación y de reparación, adhesión, resistencia a los ambientes, a daños y ruptura por manejo. Las características adicionales son:

Capacidad para mantener la resistividad eléctrica constante con el tiempo

Resistencia al desprendimiento catódico Resistencia al envejecimiento y a la fragilización a la temperatura de operación Gravedad específica por flotación negativa Flexibilidad a esfuerzos causados durante la instalación Compatibilidad con el recubrimiento del lastre Resistencia eléctrica y resistencia a la degradación en servicio

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Para la zona de marea y oleaje son:

Capacidad para mantener la resistividad eléctrica constante con el tiempo Resistencia a rayos infrarrojos y ultravioleta Resistencia a niebla salina intermitente Resistencia a daños mecánicos y al oleaje.

ZONA ATMOSFÉRICA

La protección anticorrosiva a aplicar en la zona atmosférica, del codo degradado del ducto ascendente, debe cumplir con las especificaciones y con los procedimientos certificados Norma NRF- 004-PEMEX-2000, para la selección del método de limpieza por tipo de material a remover y obtener el perfil de anclaje.

El recubrimiento cumplirá con el contenido de componentes orgánicos volátiles VOC y de metales tóxicos indicados en la especificación de PEP en lo referente a métodos de prueba para garantizar la calidad del producto como recubrimiento, que se deben realizar conforme a la misma especificación.

Para la protección anticorrosiva de la junta monoblock no deben utilizarse recubrimientos primarios y acabados con contenido de altos sólidos como el inorgánico de zinc u otro producto que pudiese servir de conductor.

Para identificación del tipo de servicio del ducto, se debe pintar una franja perimetral de 15 cm. de ancho en el “cuello de ganso” bajo el nivel 52¨ ó nivel 62¨ según el diseño de la plataforma y a un metro de la trampa de diablos, así como a cada una de las caras de las bridas que la integran, con el color que aplique de acuerdo al cuadro de referencia descrito a continuación:

Tipo de servicio ColorGasoducto AmarilloOleoducto y Gasolinoducto VioletaOleogasoducto (crudo) CaféAcueducto VerdeAgua salada Verde

Nota.- Para gas, además de las franjas amarillas debe pintarse una franja de color azul para tuberías de gas dulce y una adicional de color rojo para gas amargo. Para las que transportan crudo además del color violeta que identifica al fluido como inflamable, debe pintarse otra de color negro. En todos los casos las franjas deben aparecer juntas en la totalidad de los puntos de exposición, Norma de referencia.

ZONA SUMERGIDA

La protección anticorrosiva debe ser a base de cintas termo contráctiles o con la aplicación de epóxicos y esmaltes, de acuerdo a la temperatura de operación del ducto, conforme a la norma NRF vigente, cumpliendo con los requisitos para limpieza, perfil de anclaje, aplicación e inspección.

ZONA DE MAREAS Y OLEAJES

Esta zona localizada en el ducto ascendente, se protege utilizando los recubrimientos anticorrosivos indicados en la especificación y la limpieza, aplicación e inspección conforme a la

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norma NRF vigente. Los métodos de prueba del material anticorrosivo y su composición, de acuerdo con la especificación.

La

aplicación del recubrimiento es similar a las técnicas empleadas para tuberías subterráneas, únicamente cambian las propiedades de los materiales por considerarse el agua de mar como un medio más agresivo.

PROTECCIÓN DE DUCTOS ASCENDENTES

En el diseño de protección en la zona de mareas y oleaje se debe considerar la temperatura del hidrocarburo; la humedad y sequedad intermitentes; fuerza de oleaje, resistencia al envejecimiento causada por el agua de mar y el sol; facilidad para reparación y mantenimiento, compatibilidad de los materiales cuando estos se combinen. Pueden usarse empaques de hule vulcanizado o refuerzos metálicos de suficiente espesor, resistentes a la corrosión y para compensar el efecto galvánico colocar un ánodo de sacrificio abajo del refuerzo.

Cuando operen con fluidos a altas temperaturas (70 a 100° C) instalar camisas de refuerzo soldadas, inyectando en el espacio anular entre el tubo y la camisa una resina epóxica especial que actúa como medio aislante, reduciendo la temperatura de la camisa expuesta a la temperatura ambiente entre 35 y 38° C, lo que permite proteger exteriormente a dicha camisa. La resina actúa conjuntamente con la camisa como una sola estructura, dándole una resistencia adicional al tubo conductor.

PROTECCION DE LA CURVA DE EXPANSIÓN

La tubería se protege contra la corrosión con un recubrimiento de esmalte a base de alquitrán de hulla y posteriormente con el lastre de concreto especificado. Se inspecciona el recubrimiento con un detector eléctrico de fallas, consistente en un dispositivo portátil de baja intensidad de corriente, de tensión ajustable, capaz de detectar socavados mediante pulsación con un dispositivo de señales audibles. En caso de localizar algún defecto deberá marcarse para ser reparados de inmediato.

A causa de variables tales como la humedad relativa y la temperatura, el detector debe ajustarse por lo menos dos veces al día, al iniciar el trabajo y por la tarde. Para asegurar la inspección adecuada del equipo, debe calibrarse de acuerdo a las instrucciones del manual del fabricante.

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Elevación cople aislante

Abrazadera fija

Zona de Protección para marea

Abrazadera deslizable

Nodos

NodosDUCTO ASCENDENTE

NIVEL MEDIO DE BAJAMAR

PATA DE LA PLATAFORMA


TRABAJOS DE APROXIMACIÓN A LA COSTA

Para la aproximación a la costa, las tuberías se instalan en el fondo de una zanja previamente dragada; se construye un canal de dragado para el acceso de la barcaza lo más cerca posible de la línea de playa. La tubería debe enterrarse a una profundidad que garantice su estabilidad, las dimensiones de la zanja dependen del diámetro de la tubería, de las condiciones de variabilidad de las líneas de costa y del tipo de suelos que integran el fondo marino.

El espesor de suelo mínimo sobre la tubería en la aproximación a la costa será de 2m, las tolerancias mínimas aceptadas serán de + 30 y + 50 cm. en la profundidad y ancho de la zanja respectivamente; los taludes deben ser estables y no se permiten pendientes mayores de 2:1. El relleno de la zanja debe ser natural, en ocasiones puede haber necesidad de un relleno mecánico a base de materiales graduados, o de sacos rellenos de arena-cemento.

Métodos para instalación de tubería submarina en la aproximación a la costa:

1. Tendido de la tubería a partir de la línea de playa2. Lanzamiento de la tubería desde la costa3. Lanzamiento de la tubería desde la barcaza a la costa

1.- El tendido a partir de la línea de playa requiere de un canal de flotación que permita el acceso de la barcaza hasta la playa. Se posiciona la barcaza iniciándose la soldadura de la línea regular. Cada vez que se fabrique un tramo, la barcaza se desplaza hacia adelante 12m y la tubería es lanzada hacia el mar; continúa el desplazamiento hasta donde se hará la unión con el extremo de la tubería submarina.

Se considera un traslape adecuado de acuerdo a la profundidad del agua para que permita la unión en superficie. La tubería lanzada desde playa va aislada eléctricamente por un cople colocado en el área de arreglo de playa.

2.- Para lanzar la tubería desde la costa, se fabrica una lingada en la playa, para posteriormente ser remolcada hasta el punto donde la barcaza tiene acceso, y a partir de aquí se inicia el tendido normal hasta la conexión con la tubería submarina. La plataforma de lanzamiento se construye lo más cercano posible a la playa, donde se fabricará la lingada. Una vez terminada se colocará entre rodillos para ser jalada por los remolcadores de apoyo, o por malacates hacia la costa. Se instalarán los primeros Km. de tubería hasta el punto donde la barcaza tenga acceso, a partir del cual se continua el tendido normal.

3.- La instalación de la tubería de la barcaza a la costa, consiste en fabricar la tubería en la barcaza e irla lanzando tubo a tubo formando una lingada, la cual es jalada desde tierra; o bien, remolcada. La barcaza con el mínimo peso adicional y poco lastre en sus tanques, se acerca sobre el corredor de tubería hasta la profundidad que le deje una holgura de 30 a 60 cm. de distancia hacia el fondo. Las operaciones de jalado pueden efectuarse manteniendo la tubería flotada o manteniéndola en contacto con el fondo marino.

La unión de la tubería submarina en la aproximación a la costa, consiste en recuperar los extremos de las tuberías abandonadas en el fondo, a unos dos metros sobre el nivel del mar con la ayuda de las grúas y pescantes y se instalará una plataforma de trabajo determinando la zona del empate, removiéndose el recubrimiento del lastre y ejecutando los cortes necesarios, el biselado, la soldadura de campo, la inspección radiográfica y el recubrimiento respectivo.

Es muy importante el desplazamiento perpendicular del barco con respecto al eje de la tubería, para absorber el aumento de longitud que sufre la tubería al ser recuperada por encima de la superficie del nivel del mar, Cuando sea necesario, la unión podrá efectuarse con el sistema de soldadura hiperbárica en el fondo marino con el equipo especial de trabajo.

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CHALAN

BARCAZA

ALINEAMIENTO DE LINEA REGULAR CON CURVA DE

EXPANSION Y EMPATE FINAL

CURVA DE EXPANSION

LINEA REGULAR

PLATAFORMA

BARCAZA EN OPERACIONES PARA EMPATE EN SUPERFICIE DE CURVA DE

EXPANSION Y LINEA REGULAR


INSPECCIÓN FINAL DE CAMPO

La inspección final de la tubería deberá proporcionar la siguiente información: dibujo detallado de la posición de la tubería; espesor del suelo que cubre la tubería; descripción de las condiciones en las que descansa la tubería sobre el suelo marino; verificación de las condiciones del lastre de concreto de la tubería en el fondo marino; descripción de localización de escombros, restos de naufragio u otros objetos cercanos a la tubería que pudieran afectar al sistema de protección catódica de la tubería.

La prueba hidrostática requerida antes de que entre la tubería en operación se realizará en forma similar a la de una tubería subterránea de acuerdo a:

Presión de prueba

Siendo:

R = Resistencia mínima a la cedencia x ED = diámetro exteriort = espesor de pared (pg)

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BARCAZA EN OPERACIONES DE BAJADO DE LA LINEA REGULAR Y CURVA DE

EXPANSION A SU POSICION DEFINITIVA

LINEA REGULAR EN EL

FONDO MARINO

CURVA DE EXPANSIONEN SU ABRAZADERA

BARCAZA

PLATAFORMA

PESCANTES


ENTERRADO DE LA TUBERÍA

La tubería debe enterrarse para protegerla de huracanes, barcos, barcazas, remolcadores, golpes de anclas y cualquier fenómeno que pueda suceder en el fondo del mar. Se emplean dragas de chorro y succión para cortar una trinchera debajo de la tubería, después que ha sido tendida.

Después de la prueba hidrostática y antes de la limpieza interior, se posiciona sobre la línea regular la embarcación equipada con el arado para iniciar el entierro en la zona de transición. La operación combinará el efecto de corte con el chorro de agua a alta presión (1000 lb/pg2 y 5400 HP) con el efecto de succión dado por la salida del aire comprimido; esta maniobra corta la zanja y la limpia desalojando el lodo marino de abajo de la tubería. La unidad de chorrosucción es operada mediante un patín montado sobre la tubería y remolcada por un cable que corre bajo la proa de la barcaza.

Si se cruza con alguna línea existente, deberá disminuirse la velocidad, al llegar al cruce se levanta el arado, se pasa al otro lado y se continúan los trabajos señalando el lugar con una boya. La separación mínima entre dos tuberías que se cruzan es de 1m, y se deben colocar protectores (sacos de arena-cemento 80-20), o material prefabricado (colchacreto) evitando golpear las tuberías.

DRAGADO PARA LÍNEA REGULAR.

El dragado para alojar la línea regular se debe realizar de acuerdo a la secuencia de actividades y los equipos a utilizar, especificando la profundidad de corte en cada paso. El esfuerzo longitudinal no debe exceder el 72% del esfuerzo de fluencia mínimo especificado de la tubería.

Antes del inicio de los trabajos de dragado, los equipos deben ser probados y calibrados conforme al diámetro de la tubería, al tipo de terreno y a la profundidad del área.

Para el posicionamiento de la embarcación durante el dragado, se debe utilizar el equipo de posicionamiento GPS (Sistema de Posicionamiento Global).

Con personal y equipo de buceo se deben llevar a cabo las inspecciones de la zanja para corroborar que se cumplen con las dimensiones de las coberturas de cada paso. El intervalo de estas inspecciones, debe considerar el funcionamiento del equipo, las condiciones climatológicas y los resultados obtenidos, debiendo ser como máximo cada cuatro horas.

Se deben establecer los puntos de inspección para corroborar las profundidades y uniformidad de la zanja, realizando la inspección en el arado y 3 tramos atrás cuando la tubería esté llena de agua y 5 tramos atrás del mismo, cuando la tubería este vacía, confirmando la profundidad de la zanja, profundidad del lomo del tubo y del lecho natural, remoción del material bajo la tubería, daños en el lastre o en el recubrimiento anticorrosivo y llevar el registro correspondiente, conforme se señala.

En caso de existir cruzamientos con líneas existentes o disparos submarinos, estos se deben evitar y tomar en cuenta para efectuar las transiciones correspondientes. El perfil de la tubería dentro de la zanja debe ser constante o uniforme (sin valles o crestas) así como también, la pendiente en la zona de transición, para que los esfuerzos no excedan los limites indicados.

La tubería debe quedar, dentro de la zanja, con espacio de un metro como mínimo entre el lomo superior del tubo y el lecho marino.

La cobertura en aproximaciones a la costa debe establecerse considerando los estudios geofísicos, geotécnicos y de estabilidad hidrodinámica, la cual no debe ser menor a 4 m al arribo en playa a partir de tirantes de agua menores a 10 m de profundidad. La transición entre las coberturas de 1 a 4 m debe de efectuarse de acuerdo a las características propias de la tubería. Lo anterior, aplica

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únicamente para suelos blandos y semicompactados, y arribos a la línea de playa a través de canal de lanzamiento.

El dragado para alojar la línea regular se debe realizar posterior al tendido y antes de efectuar la prueba hidrostática.

Acolchonamiento de cruces de líneas y disparos submarinos

El acolchonamiento de cruces de ductos y disparos submarinos deben ser realizados mediante la colocación de costales, sacos de arena cemento, colchacretos, bolsacretos, matrices prefabricadas, formando un colchón que los aísle de cualquier contacto metálico que pueda inducir el proceso de corrosión de la tubería y/o accesorios del ducto submarino.

Antes de iniciar el acolchonamiento se debe verificar que los equipos a utilizar estén en posición y en condiciones de operación.

La separación mínima entre las dos tuberías debe ser de 1.0 m, con una distribución uniforme de la carga sobre la tubería existente y el lecho marino; la configuración final de las tuberías, bajo ninguna circunstancia deben exceder un esfuerzo longitudinal mayor al 18% del esfuerzo de fluencia mínimo especificado de la tubería.

El dragado del área del cruce, se debe realizar con chiflón de mano hasta descubrir estratos firmes. La tubería superior deberá ser estrobada y suspendida a través de los pescantes de la barcaza equipados con dinamómetros y profundímetros que sirven de apoyo para dar la curvatura deseada.

Se debe llevar un registro de todos los acontecimientos que se realizan del acolchonamiento, incluyendo al equipo y personal que intervenga, para tener constancia documental de esta actividad.

En caso de que la tubería existente a cruzar cuente con evaluaciones del estado que guarda el material, por medio de corrida de diablos instrumentados, y este sea aceptable, se puede dragar dicha tubería a una profundidad mayor y realizar el acolchonamiento en el cruce de tal forma que el lomo de la tubería nueva quede enterrada a 1 m ó en su caso, sobre el lecho marino, ver figura.

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ESTACIONES DE COMPRESIÓN

Una vez determinado el número de estaciones de compresión requeridas para un sistema de transporte, el siguiente paso será seleccionar el tipo de compresoras a utilizar y las unidades por estación. En la actualidad, y debido a los grandes volúmenes de gas, lo que más se utiliza son turbinas que pueden ser accionadas por motores eléctricos, motores de combustión interna (diesel, turbosina, gas natural); en nuestro caso, si se dispone de gas natural es recomendable su utilización como combustible.

Teoría de operación de una turbina

La turbina es una máquina en la que la energía calorífica es generada y convertida en energía mecánica por la aplicación de ciertos procesos termodinámicos para que tenga lugar un ciclo de eventos comúnmente referidos a un ciclo simple de “Brayton”. Los eventos del ciclo comprenden los procesos siguientes:

1. Compresión: inicialmente es comprimido el aire atmosférico2. Combustión: el combustible es agregado al aire comprimido y encendido3. Expansión: Los gases de combustión se expanden a través de un conducto4. Escape: los gases de combustión son descargados a la atmósfera

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Turbina a gas.- Es una máquina térmica cuya función es convertir la energía térmica procedente de la combustión en este caso - gas natural-, en energía mecánica para transmitirle potencia a cualquier equipo mecánico, compresora o bomba.

Las partes principales de una turbina son: generador de gas y turbina de potencia. El generador de gas consta de las partes siguientes:

• Ducto de admisión de aire• Motor de arranque• Compresor axial• Cámara de combustión• Difusor• Turbina del generador de gases

Ducto de admisión de aire.- Canalizar el aire filtrado de la atmósfera hasta la entrada a la turbina.

Motor de arranque.- Motor externo que se utiliza para vencer la inercia de giro y acelerar la turbina. En este caso se utiliza una turbina de arranque movida con flujo de gas combustible.

Compresor axial.- Es el compartimiento donde se realiza la compresión del aire filtrado en la cámara de admisión de aire y lo descarga a la cámara de combustión para que tenga lugar la combustión de la mezcla aire-combustible, para enfriamiento de los alabes y paredes de la turbina y para sellado. Como resultado de la combustión se genera una gran cantidad de gases a altas temperaturas y velocidades y se dirigen al difusor.

Difusor.- Es donde la energía de velocidad de los gases calientes es convertida en energía de presión y dirigida a los alabes de la turbina del generador de gases.

Turbina del generador de gases o turbina de alta presión.- Los gases calientes a alta temperatura y presione, se dirigen hacia el primer y segundo rotores de la turbina del generador de gases. La presión y temperatura de los gases disminuyen como resultado de la expansión a través de los rotores de la turbina. Aquí, la energía térmica del gas es convertida en energía mecánica para mover el compresor axial y mantener el ciclo de energía.

Turbina de potencia.- Los gases que salen de la turbina del generador de gases a menor temperatura y presión, se dirigen a la turbina de potencia donde la energía remanente del gas es convertida en energía mecánica y potencia para mover el incrementador de velocidad, los compresores y el generador eléctrico.

Ductos de salida de gases.- Los gases que salen de la turbina de potencia son dirigidos a la atmósfera a través del colector de salida de gases calientes.

Caja principal de velocidad.- Es un equipo cuya función es incrementar la velocidad de salida de la turbina de potencia hacia los compresores por medio de una relación de engranes tipo helicoidal, para dar en su salida una velocidad mayor a la entrada. Una caja auxiliar de velocidad tiene un reductor de velocidad que por medio de una relación de engranes entrega una velocidad de salida menor a la de entrada.

Compresor centrífugo.- Maquina dinámica cuya función es incrementar la energía del gas mediante uno o varios impulsores y difusores, convirtiendo la energía de velocidad del gas en energía de presión, con potencia para enviarlo a su centro de aprovechamiento.

Motogenerador eléctrico.- Es una unidad dinámica cuya función es convertir la energía mecánica en energía eléctrica para servicio a los equipos de la plataforma.

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Gas de proceso.- Es el gas procedente de la batería de separación acondicionado (libre de líquidos y dulce) para su manejo por los compresores para su envío hacia los centros de procesamiento (complejos petroquímicos).

Gas de sellos.- Es el flujo de gas combustible que se inyecta a los compresores entre el gas de proceso y el aceite lubricante, con la finalidad de evitar que el gas de proceso contamine el aceite.

Gas combustible.- Es el gas procedente de las plantas endulzadoras libre de sulfhídrico (HS2) y de bióxido de carbono (Co2) y utilizado como combustible en los motores de los equipos que integran el complejo.

Aceite lubricante- Es el aceite inyectado en las chumaceras para lubricación y enfriamiento.

Aceite de sellos.- Es el aceite inyectado al compresor entre el aceite lubricante y el gas de sellos para evitar contaminación del aceite lubricante.

Surge.- Es una condición inestable del compresor caracterizada por pulsaciones de flujo y presión del gas a través de este, lo que ocasiona desplazamientos axiales en uno y otro sentido del rotor del compresor y puede llegar a causar daños en sus partes internas. Esto se controla por medio de válvulas de sangrado instaladas en el sistema de gas de proceso cuyo objetivo es contrarrestar el fenómeno de surge (oleaje), haciendo recircular el gas de proceso manejado por el compresor.

Datos Técnicos de una turbina

El cilindro del combustor forma parte de la cámara de salida de la máquina, está conectado a la brida de soporte de la chumacera del productor de gases y al frente de la brida del difusor de salida de la turbina. Los inyectores están montados alrededor de la cámara de combustión y sobresalen a través del cilindro de ensamble de la cámara de combustión alineada con el flujo anular.

Las boquillas contenidas en el cilindro enfriado por aire, están en cantiliver frente a la brida del combustor. Los baleros del rotor del productor de gases están soportados por el acoplamiento de la chumacera conectada en la brida frontal del combustor, extendiéndose hasta el interior de la manga del combustor.

Acoplamiento de la turbina de potencia

Consta del rotor de la turbina de una etapa, caja de chumaceras de la turbina, difusor de salida de la turbina y colector de salida. El extremo frontal de la caja de chumaceras de la turbina de potencia, soporta el mecanismo del rotor, conectado al acoplamiento de la flecha principal. El difusor de salida de la turbina construido en un cilindro externo e interno unido por un ocho radial aerodinámico está conectado a la brida frontal del combustor. La salida del colector esta aislada con una cámara de acero inoxidable y conectada a la brida de la salida del difusor.

En contraste con la operación cíclica de un motor reciprocante de combustión interna el proceso termodinámico tiene lugar en un motor de turbina y es continuo, de manera que hay un flujo continuo de aire comprimido desde la sección del compresor, una combustión continua dentro de la cámara de combustión, y una potencia de salida continua de la turbina.

El aire es drenado dentro de la sección del compresor a través del rotor, inicialmente por la potencia derivada del rotor del compresor por los motores de arranque y más adelante por la potencia producida en la sección de la turbina cuando inicia la combustión. El aire comprimido pasa a través del difusor en donde parte de su energía cinética es convertida en energía de presión dentro de la cámara de combustión, en donde el combustible, gas o líquido, es inyectado en la masa de aire presurizado.

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Durante el ciclo de arranque de la máquina, se produce una flama por una chispa dentro de la cámara de combustión alimentada por una línea de combustible. La flama enciende la mezcla que entra en la cámara de combustión y el encendido se mantiene hasta que haya un flujo adecuado de aire presurizado y combustible, entonces la flama se apaga. Los gases de expansión pasan a través de la sección de la turbina manejando ambos, tanto del productor de gases como de los rotores de la turbina de potencia. Una vez que el productor de gases y la turbina de potencia son mecánicamente independientes uno del otro, la etapa dos del productor de gases de la turbina es aprovechada para manejar el motor del compresor y los accesorios.

El rotor libre de la primera etapa de la turbina de potencia, absorbe la energía remanente de los gases de escape del productor de gases en el acoplamiento principal, de manera que proporciona energía al equipo móvil a través de la flecha. En una configuración de motor de dos flechas, la velocidad del productor de gases está directamente relacionada con el nivel de la turbina de potencia, por esta razón la velocidad de la turbina esta controlada electrónicamente para proporcionar un ajuste por nivel de potencia.

Por otro lado, la velocidad de la turbina de potencia es dependiente únicamente de la carga, cuenta con dispositivos de protección por sobre velocidad para el caso de que la carga sea variada súbitamente. Durante la operación normal la carga del equipo en movimiento determinará la mejor eficiencia de velocidad de la turbina de potencia para requerimiento de la misma potencia.

Sistema de control de la turbina

El sistema de control electrónico está desarrollado para el control de la turbina y los compresores, efectuando las funciones siguientes:

a. Control de gas combustible para arranque y paro del generador de gasesb. Control de secuencia de las funciones durante el arranque, paro y formas de giro del generador

de gases. c. Secuencias y monitoreo de la operación de los equipos auxiliares asociados con la turbina y

compresores.d. Dispositivos de seguridad para protección de la unidad, situación de alerta, alarma y paro de la

unidad, indicando las causas.

Tablero de control principal

El tablero de control está ubicado en el cuarto de control, contiene la lógica y funciones requeridas para la secuencia de arranque y paro de la unidad, así como registradores, anunciadores, switch selector, lámparas del tablero, panel mímico de la unidad, horómetro, contador de arranques, etc.Indicadores

Temperatura de descarga de la unidad Temperatura inter etapas de le turbina de potencia Velocidad del generador de gases Velocidad de la turbina de potencia Posicionador de velocidad de la turbina de potencia Vibración el las partes del equipo Posicionador de sistema anti surge, tomado de salida a la válvula para cada “loop” Posición axial del mecanismo transmisor de potencia Registradores Posicionador del controlador de proceso que indica en que etapa de la secuencia se encuentra

la turbina.

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Flecha

TURBINA A GAS (PARTES PRINCIPALES)

Flujo de aire

Aire de entrada

Compresor axial

Cámara de combustión

Combustible

Generador de gasesTurbina de potencia

Salida de gas de la turbina de potencia

Trabajo útil

Enfriamiento interno de los alabes de la

turbina

Medición de velocidad

Detector de Flama

Medición deTemperaturaInter-etapa

Medición de VelocidadTurbina de potencia

Interfase del proceso

Control del proceso

Control electrónico de combustible de

la turbina

FLECHACAMARA DE

COMBUSTION

COMPRESORDEL

GENERADORDE GASES

TURBINA DE POTENCIA

Entrada de combustible a la válvula principal

SISTEMA DE CONTROL DEL GENERADOR DE GASES Y TURBINA DE POTENCIA

GENERADOR DE GASES

Combustible

Mando de rampa de subida

Mando de rampa de bajada

Valores deseados de velocidad y temperatura

Presión de succión

Presión de descarga


COMPRESOR DE GAS

El compresor centrífugo en el paquete del compresor, está diseñado para una relación de eficiencia de baja presión - servicio de alimentación de gas natural. Para operar con diversas relaciones de presión y pueden derivar gas en los rangos de flujo que se muestran en la tabla 1.1. Estas relaciones dependen de la selección y número de etapas internas, de una a seis etapas pueden instalarse en el compresor dependiendo del modelo. Cada etapa consta de un estator y un impulsor. Pueden modificarse las etapas para diferentes relaciones de presión y rangos de flujo dentro de las capacidades del compresor, por medio de lo siguiente:

Cambio del número de etapas agregando o quitando ruedas Cambio de etapas completas reemplazando una por otra de diferente configuración

Recurrir a la Tabla 1.1 lista general de especificaciones de los compresores.

Clasificación de diferentes tipos de compresores para transporte de gas.

Los equipos utilizados en las plantas de proceso del petróleo, necesitan ser controlados de la manera más efectiva para asegurar un máximo rendimiento para lograr los objetivos de los diseños y que en la mayoría de los casos se traducen en seguridad, producción, economía y calidad. Específicamente en el manejo de los grandes volúmenes de producción de gas natural, el equipo de compresión juega una importante función, siempre y cuando el compresor sea el adecuado para manejar el fluido a comprimir a la presión y temperatura de trabajo; debe ser de fácil instalación y su costo de operación y mantenimiento el más bajo posible. Compresor.- Es el equipo utilizado para aumentar la presión de un gas o una mezcla de gases (llevándolo de una condición inicial a la entrada a una condición final a la salida), ya sea para fines de transporte, por condiciones de un proceso, almacenamiento, etc.. El American Petroleum Institute considera como compresores a aquellos que dan una presión mayor o igual a 5 psi, denominando ventiladores o sopladores a los equipos que manejan presiones menores.

los compresores se clasifican en dos tipos: dinámicos y de desplazamiento positivo. Los dinámicos incluyen centrífugos de flujo radial y axial. Los tipo de desplazamiento son de dos categorías básicas: reciprocantes y rotatorios. El compresor reciprocante tiene uno o más cilindros en los cuales hay un pistón o émbolo de movimiento alternativo, que desplaza un volumen positivo en cada carrera. Los rotatorios incluyen los tipos de lóbulos, espiral, aspas o paletas y pistón líquido. A continuación se presenta un cuadro sinóptico con la clasificación de compresores:

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Compresores

Desplazamiento positivoDinámicos

Centrífugos Axiales

Reciprocantes Rotatorios

Lubricado No lubricado Aspas deslizables De lóbulos


I.- Compresores dinámicos.- La compresión del gas en cualquier compresor dinámico depende de la transferencia de energía, de un juego de aletas rotatorias, al gas. El rotor efectúa esta transferencia de energía, cambiando el momento y la presión del gas; el momento, relacionado con la energía cinética se convierte entonces en energía de presión utilizable. Compresores centrífugos.- Se denominan centrífugos cuando el flujo de gas es radial y la transferencia de energía se debe principalmente al cambio de las fuerzas centrífugas que actúan en el gas. disponen de un impulsor de aletas radiales, las cuales giran a gran velocidad forzando; por acción mecánica, el gas hacia el impulsor y dicha velocidad del gas se Convierte en presión.

.a. Compresores rotatorios.- En los cuales un elemento rotatorio desplaza un volumen fijo con

cada revolución de la pieza móvil principal. El gas confinado en esta área converge a la válvula de descarga.

.

Características generales de diferentes tipos de compresores Los compresores dinámicos o de flujo continuo, pueden entregar un volumen variable de gas para una velocidad constante pero con diferente carga. Los compresores de desplazamiento positivo, proporcionan una cantidad de gas por cada carrera del pistón o revolución de la pieza móvil. Por lo general, el rango de los compresores varía de 950 – 1200 p3/min.; para los reciprocantes y de 1000 p3/min. (como mínimo) para los compresores centrífugos. Aunque cada uno de los tipos de compresores de desplazamiento positivo difiere en algunos aspectos, estos se agrupan en una solo clase para poder compararlos con los compresores de tipo dinámico. Se deduce que los compresores centrífugos son máquinas esencialmente de presión constante y capacidad variable.

SELECCIÓN DE EQUIPO DE COMPRESIÓN Los aspectos más importantes que debemos considerar para la selección del equipo son:

1. Características físicas del gas a comprimir.2. Capacidad requerida.3. Potencia requerida.4. Tipo de mecanismo de compresión.5. Condiciones de entrada y descarga final del gas.

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1. Se determinan las características del gas a comprimir. Para una mezcla de gases se

determinan por medio de un análisis de la composición de dicha mezcla. Para gases de un solo componente, existen tablas técnicas para obtener las constantes físicas, la cuales son:

1. Densidad y peso molecular2. Constante K (coeficiente adiabático) (cp/cv).3. Factor de compresibilidad.4. Presión y temperatura seudo crítica.5. Presión y temperatura seudo reducida.

2. Conocer la razón total de compresión esta es la razón de la presión de succión inicial absoluta y la presión final de descarga absoluta, este valor nos dará una idea para decidir si el compresor será de una o más etapas de compresión. y determinar la presión y temperatura de succión y descarga para cada etapa.

3. Conocer la capacidad requerida (p3/min.), que será la que manejará el compresor a condiciones de succión y descarga para cada etapa; se realizarán las correcciones pertinentes de temperatura, presión y compresibilidad.

4. Conocer la potencia necesaria para que el compresor trabaje adecuadamente a su capacidad real de cada etapa. La potencia total requerida por el compresor; que es la suma de potencias por cada etapa, determinará su tamaño, así como el equipo que la proporcionará.

5. Determinar el tipo y tamaño del mecanismo de compresión.

6. Conocer las condiciones iniciales de succión y finales de entrega del gas a comprimir.

En el equipo de compresión, habremos de seleccionar el que más se apegue a nuestras necesidades, de entre la gran variedad de equipos que ofrecen las industrias. Para la selección se debe considerar:

Características físicas del gas a comprimir:

o Para un solo componenteo Para una mezcla

Capacidad requerida

Potencia requerida

Tipo de mecanismo de compresión

Condiciones de entrada y descarga final del gas

o se deberá conocer la presión de succión final y la presión de descarga final para saber si serán una o más etapas de compresión

o se deberá conocer la potencia y capacidad a la que trabajará el compresoro se determinará el tipo y tamaño del mecanismo de compresión

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ESTACIONES DE BOMBEO

Las bombas no funcionan en forma individual en los ductos, lo hacen en sistemas acoplados en similitud con circuitos eléctricos, en serie o en paralelo. Estos sistemas integran estaciones de bombeo que se construyen en el origen de un ducto, o en una interconexión que conduzca grupos de líneas de recolección, o en localidades a lo largo del ducto que requieran de rebombeo para recuperación de la presión de empuje. Están diseñadas con equipo de control central, de manera que un operador puede accionar desde un centro de control todo el equipo en forma remota: válvulas de succión y descarga de la estación, válvulas de entrada y salida de filtros, operación de las bombas y equipos auxiliares y todo el equipo susceptible de operar en forma automática. Operación de la estación.

Antes de poner en operación una bomba es necesario comprobar que la carcaza de la bomba y los cabezales de succión y descarga estén empacados con el líquido a transportar, para impedir el entrampamiento de aire, y evitar que el equipo trabaje en vacío, lo que puede ocasionar daños mecánicos. Verificar los niveles de aceite de lubricación, circular el agua de enfriamiento, circular el aceite de sellos de la bomba, verificar los instrumentos, etc. En bombas centrífugas al arranque cerrar un 90% la descarga y la apertura total de la succión, después del arranque se abre gradualmente hasta su totalidad la descarga, vigilando la temperatura, las presiones y la circulación del producto, purgando el aire que pueda contener.

Los cabezales de descarga, deben estar protegidos con válvulas de relevo para desalojar el excedente y evitar que se sobrepase la presión de diseño de la tubería, en caso de falla de los dispositivos de disparo de las válvulas (10% sobre la presión máxima de operación). En estaciones intermedias (rebombeo), o terminales de recibo deben existir válvulas de relevo en la succión, para desalojar el excedente y evitar represionamiento de la línea en caso de cierre de válvulas o paro. Los cabezales de succión y descarga deben estar interconectados a través de un sistema relevador de presión que permita el paso del producto.

En estaciones intermedias, o terminales de recibo deben existir válvulas de relevo en la succión, para desalojar el excedente y evitar represionamiento de la línea en caso de cierre de válvulas o paro. Cuando las estaciones se ubican en un terreno con perfil ascendente deben contar con válvulas check para evitar el regreso del producto en caso de paro y la presencia de una alta columna hidrostática por encima de la presión máxima de operación

Efecto de la presión de vapor en los líquidos

Los líquidos tienen una presión de vapor específica que debe considerarse cuando se calcula un sistema de bombeo. La reducción de la presión en la succión de una bomba más abajo de la presión de vapor del líquido, puede causar vaporización o formación de vapor del líquido. Puesto que una bomba para líquidos de diseño ordinario no puede bombear únicamente vapor, el flujo del líquido a la bomba se interrumpe y se dice que la unidad se encuentra “en vapor”. El método para evitar esta condición es dar suficiente columna a la succión de la bomba para que la presión de succión sea mayor que la presión de vapor del líquido.

Ejemplo: durante el flujo de un líquido a través de una restricción de un tubo, surge el aumento de la velocidad y la caída de presión. Si la presión absoluta alcanza un valor igual a la presión de vapor saturado de este líquido a una temperatura dada, en este lugar comienza la formación intensa de vapor y el desprendimiento de gases, es decir, la ebullición local del líquido. En la parte donde el flujo se ensancha, la velocidad disminuye, pero la presión aumenta y la ebullición cesa, el vapor desprendido se condensa.

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Esta ebullición del líquido, condicionada por la caída de presión en el flujo con la subsiguiente condensación de los vapores en los lugares de presión elevada, se denomina cavitación y puede ocasionar serios problemas en las partes mecánicas.

EQUIPO DINÁMICO DE UNA ESTACIÓN DE BOMBEO Criterios para seleccionar una bomba de proceso y el equipo motriz; se selecciona la bomba de proceso con los siguientes apoyos: El proveedor del equipo esta certificado por el usuario y otros de la Industria

o Cumple los procedimientos.o Es 100 % confiable.o Garantiza la asesoría técnica y apoyo de ingeniería.o Garantiza el cumplimiento del refaccionamiento requerido.o Cumple con la Norma API – 610 (bombas centrífugas).

Para nuestros diseños, lo más actual es seleccionar una bomba de carcaza bipartida marca United Centrifugal Pump con las siguientes características:Determinación del Diámetro de los cabezales en las Estaciones de Bombeo. Para determinar el diámetro de la tubería que conducirá los hidrocarburos líquidos del proyecto, nos basaremos en las formulas ya definidas, en las cuales se establece un rango de velocidades del fluido dentro de la tubería, que es de 2 a 4 ft/s para las líneas de bombeo, de lo contrario se producirían fuertes ruidos y altas vibraciones en las líneas y sus complementos (bases, soportes, estructuras, etc.)

Con:

En la que:

Q = Gasto BPH. V = Velocidades ft/s de las estaciones. d = Diámetro pg.

Otra forma de obtención del diámetro, es utilizando la ecuación de continuidad.

De la ecuación de continuidad despejamos el área y del área se despeja el diámetro.

CARACTERISTICAS DE LAS BOMBAS

Las bombas cumplen con la función de adicionar energía a un fluido para que este tenga el desplazamiento necesario y transportar el fluido de un nivel mas bajo a otro mas alto, o de un medio de baja presión a otro de mayor presión. A las bombas las podemos clasificar de la siguiente manera:

Bombas centrifugas Bombas reciprocantes

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Bombas rotatorias

Dentro de este grupo de bombas cada una tiene una aplicación para cada tipo de fluido a manejar; así, tenemos que si necesitamos manejar poco gasto y altas presiones la bomba mas adecuada es la del tipo reciprocante; por el contrario. si se desean manejar grandes volúmenes con presiones bajas y medias, una bomba de tipo centrifugo es mas conveniente; para fluidos altamente viscosos se puede utilizar una bomba del tipo rotatorio.

Una bomba centrifuga es una maquina con un conjunto de alabes rotatorias encerradas dentro de una cubierta o “coraza". Estas alabes son los encargados de impartir fuerza al fluido, debido a la fuerza centrifuga que se ejerce.

TIPOS DE BOMBAS CENTRÍFUGAS

Las bombas centrífugas pueden ser clasificadas por:

Tipo de cubierta.- Puede ser en forma de voluta o espiral; de cubierta circular de sección transversal constante concéntrica con el impulsor o equipada con un difusor.

Posición de la flecha.- Normalmente con la flecha en posición horizontal; colocada en forma vertical instalada en un pozo; o colocada en forma vertical sumergida en el pozo.

Succión.- Puede ser de succión simple con uno o más impulsores; o doble succión con uno o más impulsores dobles.

Una bomba centrifuga consta de dos partes principales:

1. Un elemento giratorio.2. Un elemento estacionario, compuesto por una cubierta, estoperos y chumaceras

La bomba esta constituida de dos partes principales, “rotor” y “carcaza” como lo muestra la fig. El fluido entra en forma axial a través del eje de la carcaza, los alabes del rotor la obligan a tomar un movimiento tangencial y radial hacia el exterior del rotor donde es recogido por la carcaza que hace de difusor, entonces, el fluido aumenta su velocidad y presión cuando pasa a través del rotor. Por su parte, la carcaza o voluta desacelera el flujo y aumenta más la presión.

Normalmente los alabes del rotor están curvados hacia atrás, los hay también radiales y curvados hacia adelante, con lo cual cambia ligeramente la presión a la salida de la bomba. Los alabes pueden ser abiertos o separados de la parte central de la carcaza solo por una pequeña holgura, o cerrados, esto es, protegidos de la carcaza a ambos lados por un disco. El difusor puede no tener alabes o contar con ellos en forma fija, para ayudar al fluido a salir de la bomba.

Atendiendo a su construcción, estas bombas se pueden clasificar de la siguiente manera:

Bombas de tipo voluta. En este tipo, el impulsor descarga el liquido en una carcaza en forma de espiral, también se les conoce como bombas de “caracol”, en esta, la energía de velocidad se convierte en presión. Las bombas de voluta simple son más económicas al producir energía debido a sus áreas abiertas alrededor del impulsor. Cuando una bomba de voluta simple opera a capacidades fuera de diseño, la presión no será uniforme, produciéndose un desgaste radial causado por sus elementos en contacto directo y en ocasiones fracturas o grietas. La sección radial esta en función de la altura total de elevación y del ancho del diámetro del impulsor.

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Una bomba de etapa simple sólo requiere de un impulsorNúmero de etapas

Etapa múltiple cuando tiene dos o más impulsores actuando en serie


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Una bomba de gran altura de elevación con un impulsor grande, tendrá una fuerza de reacción radial mucho mayor a capacidades parciales que una bomba con poca altura y un impulsor pequeño. Las bombas de voluta doble se introdujeron para eliminar estos problemas, el diseño son dos pasos separados 180° que adecuan la presión desbalanceada alrededor del impulsor.

Carcaza.- La función de la carcaza es convertir la energía de velocidad impartida al líquido por el impulsor en energía de presión, mediante la reducción de la velocidad por un aumento gradual del área

Simple

Según la manera de efectuar la conversión de energía

Voluta difusor Doble

De una pieza Por un plano horizontalSegún la construcción Por un plano vertical

Partida Por un plano inclinadoSimple Lateral

Según sus características de succión

Doble succión por un extremo

Superior Inferior

Según el número de pasos De un pasoDe varios pasos

Las bombas centrifugas pueden tener: impulsores de flujo radial, de flujo axial, o de flujo mixto que combinan los dos anteriores.

En los impulsores de doble succión. la velocidad se reduce a la entrada del "ojo" del mismo impulsor, permitiendo un mejor desarrollo en la succión. El diseño mecánico de las cubiertas origina la clasificación adicional de las bombas de seccionamiento axial o radial y el eje de rotación determina si la bomba es de flecha horizontal, de flecha vertical o de flecha inclinada (ocasionalmente). a estas se les llama unidades horizontales o verticales.

Las bombas centrifugas horizontales se clasifican de acuerdo con la colocación de la ''boquilla de succión'':

1. Succión en el extremo. 2. Succión lateral.3. Succión de fondo.4. Succión superior.

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DESCRIPCION DE BOMBA CENTRIFUGA

Bridas de succión y descarga

Las boquilla de descarga de las bombas horizontales de un solo paso de sección, generalmente están en una posición vertical. Como se representa en la figura; sin embargo, se pueden obtener otras posiciones de la boquilla como horizontal superior, horizontal inferior, o descarga vertical de fondo.

Todas las bombas de doble succión con cubierta dividida axialmente, tienen una boquilla lateral y una de succión, ya sea lateral o de fondo; entonces si la boquilla de succión se coloca en el lado de la cubierta de la bomba con su línea en el centro axial en ángulo recto con la línea de centro vertical se clasifica como de succión lateral. Si la boquilla de succión apunta verticalmente hacia abajo la bomba se nombra de succión en el fondo.

MOVIMIENTO ROTACIONAL DE LA BOMBA.

La localización de las boquillas tanto de succión como de descarga se ven afectadas por la rotación de la bomba. Según las normas del Instituto de Hidráulica, la rotación se define como en el sentido de las manecillas del reloj o contrario a él viendo hacia el extremo, para movimiento de una bomba horizontal o viendo hacia abajo en una bomba vertical.

Sellos mecánicos.

La función de los sellos mecánicos tiene variaciones de acuerdo a las condiciones de operación , si la bomba trabaja a una elevación de succión, y si la presión en el interior del sello mecánico es inferior a la atmosférica, entonces la función de este mismo será la de evitar que entre aire a la bomba; por el contrario, si la presión de la bomba es superior a la atmosférica. entonces los sellos mecánicos evitan el escurrimiento de líquido fuera de la bomba.

Para las bombas de servicio general un sello mecánico tiene la forma de cilindro hueco que aloja varios anillos de empaquetadura alrededor de la flecha o del mango de la flecha. Por su parte, la empaquetadura se encuentra comprimida para dar el ajuste deseado a la flecha o mango por medio de un cuello o casquillo, que puede ajustarse en dirección axial. El extremo inferior del estopero puede estar formado por la propia cubierta de la bomba. Un buje de garganta o un anillo de base, como se muestra en las figuras

Chumaceras

Se encargan de soportar al impulsor y permitirle girar libremente, dependiendo del tamaño y diseño de la bomba, las chumaceras se clasifican en:

o Cojinetes de roles o rodillos.o Chumaceras de manguito, estas se construyen de metal babbit, o bronceo Chumaceras tipo Kinsbury para soportar el empuje axial.

Parámetros para la selección de la bomba- El tipo de bomba utilizar depende de:

o Rango de capacidad del líquido a ser movido. o Carga (HEAD) requeridao Presión neta en la succión.o Forma de curva de la carga (HEAD) o Velocidad de la bomba. o Características del líquido.

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o Construcción.

PARTES DE LOS SELLOS MECÁNICOS

El bombeo es la suma de energía cinética y potencial aplicada a un líquido con el propósito de moverlo de un punto a otro. Esta energía provoca que el líquido haga trabajo como fluir por una tubería o elevarse a un punto más alto.

Una bomba centrifuga transforma energía mecánica de un impulsor giratorio en energía cinética y potencial disponible. Aunque la fuerza centrifuga desarrollada depende tanto de la velocidad periférica del impulsor como de la densidad del fluido, la cantidad de energía impartida por kilogramo del fluido es independiente del fluido en si.

La carga hidráulica de la bomba o energía en quilográmetros por kilogramo, se expresa en metros. Sin tomar en cuenta los efectos de viscosidad, la altura de elevación generada por una bomba determinada a cierta velocidad y capacidad, permanecerá constante para todos los fluidos, por ello, es natural hablar de alturas de elevación en bombas centrifugas en términos de metros de líquidos, en Kg./cm2 y otras, dependiendo de las aplicaciones. Los parámetros para la selección de una bomba son: Altura de elevación

La altura de elevación o carga hidráulica denota la distancia a la superficie libre de una extensión de agua que descansa sobre una línea de referencia; como tal, esta representa energía o una habilidad pare hacer trabajo.

Carga (HEAD)

La carga estática total de un sistema es la diferencia de elevación entre el nivel del líquido de descarga y el nivel del líquido de succión .La carga estática de descarga es la diferencia de elevación entre el nivel del líquido de descarga y la línea de centro de la bomba y la carga estática de succión es la diferencia de elevación entre el nivel del líquido de succión y la línea de centro de la bomba.

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Carga por fricción

La carga de fricción es la carga equivalente expresada en metros de líquido bombeado necesario para vencer las pérdidas de fricción causadas por el flujo de líquido a través de la tubería, incluyendo todos los accesorios. Varía con la cantidad de flujo, el tamaño, tipo y condición de la tubería y accesorios; así como las características del líquido bombeado.

Carga neta de succión positiva (NPSH)

La presión en cualquier punto de la línea de succión deberá reducirse a la presión de vapor del líquido. La carga disponible medida en la abertura de succión de la bomba se ha llamado Carga Neta de Succión Positiva. Generalmente se indica por las iniciales NPSH. Tanto la carga de succión como la presión de vapor deberán expresarse en metros del líquido que se está manejando.

Una bomba operando con elevación de succión manejará una cierta capacidad máxima de agua fría, entonces la NPSH o cantidad de energía disponible en la boquilla de succión de esa bomba es la presión atmosférica menos la suma de elevación de succión y la presión de vapor de agua. Para manejar esta misma capacidad con cualquier otro liquido, se debe disponer de la misma cantidad de energía en la boquilla de succión.

Así, para un líquido en su punto de ebullición (es decir una presión equivalente a la presión de vapor correspondiente a su temperatura), esta energía tiene que existir completamente como una carga positiva. Si el líquido está debajo de su punto de ebullición, la carga de succión requerida se reduce a la diferencia entre la presión existente en el líquido y la presión de vapor a la temperatura correspondiente.

Es necesario distinguir entre NPSH disponible y la requerida. La primera es una característica del sistema en el que trabaja una bomba, que es función del diseño de la bomba, representa el margen mínimo requerido entre la carga de succión y la presión de vapor a una capacidad determinada.

Tanto la NPSH requerida como la disponible, varían con la capacidad. Con una cierta presión estática o diferencia de elevación en el lado de la succión de una bomba centrifuga la NPSH disponible se reduce con los aumentos de capacidad por las perdidas de fricción en la tubería de succión

La NPSH requerida es una función de las velocidades en los conductos de la succión de la bomba y en la entrada del impulsor, aumenta básicamente en relación directa al cuadrado de la capacidad. Los factores para la determinación de la carga neta de succión positiva (NPSH) son:

• Diámetro del “ojo" de succión. • Área de succión del impulsor. • Forma y número de los alabes del impulsor. • Área entre estos alabes. • Diámetro de la flecha y del cubo del impulsor. • Velocidad especifica del impulsor. • Forma de los conductos de succión.

Carga total (H).

La carga total "H" de una bomba centrifuga, es la energía impartida al líquido por la bomba, es decir, la diferencia entre la carga de descarga y la de succión. Como una elevación de succión es

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una carga de succión negativa la carga total es la suma de la carga de descarga y la elevación de succión

CARACTERÍSTICAS DE LOS LÍQUIDOS BOMBEADOS.Viscosidad.

Las pérdidas varían con la viscosidad del líquido de manera afectará a la carga (capacidad de salida). En las bombas centrifugas se aplican rutinariamente para trabajar con viscosidades por debajo de los 3 000 SSU, y se han aplicado con viscosidades arriba los 15 000 SSU. Estas bombas pueden manejar viscosidades más altas pero mas allá de estos limites hay un incremento en las perdidas.

Peso especifico

Cuando se bombean líquidos no viscosos las bombas pueden generar la misma carga (HEAD) sin ser afectada por el peso específico del líquido. Sin embargo, un cambio de peso especifico en el producto dará como resultado un cambio en la presión y la potencia absorbida variará.

Símbolos y definiciones

E eficiencia de la bombaG aceleración debida a la gravedadGPM flujo en galones por minutoH carga dinámica total (pies de líquido) - carga de descarga (±) carga de succiónhd carga en la descarga (pies de liquido) presión en la descarga + carga de velocidadhf carga de fricción (pies de liquido) - presión necesaria para vencer la resistencia al flujo en

tubería y conexioneshs carga en la succión (pies de liquido) - presión en la succión + carga de veloc.hsd carga estática en la descarga (pies de liquido) - distancia entre la línea de centros y el nivel

de la superficie libre del líquido bombeadohss carga estática en la succión (pies de liquido) - distancia entre el espejo de la fuente y la

línea de centros de la bombahv carga de velocidad (pies) -distancia vertical que un cuerpo tendría para adquirir la velocidad

Hvpa presión de vapor del líquido (pies de liquido)Q cantidad de flujoV velocidad de flujo (pies/seg.)

Potencia hidráulica.- Potencia teórica requerida para impartir energía al líquido

Potencia al freno.- La potencia hidráulica dividida entre la eficiencia de la bomba

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Volumen.- Es utilizado como capacidad y se expresa en galones por minuto GPM. Cuando se expresa la capacidad de bombeo en Lb/hora, el factor es:

GPM x 500 x Gravedad específica = lb /hora

H = (2.31 x psi )/ Sp. GrH = (1.134 x Pg de Hg) / Sp. Grhv = V²/ 2g = 0.155 V²V = GPM x 0.321/ A = GPM x 409 d²Ns = (N √GPM)/H¾V = (N x D) / 229

PASOS PARA LA SELECCION DE LA BOMBA

De la información en la hoja de datos, una bomba puede seleccionarse directamente del manual de construcción del fabricante. Se encuentran divididas en secciones, cada una en particular. Las gráficas de diseño muestran los rangos de capacidad y la carga (head) disponible. Las curvas de diseño individuales muestran la eficiencia y la carga neta en la succión. Los pasos a seguir son :

• Esquematizar la bomba y el sistema de tubería, incluyendo válvulas, cambios de elevación, longitudes y diámetros de tubería

Determinar la capacidad del sistema en galones por minuto GPM

• Establecer la presión disponible de la bomba (NPSHA) y la presión requerida para el sistema

Elaborar una gráfica de la carga estática total y las perdidas por fricción para diversas velocidades de flujo. Para una velocidad especifica, la carga (HEAD) al ser generado por la bomba o bombas, puede ser leída directamente de la curva de carga.

Curvas características de las bombas

El comportamiento de una bomba puede mostrarse gráficamente en una curvacaracterística que muestra la carga dinámica total, la potencia al freno, la eficiencia y la carga neta positiva en la succión, todas graficadas cubriendo la capacidad de carga de la bomba.

La Fig. muestra que la curva de carga para una bomba de flujo radial es relativamente plana y que la carga decrece gradualmente conforme se incrementa el flujo. Nótese que la potencia al freno se incrementa gradualmente sobre el rango de flujo normalmente hacia el punto de flujo máximo

Hacer un análisis de las características del líquido. Esto incluye una relación de características tales como peso específico, temperatura, presión de vapor, viscosidad y composición química.

• Escoger el tipo de bomba y el material.

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• Seleccionar el número de bombas. Esto puede ser pare aplicaciones sencillas o múltiples. Con aplicaciones múltiples será necesario decidir si las bombas operarán en serie o paralelo.

• Seleccionar la velocidad de la bomba deseada. Confirmar que las fallas en la velocidad especifica sin los límites apropiados para el tipo de bombas cambien. Confirmar que las fallas son en la velocidad especifica y están dentro de los estándares industriales.

•

• Seleccionar la bomba de los catálogos de construcción, confirmar que satisfagan los requerimientos de presión, potencia y temperatura. Cualquier requerimiento especial que se especifique.

• En realidad el proveedor – fabricante hace una selección aproximada de acuerdo al producto y condiciones de operación establecidas por el usuario.

Materiales de construcción de las bombas (aplica API – 610)

Las bombas centrifugas se fabrican de casi todos los metales comunes conocidos, o de sus aleaciones, así como el vidrio, porcelana y hasta materiales sintéticos. Algunas de las condiciones de servicio que afectan la selección de materiales son los siguientes:

1. Resistencia a la corrosión.

2. Temperatura de bombeo.

3. Presión de operación.

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4. Abrasividad de los sólidos en suspensión.

5. Carga hidráulica de paso.

6. Factor de carga y vida esperada.

7. Adaptabilidad del material por las propiedades estructurales particulares.

ADQUISICICIÓN DEL EQUIPO, EJEMPLO:

Dos pasos:

o Impulsores de 10 5/8” ø (o 11 ¾” ø, según requerimientos).

o Flujo bombeado 3850 GPM.

o Carga Dinámica Total (Head) 2700 pies de columna.

o Eficiencia de la bomba 0.81

o NPSH 85 pies.

o Velocidad 6360 RPM (80% de velocidad de la turbina de potencia), 7950 al 100%

o Operarán 3 bombas en paralelo y se tendrá una bomba en disponibilidad.

o Se anexan gráficas de operación y dibujo seccional de la bomba.

Para nuestro diseño, se seleccionó como unidad motriz, la turbina de gas Marca SOLAR Modelo Centauro T - 4002, con las siguientes características.

3800 BHP (Sin pérdidas). 15500 RPM (Velocidad de la turbina de potencia al 100 %) 17050 RPM (Velocidad del Generador de Gases al 100 % con un 10% incluido como

velocidad máxima de seguridad). Eficiencia térmica de 25 % Consumo promedio de combustible (Gas natural) 0.775 MMSPCD. Se anexa dibujo seccional de la turbina SOLAR T-4002 y condiciones nominales de

operación en condiciones ISO (sin pérdidas). NOTA:Debido a la selección del equipo motriz con una velocidad de 15500 RPM al 100% y se necesita una Bomba United Centrifugal Pump de dos pasos se necesita un reductor de velocidad con un factor de servicio de 2.0 (para servicio continuo), en una relación de velocidad de 1.95 al 100% la velocidad de la bomba y la turbina. Todas las válvulas instaladas en una estación de bombeo son bridas que soportan 600 lbs. ASA En las bridas de succión y descarga una presión máxima es de 900 lbs. ASA.

Símbolos y abreviaturas

Hp caballos de potencia a la salida de la flechaHp / d potencia de salida de la flecha al nivel del mar (donde d = 1)LHV Valor del calentamiento más bajo del combustible (Btu / lb )

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Ngp Velocidad del rotor del productor de gases de la turbina (100% Ngp = 15 500 RPM)Npt Velocidad del rotor de la turbina de potencia (100 % Npt = 15 500 RPM)Npt OptVelocidad óptima de la turbina de potenciaPa presión del aire ambiente (lb/pg2 abs.), o pulgadas de mercurioScf pies cúbicos estándar a 59° F (14.8 ° C) y 14.7 lb/pg2 (1 Kg. /cm2)Sfc consumo específico de combustible (lb / hp - hr) ó (Btu / hp - hr)kBtu miles de BtukBtu miles de BtuT1 Temperatura de aire de entrada al compresor de la máquinaTpt Torque de salida de la flecha del rotor de la turbina de potencia en libras fuerza-pie (lbf-pie)Wf consumo de combustible en Btu por minuto, ó lbs por horad Factor de corrección por altitud (presión ambiente/presión al nivel del mar)Ft Factor de corrección por temperatura (símbolo general)Θso Factor de corrección para todas las temperaturas diferentes de 80° F

Ŋgb Eficiencia en caja de engranes

Condiciones de funcionamiento de la turbina Todas las curvas de comportamiento están basadas en las condiciones estándar siguientes:

. Oper ación al nivel del mar (d =1) con una temperatura ambiente de entrada de 59° F ó 14.8° C

Cero pérdidas de presión en entrada y salida del ducto del sistema

Cero extracción de potencia del productor de gases (únicamente equipo auxiliar estándar).

Sin reducción en la salida de la caja de engranes

Cero salida de aire de sangrado del compresor (la válvula de sangrado del compresor está cerrada) al iniciar la secuencia de arranque.

Velocidad óptima de la turbina de potencia.

Valores típicos de energía calorífica de combustibles

Combustible Valor mínimo de calentamiento(Btu por libra de combustible) (Kcal/Kg)

Diesel 18380 10190Gas Natural 20000 11088

Consumo de combustible

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Determinación del diámetro de los cabezales en las Estaciones de Bombeo Para determinar el diámetro de la tubería que conducirá los hidrocarburos líquidos del proyecto, nos basaremos en las formulas ya definidas [1], en el cual se establece un rango de velocidades del fluido dentro de la tubería, que es de 2 a 4 ft/s para las líneas de bombeo.

Con:

Q = Gasto BPH [2]V = Velocidades ft/s de las estaciones. d = Diámetro pg.

PARA EL ARRANQUE Y PARO DE BOMBAS EN UNA ESTACIÓN DE BOMBEO:

• Verificar que el nivel de aceite de lubricación en la caja de baleros sea el adecuado

• Si la unidad tiene caja de empaques enchaquetada, bastidor con anillo de enfriamiento o un sello independiente a la caja de empaques, circular el agua de enfriamiento por estos.

• Iniciar la circulación del aceite de sellos al sello mecánico.

• Cuando el equipo esté trabajando normalmente, el operador revisará: vibración de motor, temperatura en caja de baleros, funcionamiento de la caja de empaques: asegurándose que el enfriamiento sea satisfactorio.

• En caso de paro de la bomba deben seguirse las actividades siguientes:

Parar el motor de la bomba.

Cerrar la válvula de descarga, con el fin de prevenir flujo inverso en el sistema

Cerrar la válvula de succión.

Si es necesario depresionar la bomba.

Cortar el aceite de sellos, el sello mecánico (si lo tiene).

Operación de la estación de bombeo de destilados El operador de la estación debe de observar la indicación de un cambio en la densidad de los productos, tales cambios señalarán la llegada de una interfase entre los diferentes productos. La plumilla registradora es movida por una señal eléctrica de una sonda que detecta la diferencia en la constante dieléctrica que poseen los diferentes líquidos. En adición al registro de la densidad de cada producto, será tomada una muestra real de cada lote y medida con termo- hidrómetro.

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Las bombas no funcionan en forma individual en los ductos sino que lo hacen en sistemas acoplados en similitud con los circuitos eléctricos, en serie o en paralelo. Estos sistemas integran estaciones de bombeo en el origen de un ducto, o en una interconexión que conduzca grupos de líneas de recolección; o en localidades que requieran de rebombeo para recuperación de la presión de empuje.

Están diseñadas con equipo de control central, de manera que un operador puede accionar desde un centro de control todo el equipo en forma remota: válvulas de succión y descarga de la estación, válvulas de entrada y salida de filtros, operación de las bombas y equipos auxiliares, y todo el

equipo susceptible de operar en forma automática. Una funciones primordial de la estación es la de medir las diferentes corrientes de producto que llegan y son mezcladas y distribuidas a los diferentes destinos de proceso y comercialización.

Antes de poner en operación cualquier bomba es necesario que el personal de operación, compruebe que la carcaza de la bomba y los cabezales de succión y descarga estén empacados con el líquido, con el fin de impedir el entrampamiento de aire, evitando que el equipo trabaje en vacío, lo que puede ocasionar daños a las partes mecánicas. Adicionalmente se deben verificar los niveles de aceite de lubricación, circular el agua de los sistemas de enfriamiento, circular el aceite de sellos de la bomba, verificar el funcionamiento de los instrumentos, etc.

En bombas centrífugas al arranque, cerrar un 90% la válvula de descarga asegurándose de la apertura total de la válvula de succión, después del arranque se abre gradualmente hasta su totalidad la válvula de descarga, vigilando el incremento en la temperatura; comprobar las presiones y circulación del producto. Vigilar que la instrumentación opere correctamente de acuerdo a especificaciones del equipo. Los cabezales de descarga, deben estar protegidos con válvulas de relevo de la capacidad necesaria para desalojar el excedente a la succión de estación y evitar que se sobrepase la presión de diseño de la tubería, en caso de falla de los dispositivos de disparo de las válvulas (10% sobre la presión máxima de operación).

En estaciones intermedias (rebombeo), o terminales de recibo deben existir válvulas de relevo en la succión, para desalojar el excedente y evitar represionamiento hacia atrás de la línea en caso de cierre de válvulas o paro. Los cabezales de succión y descarga deben estar interconectados a través de un sistema relevador de presión que permita el paso del producto. Cuando las estaciones se ubican en terreno con perfil ascendente deben contar con válvulas check de acuerdo a la Norma de Referencia, para evitar el regreso del producto en caso de paro y la presencia de una alta columna hidrostática por encima de la presión máxima de operación.

Para el arranque y paro de bombas:

Verificar que el nivel de aceite de lubricación en la caja de chumaceras sea el adecuado, esté limpio y sin agua.

Circular el agua de enfriamiento por los accesorios: caja de empaques, bastidor con anillo de enfriamiento, sello independiente a la caja de engranes.

Iniciar la circulación del aceite de sellos al sello mecánico, cuando lo tenga la bomba

Después de que el equipo este trabajando normalmente, revisar: vibración de motor, temperatura de la caja de chumaceras, funcionamiento de la caja de empaques.

OPERACIÓN DE SISTEMA DE TRANSPORTE DE CRUDO

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Establecimiento de flujo con crudo mezclado, considerando la puesta en operación del ducto con flujo entre 120 mbd (una unidad) y 400 mbd (cuatro unidades), el peso específico indicado y su viscosidad cinemática correspondiente.

Secuencia operativa.- Primero tomará carga la unidad de la Estación No. 1, después No.2 con dos unidades, las unidades siguientes Irán entrando en operación y ajustando su flujo secuencialmente, en cuanto se manifiesten las condiciones de succión y descarga necesarias para establecer el flujo programado.

Una vez alcanzadas las condiciones de flujo y presión, se indicará el ajuste necesario y se verificará la recepción normal en las estaciones subsecuentes y en el recibo final.

Ajuste al programa.

Incremento de flujo al programa de transporte.

1. Inicialmente, el operador de la primera estación, tendrá que cerrar la válvula de recirculación, incrementando velocidad a la máquina o agregando una máquina para cumplir con los requerimientos de gasto. Después los operadores de las siguientes estaciones irán incrementando el flujo en forma secuencial, hasta que se manifiesten las condiciones para establecer el nuevo programa.

Reducción de flujo al programa de transporte.

A fin de evitar represionamiento en el ducto, se tendrán que tomar las siguientes medidas:

1. El operador de la primera estación de rebombeo reducirá la velocidad de la máquina(s), para sacar de operación algunas unidades, o abrir la recirculación, según lo requiera el volumen de reducción del flujo.

2. A continuación los operadores de las siguientes estaciones irán reduciendo la velocidad de las maquinas y el flujo en forma secuencial, tan luego se les manifiesten las condiciones de presión necesaria.

3. Se hará el ajuste de presión a fin de reducir el flujo, acorde al nuevo programa. Los ajustes retardados o prematuros de válvulas, así como variaciones bruscas en las velocidades de las máquinas pueden provocar aumento o disminución de las presiones; de manera que estas variaciones puedan ser ajustadas reduciendo las condiciones de operación en los puntos de recibo y/o envió, derivando a otras corrientes en las estaciones, evitando alcanzar la máxima presión de operación.

Suspensión normal del transporte.

A fin de reducir el efecto de golpe de ariete en el ducto, provocado por paros súbitos de máquinas, la suspensión gradual del transporte se hace de la siguiente manera:

1. Se procede a reducir el flujo según lo descrito en el punto anterior.

2. Se saca de operación el primer equipo de bombeo (Estación No. 1).

3. Cuando la Estación No. 2 haya bajado al mínimo la velocidad y las presiones estén cercanas a las proyectadas en el perfil de presiones estáticas, se sacarán de operación las unidades, cerrando las válvulas de succión y descarga de la Estación. En la siguiente Estación se sacan

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de operación las unidades correspondientes, las siguientes estaciones salen de operación haciendo los movimientos operativos correspondientes.

4. Se bloquea el recibo en la zona a donde se está enviando el producto.

Operación normal

Las Estaciones de rebombeo, puntos de recibo y regulación, informarán de las condiciones de operación cada 2 horas o antes, si el caso así lo requiere.

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transp y med. hcs.8°

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