Cordoba Arcos Mario

UNIVERSIDAD VERACRUZANA

FACULTAD DE INGENIERÍA CIVIL

REGION XALAPA

"INSPECCION Y COSNTRUCCION DE CIRCUITO DE TUBERIA DE 10”Ø,

UBICADO EN LA ENTRADA AL SEPARADOR DE PRUEBA EN LA

PLATAFORMA MARINA AKAL-TJ".

MEMORIA

QUE PARA OBTENER EL TITULO DE INGENIERO CIVIL

PRESENTA

MARIO MARTIN CORDOBA ARCOS

DIRECTOR

DR. SAUL CASTILLO AGUILAR

Xalapa-Enríquez, Veracruz Abril 2013

CONTENIDO

LISTA DE FIGURAS…………...……………………………….……………………………x

LISTA DE TABLAS………………………...……………………………………..………..xii

INTRODUCCION..........................................................................................................1

OBJETIVO………………………….....…………………………………………….………..2

Capitulo 1 Generalidades.

1.1 Antecedentes históricos de la industria petrolera………………….…………………4

1.2 Tipos de plataformas fijas marinas…………………………………………………… 5

1.2.1 Clasificación por el tipo de subestructura………………………….……..…5

1.2.2 Clasificación por el servicio o proceso que desarrollan…………………...6

1.2.2.1 Plataforma habitacional………………………………………...…..6

1.2.2.2 Plataforma satélite……………………………………………..........7

1.2.2.3 Centro de proceso……………………………………………….…..7

1.2.2.3.1 Plataforma de enlace………………….………………….7

1.2.2.3.2 Plataforma de compresión………………………………..8

1.2.2.3.3 Plataforma de perforación…………………………….…..8

1.2.2.3.4 Plataforma de producción………………………………...8

1.3 Descripción del proceso de separación gas-aceite…………………………………..9

1.4 Descripción del circuito a intervenir…………………………………………………..10

Capítulo 2 Mantenimiento a los circuitos de tuberías en plataformas marinas. 2.1 Mantenimiento preventivo……………………………………………………....……..14

2.2 Mantenimiento correctivo……………………………………………………………...15

2.2.1 Indicaciones en circuitos de tuberías de proceso…………………....…...16

2.2.1.1 Tipos de indicaciones en tuberías de proceso……………….....16

2.2.1.1.1 Indicaciones en soldaduras………………………….....16

2.2.1.1.2 Abolladura………………………………………………...18

2.2.1.1.3 Muescas y ranuras…………………………………….…18

2.2.1.1.4 Grietas……………………………………………………..19

2.2.1.1.5 Laminaciones………………………………………...…..19

2.2.1.1.6 Daños calientes………………………………....………..20

iii

2.2.1.1.7 Corrosión en tuberías de proceso………………....…...20

2.2.2 Métodos de mantenimiento correctivo en circuitos de tuberías de

proceso………………………………………………………………………….……20

2.2.2.1 Esmerilado……………………………………………………….….20

2.2.2.1.1 Inspección de la reparación………………………….….21

2.2.2.2 Relleno con material de aporte…………………………………...21

2.2.2.2.1 Inspección de la reparación………………………...…..22

2.2.2.3 Envolvente circunferencial completa soldada………….…........22

2.2.2.3.1Inspección de la reparación………………………….….24

2.2.2.4 Refuerzo no metálico………………………………………….…..24

2.2.2.4.1 Inspección de la reparación…………………………....25

2.2.2.5 Sustitución de Carrete…………………………………………….25

2.2.2.5.1Inspección de la reparación………………………...…..26

2.2.3 Criterios de aceptación de defectos en tuberías y métodos de

reparación definitivos……………………………………………………………...26

Capítulo 3 Normatividad aplicable en la inspección, mantenimiento y

construcción de tuberías de proceso.

3.1 Definición y jerarquización de términos…………………………………….……... 29

3.1.1 Código………………………………………………………………….….…29

3.1.2 Norma…………………………………………………………………..….…29

3.1.3 Especificación………………………………………………………….…....29

3.1.4 Procedimiento……………………………………………………….……....29

3.2 Manejo de códigos y normas……………………………………………………..... 30

3.3 Códigos y normas utilizadas en el mantenimiento, inspección y construcción de

los circuitos de tuberías de proceso en plataformas marinas……………………...…31

3.3.1 A.S.T.M. (American Society for Testing Materials)…………………..….31

3.3.2 AWS D1.1 (American Welding Society)………………………………......31

3.3.3 A.S.M.E. B31.3 (American Society of Mechanical Engineer), “Tuberías

para plantas químicas y refinerías de petróleo”………………………...………31

iv

3.3.4 A.S.M.E. B31.8 (American Society of Mechanical Engineer).-“Sistemas

de tubería para transporte y distribución de gas”…………………………….….32

3.3.5 A.S.M.E. B31.4 (American Society of Mechanical Engineer).-“Sistemas

de tubería para transporte y distribución de hidrocarburos líquidos”……….…32

3.3.6 A.S.M.E. SECC VIII (American Society of Mechanical Engineer).-

“Diseño, fabricación e instalación de recipientes a presión”…………………...32

3.3.7 A.S.M.E. SECC IX (American Society of Mechanical Engineer). -

“Calificación de soldadura”………………………………………………………...32

3.3.8 A.S.M.E. SECC V (American Society of Mechanical Engineer). -

“Examen no destructivo”…………………………………………………………...32

3.3.9 A.S.M.E. B 31G (American Society of Mechanical Engineer). -

“Evaluación de esfuerzo remanente de tuberías con corrosión”………………32

3.3.10 Normas de referencia de Pemex (NRF)……………………………..…...33

Capítulo 4 Inspección del circuito de tubería de 10”Ø ubicada en la entrada al

separador de prueba.

4.1 Tipos de inspección los circuitos de tubería de proceso…………………….……..35

4.1.1 Inspección nivel 1…………………………………………………………….35




4.2 Perfil del personal que realiza las inspecciones…………….……………………....36

4.3 Levantamiento físico del circuito de tubería..………………………………….…….36

4.4 Inspección del circuito………………………………………………………………....37

4.4.1 Inspección visual……………………………………………………………..37

4.4.1.1 Dimensionamiento de las indicaciones en los circuitos de

tuberías detectables en la inspección visual……………………………..38

4.4.1.1.1 Dimensionamiento de la corrosión externa…………...38

4.4.1.1.2 Dimensionamiento daños calientes…………………....38

4.4.1.1.3 Dimensionamiento de grietas…………………………..39

4.4.1.1.4 Dimensionamiento de abolladuras………………...…..40

v

4.4.1.1.5 Dimensionamiento muescas y ranuras………………...40

4.4.1.2 Desarrollo de la inspección visual………………………………..41

4.4.2 Inspección ultrasónica para medición de espesores de pared interna en

tuberías……………………………………………..………………………………..42

4.4.2.1 Desarrollo de la inspección ultrasónica………………………… 43

4.4.2.1.1 Preparación de las superficies……………..….............44

4.4.2.1.2 Registro de lecturas……………………………………..44

4.5 Evaluación de la integridad mecánica de tuberías de proceso............................45

4.5.1 Nomenclatura para evaluación de la integridad mecánica de

tuberías……………………………………....……………………...………45

4.5.2 Calculo del espesor mínimo requerido en tuberías………….......45

4.5.2.1 Calculo del espesor mínimo requerido por presión

interna………………………………………………………….….....45

4.5.2.2 Espesor mínimo requerido por condiciones estructurales

de seguridad del componente…………………………………......45

4.5.2.3 Espesor limite de retiro……………………………………47

4.5.2.4 Vida útil estimada………………………………………….47

4.5.3 Calculo de la presión máxima de operación permisible………….47

4.5.3.1 Calculo de la presión máxima de operación permisible en

tuberías de proceso sin indicaciones…………………….………..47

4.5.3.2 Calculo de la presión máxima de operación reducida para

tuberías con indicaciones……………………..……………………47

4.6 Conclusión y recomendaciones de la inspección…………………………………..49

Capítulo 5 Construcción del circuito.

5.1 Seguridad industrial en trabajos de construcción de los circuitos tuberías……..51

5.2 Especificación de los materiales utilizados para la construcción del circuito......52

5.2.1 Especificaciones de la tubería y accesorios………………………..….…53

5.2.1.1 Tubería……………………………………………………….…..…53

5.2.1.2 Bridas……………………………………………………….….......53

5.2.1.3 Accesorios…………………………………………………...….…53

vi

5.3 Proceso de soldadura utilizado en la construcción del circuito……………….…...53

5.3.1 Principios De Operación……………………………………………….…….54

5.3.2 Electrodos revestidos………………………………………………………...54

5.3.2.1 Normatividad sobre la clasificación de electrodos

revestidos………………………………………………………………….…55

5.4 Calificación de procedimientos de soldadura y soldadores para la de

construcción del circuito……………………………………………………………………55

5.4.1 Calificación del procedimiento de soldadura para tuberías de proceso

(PQR)………………………………………………………………………………...56

5.4.2 Procedimiento específico de soldadura (WPS)………………..………….56

5.4.3 Calificación y certificación de soldadores (WPQ)………………………...56

5.5 Tipos de uniones a soldar en la construcción del circuito………………………….57

5.6 Aplicación de soldadura durante la construcción del circuito…...…………….......57

5.6.1 Preparación del metal base…………………………………………...…….57

5.6.2 Metal de aporte………………………………………………………………58

5.6.3 Aplicación de soldadura……………………………………………….….....59

5.6.3.1 Fondeo………………………………………………………………59

5.6.3.2 Paso caliente……………………………………………………..…59

5.6.3.3 Relleno……………………………………………………………....60

5.6.3.4 Vista……………………………………………………………….…60

5.7 Inspección de soldaduras realizadas durante la construcción del circuito mediante

pruebas no destructivas………………………………………………………………..…..60

5.7.1 Tipos de indicaciones en soldaduras realizadas durante la instrucción de

circuitos de tuberías………………………………………………………………...61

5.7.2 Inspección visual de soldaduras……………………………………………63

5.7.2.1 Inspección visual antes de la soldadura…………………………63

5.7.2.2 Inspección visual durante la soldadura…………………………..63

5.7.2.3 Inspección visual después de la soldadura……………………...64

5.7.3 Inspección radiográfica de soldaduras………………………………….….64

5.7.4 Criterios de aceptación de indicaciones en soldaduras realizadas durante

la instrucción de circuitos de tuberías………………………………………….....64

vii

5.8 Resultado de la inspección de las pruebas no destructivas realizadas a las

soldaduras del circuito………………………………………………………………….….64

5.9 Aplicación protección anticorrosiva al circuito…………………………………….…65

5.9.1 Preparación de la superficie de la tubería………………………………....65

5.9.2 Tiempo máximo para aplicar el recubrimiento………………………….…66

5.9.3 Sistema de protección anticorrosiva aplicado al circuito………………...67

5.9.3.1 Primario……………………………………………………………...67

5.9.3.2 Enlace…………………………………………………………….….67

5.9.3.3 Acabado………………………………………………………….….67

5.9.4 Código de identificación de colores para circuitos de tuberías…………68

5.10 Inspección de la protección anticorrosiva en los circuitos de tuberías…………69

5.10.1. Inspección visual de la protección anticorrosiva………………………..70

5.10.1.1 Tipos de defectos más comunes detectables durante la

inspección visual de la protección anticorrosiva y sus causas………...70

5.10.2. Medición de espesores de película seca………………………………..70

5.10.3 Prueba de adherencia de protección anticorrosiva………………….….72

5.11 Resultados de inspección a la protección anticorrosiva………………………….72

Capítulo 6 Conclusiones y recomendaciones.

6.1 Conclusiones particulares……………………………………………………………..74

6.2 Conclusiones generales……………………………………………………………….78

6.3 Recomendaciones……………………………………………………………………..79

Anexo 1 Planos.

1.1 Plano del circuito de tubería de 10” ø ubicado en la entrada al separador de

prueba en la plataforma Akal-TJ…………………………………………………………..81

1.2 Simbología utilizada para la elaboración de planos de circuitos de tuberías........82

1.3 Identificación de elementos en circuito de tubería de 10” ø ubicado en la entrada

al separador de prueba en la plataforma Akal-TJ……………………………………….83

viii

Anexo 2 Reportes de inspección.

2.1 Reporte de lecturas de espesores de pared interna…………………………….….85

2.2 Calculo de la presión máxima de operación para tuberías sin indicaciones…….85

2.3 Reporte de inspección visual……………………………………………………….…86

2.4 Calculo de presión máxima de operación para tuberías con indicaciones….…...87

2.5 Evidencia fotográfica de inspección visual……………………………………….….88

2.6 Evidencia fotográfica de medición de espesores…………………………………...89

Anexo 3 PQR, WPS Y WPQ.

3.1 Calificación del procedimiento de soldadura para tuberías de proceso

(PQR)………………………………………………………………………………………...91

3.2 Procedimiento específico de soldadura (WPS)……………………………………..94

3.3 Calificación y certificación de soldadores (WPQ)……..……………………….……97

Bibliografía……………………………………………………………………………….…98

ix

LISTA DE FIGURAS

Figura 1.1 Subestructura tipo octapodo……...……….…………………….………..……6

Figura 1.2 Plataforma tipo habitacional……………………………...……………......…..6

Figura 1.3 Plataforma tipo satélite……………………………….………………………....7

Figura 1.4 Centro de proceso…………………………………………………....………....8

Figura 1.5 Diagrama de flujo de una batería de separación……………………..........10

Figura 1.6 Circuito de 10”Ø ubicado en la entrada al separador de prueba………....11

Figura 2.1 Aplicación de mantenimiento preventivo.……………………………...........15

Figura 2.2 Penetración inadecuada de soldadura...………………………………….…17

Figura 2.3 Fusión incompleta……………………………………..………………….……17

Figura 2.4 Porosidad............................................................……………………….…..17

Figura 2.5 Socavados.................................................................................................18

Figura 2.6 Inclusiones de escoria………………..……………………………..…….......18

Figura 2.7 Abolladuras en tuberías de proceso……..…………….………………….…18

Figura 2.8 Muesca en tuberías de proceso………….…………………………………..19

Figura 2.9 Grieta en tuberías de proceso…………………………………………...…...19

Figura 2.10 Laminaciones en tuberías de proceso…………………………………......19

Figura 2.11 Daños calientes en tuberías de proceso………………...………………...20

Figura 2.12 Corrosión externa en tuberías de proceso………………………………...20

Figura 2.13 Reparación de tuberías de proceso mediante esmerilado……….......…21

Figura 2.14 Reparación de tuberías de proceso mediante soldaduras de relleno…..22

Figura 2.15 Reparación de tuberías de proceso mediante camisa de refuerzo……..24

Figura 2.16 Reparación de tuberías de proceso mediante refuerzo no metálico…....25

Figura 2.17 Reparación de tuberías de proceso mediante sustitución de carrete…..26

Figura 4.1 Dimensionamiento de la corrosión externa……………………….…………38

Figura 4.2 Dimensionamiento de daños calientes…………..……………………….….39

Figura 4.3 Dimensionamiento de grietas…………………………………………….…...39

Figura 4.4 Dimensionamiento de abolladuras……………………………………….…..40

Figura 4.5 Dimensionamiento para Muesca y ranuras………………………………....40

Figura 4.6 Equipos utilizados durante la inspección visual………………….…………42

Figura 4.7 Medición de espesores en tuberías de proceso…………………………....43

x

Figura 4.8 Croquis ilustrativo para la toma de espesores……………………………...44

Figura 5.1 Electrodo revestido……………………………………………………..….….55

Figura 5.2 Diseño de juntas de bisel en V……………………………………..………...57

Figura 5.3 Preparación del metal base……………………………………………..…....58

Figura 5.4 Pasos para la aplicación de material de aporte en soldaduras………...…59

Figura 5.5 Aplicación de soldadura en tuberías de proceso……………………….…..60

Figura 5.6 Corona baja………………………………………………………………….….62

Figura 5.7 Penetración excesiva…………………………...……………………...……...62

Figura 5.8 Concavidad en la raíz……………………………………………………….…63

Figura 5.9 Comparador de anclaje………………………………………………………..66

Figura 5.10 Prueba de medición de espesores a protección anticorrosiva……….….71

Figura 5.11 Prueba de adherencia a protección anticorrosiva………………………...72

xi

xii

LISTA DE TABLAS

Tabla 2.1 Acciones permitidas de mantenimiento correctivo y criterios de aceptación

de indicaciones……………….……………………..………….……………………...……27

Tabla 4.1 Espesores mínimos de retiro por condición estructural…………………….46

Tabla 5.1 Clasificación de los electrodos según la AWS…………………………..….55

Tabla 5.2 Criterios de aceptación en soldaduras circunferenciales realizadas durante

la construcción de los circuitos de tuberías………………………………………………65

Tabla 5.3 Código de colores para la identificación de productos transportados en los

circuitos de tuberías.…………………………………………………...............................69

Tabla 5.4 Tipos de defectos más comunes detectables durante la inspección visual

de la protección anticorrosiva y sus causas………………………………………….….70

pág. 1

INTRODUCCION

En el presente trabajo se tratan temas relacionados con las actividades realizadas

durante la inspección, mantenimiento y construcción de los circuitos de tuberías

en plataformas marinas, entre los temas tratados destacan los siguientes:

Mantenimiento a los sistemas de tuberías: en este tema se describen los

tipos y métodos de mantenimiento realizados a los sistemas de tuberías

con la finalidad de conservar y mantener la integridad mecánica de los

mismos.

Normatividad: en este tema se mencionan las normas y especificaciones

utilizadas en la inspección y construcción de los circuitos de tuberías.

Construcción de los circuitos de tuberías: en donde se hace mención de

temas como son seguridad industrial, proceso de soldadura utilizado

durante la construcción de los sistemas de tuberías, inspección de

soldaduras y protección anticorrosiva.

Cabe mencionar que los temas tratados en este trabajo pueden ser aplicados en

forma parcial a cualquier tipo de obra, como es el apego a la normatividad

aplicable para cada obra en específico, así como también el tema de seguridad

industrial cuyo propósito principal es evitar accidentes personales e industriales y

cuidar el recurso humano que es el más importante para toda empresa.

pág. 2

OBJETIVO

El presente trabajo tiene como objetivo principal el describir de manera general

las actividades que se realizan durante la inspección, mantenimiento y

construcción de los circuitos de tuberías en plataformas marinas, ya que Pemex

incluye la profesión de ingeniería civil, para supervisar la ejecución de estas

actividades, por lo anterior es importante que los alumnos y egresados de esta

licenciatura tengan conocimiento de estas actividades, considerando que esta

área representa una opción para su desarrollo profesional.

CAPÍTULO 1

GENERALIDADES

1.1 ANTECEDENTES HISTORICOS DE LA INDUSTRIA PETROLERA.

1.2 TIPOS DE PLATAFORMAS FIJAS MARINAS.

1.3 DESCRIPCION DEL PROCESO DE SEPARACION GAS-ACEITE.

1.4 DESCRIPCION DEL CIRCUITO A INTERVENIR.

CAPITULO 1 GENERALIDADES.

Las plataformas marinas son estructuras metálicas cuya función principal es manejar

la producción de crudo y gas extraída de los campos petroleros, en el golfo de

México existen aproximadamente 248 plataformas marinas, el tamaño de la

estructura de las plataformas marinas está en función de los equipos de perforación,

proceso y auxiliares necesarios para realizar la función para la cual fueron

diseñadas.

1.1 ANTECEDENTES HISTÓRICOS DE LA INDUSTRIA PETROLERA.

La palabra petróleo viene del latín petroleum (petra-piedra y oleum-aceite) que

significa aceite de piedra su color varía entre el ámbar y el negro

El petróleo es el resultado de la lenta descomposición de materia orgánica

acumulada en cuencas marinas y lacustres en un pasado remoto. Estudios recientes

de laboratorio con análisis de rocas petroleras de campos productores confirman su

origen orgánico ya que se ha encontrado en ellas ciertas propiedades ópticas que

únicamente se localizan en las sustancias orgánicas.

Él petróleo se encuentra en el subsuelo impregnado en formaciones de tipo arenoso

y calcáreo; asume los tres estados físicos de la materia: sólido, líquido y gaseoso

según su composición, temperatura y presión a que se encuentra.

El petróleo fue conocido por las razas aborígenes desde épocas muy remotas pero el

proceso de exploración para encontrar petróleo en México se llevó a cabo a partir de

la segunda mitad del siglo pasado.

En 1901, las compañías norteamericanas descubren el petróleo en las primeras

perforaciones en la hacienda “El Tulillo”, localizada en el municipio de ébano S.L.P.,

en ese mismo año el Presidente Porfirio Díaz, expidió la primera ley del petróleo

que facultaba al Gobierno Federal para otorgar concesiones petroleras en terrenos

nacionales.

En 1908 se funda la compañía de petróleo “El Águila” iniciando sus actividades con

un capital de 100 mil pesos, actualmente PEMEX.

pág. 4


El presidente Madero estableció el primer impuesto sobre el petróleo crudo y dispuso

de su observancia a las compañías petroleras no obstante estas acciones nunca se

llevaron a cabo debido a la trágica caída de su gobierno.

Debido al trato discriminatorio e inhumano que recibían los trabajadores petroleros

por parte de las compañías extranjeras en 1935 se constituye el sindicato de

trabajadores petroleros de la República Mexicana.

El 18 de marzo de 1938, el presidente Lázaro Cárdenas del Rio, decreto la

expropiación de la industria petrolera.

La subdirección de proyectos y construcción de obras de petróleos mexicanos inicio

el proyecto del desarrollo de la sonda de Campeche el 24 de octubre de 1978 con el

lanzamiento al mar de la subestructura de la plataforma de perforación Akal-C.

1.2 TIPOS DE PLATAFORMAS FIJAS MARINAS.

Las plataformas marinas fijas son estructuras de acero formadas por una

subestructura que es la parte de la sustentación de la plataforma, la cual se apoya en

el lecho marino y una superestructura en la cual se instalan los diferentes equipos

y/o paquetes que dependen del servicio al que se destina la plataforma.

Las instalaciones marinas fijas las podemos clasificar de dos maneras, la primera es

de acuerdo al tipo de subestructura sobre la cual descansa la superestructura y la

segunda es de acuerdo al proceso o servicio que se desarrolla en la instalación.

1.2.1 Clasificación por el tipo de subestructura.

La clasificación de las plataformas marinas fijas por el tipo de subestructura se refiere

principalmente al número de piernas con las que cuenta la subestructura y existen

los siguientes tipos: sea horse (una pierna), trípode (tres piernas), tetrápodo (cuatro

piernas), hexápodo (seis piernas), octapodo (ocho piernas), decapados (diez piernas)

y dodecapados (doce piernas), en la figura 1.1 se muestra una subestructura tipo

octapodo.

pág. 5


Figura 1.1 Subestructura tipo octapodo.

1.2.2 Clasificación por el servicio o proceso que desarrollan.

La clasificación de las plataformas marinas fijas por el proceso o servicio que

desarrollan es la siguiente: Plataforma habitacional, Plataforma satélite y Centro de

proceso, el cual está conformado por Plataforma de compresión, Plataforma de

enlace, Plataforma de perforación y Plataforma de producción.

1.2.2.1 Plataforma habitacional.

Como su nombre lo indica es una plataforma acondicionada para que los

trabajadores permanezcan con la mayor comodidad posible fuera de sus horas de

labores, en la figura 1.2 se muestra una plataforma habitacional.

Figura 1.2 Plataforma tipo habitacional.

pág. 6


1.2.2.2 Plataforma satélite.

Se les llama plataformas satélites o periféricas aquellas que se encuentra alrededor

de un complejo, las cuales están en producción y todo lo que generan se envía por

medio de óleogasoductos submarinos a los centros de proceso, en la figura 1.3 se

muestra una plataforma tipo satélite.

Figura 1.3 Plataforma tipo satélite.

1.2.2.3 Centro de proceso.

En este tipo de plataforma es donde se realiza el proceso de separación gas-aceite,

para su envió hacia las terminales terrestres y marítimas, principalmente para su

venta y está conformado por los siguientes tipos de plataforma, en la figura 1.4 se

muestra un centro de proceso.

1.2.2.3.1 Plataforma de enlace.

En esta plataforma se concentran las llegadas de los óleosgasoductos provenientes

de las plataformas satélites, los cuales se conectan al cabezal colector general que

tiene la función de distribuir el aceite hacia las plataformas de producción. También

de esta plataforma salen las tuberías por las que se envía el aceite ya procesado

(oleoductos). Adicionalmente, en esta plataforma se encuentran instaladas las

trampas de diablos para recuperar o enviar los dispositivos mecánicos (diablos),

utilizados en la limpieza de los ductos.

pág. 7


1.2.2.3.2 Plataforma de compresión.

Esta plataforma contiene el equipo necesario para manejar y enviar el gas natural

obtenido en el proceso de separación del aceite.

1.2.2.3.3 Plataforma de perforación.

Es idéntica a las plataformas satélites con la diferencia que en ésta la línea de

descarga de los pozos se conecta directamente al cabezal colector general sin que

exista ningún tendido submarino como en las otras.

1.2.2.3.4 Plataforma de producción.

Por lo general los centros de proceso contienen de dos a tres plataformas de

producción dependiendo del volumen de aceite que sea necesario manejar. En estas

plataformas se efectúa la separación y medición del aceite; además mediante equipo

de bombeo se envía el aceite a los centros de distribución, almacenamiento o

refinación.

Figura 1.4 Centro de proceso.

pág. 8


1.3 DESCRIPCIÓN DEL PROCESO DE SEPARACIÓN GAS-ACEITE.

La mezcla de hidrocarburos que proviene del yacimiento está compuesta

principalmente por aceite (crudo), gas y agua, la cual se recupera a través de pozos

perforados desde él ceno del yacimiento hasta la superficie donde es recolectado

por medio de circuitos de tuberías y posteriormente enviado mediante ductos

marinos hacia los centros de proceso para llevar a cabo su separación y envió hacia

las terminales marítimas para su comercialización y distribución.

En los centros de proceso se realiza la separación del aceite y el gas mediante una

batería de separación, la cual está conformada por los siguientes equipos:

a) Separadores.- la batería de separación consta de dos separadores estos equipos

son utilizados para separar corrientes de aceite y gas que provienen directamente de

los pozos estos puede ser de dos fases (aceite y gas) o tres fases (aceite, gas y

agua). La separación se efectúa por medio de diferencias de densidades, quedando

la fase pesada (Aceite) en la parte inferior del tanque y la fase ligera (Gas) en la

parte superior.

b) Rectificadores.- la batería de separación consta de dos rectificadores estos

dispositivos se utilizan para eliminar los líquidos (hidrocarburos y agua) del gas

proveniente de los separadores.

c) Sistema de bombeo.- El aceite recuperado proveniente de los separadores se

manda hacia la plataforma de producción donde se le suministra energía necesaria

para su transporte; pero antes de enviarlo a cualquier lado se conduce a través del

paquete de medición en donde se determina el volumen de aceite crudo que sale del

sistema, el aceite procesado se envía por medio de oleoductos a las terminales de

Dos Bocas y Cayo de Arcas para su distribución y comercialización.

d) Sistema de compresión.- - El gas de proveniente de los rectificadores se envía a

la plataforma de compresión donde se deshidrata, se endulza una parte para

utilizarlo como combustible de equipos y el resto se comprime para enviarlo a las

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instalaciones de procesamiento en tierra. Cuando el gas no puede ser manejado en

dicha plataforma o por cualquier anomalía en el equipo se manda hacia los

quemadores.

Figura 1.5 Diagrama de flujo de una batería de separación.

1.4 DESCRIPCION DEL CIRCUITO A INTERVENIR.

La plataforma Akal-TJ se ubica en las coordenadas latitud norte 19° 26' 30'' .32 y

longitud oeste 92° 05' 31'' .57, dentro de la sonda de Campeche, es una plataforma

satélite, por el tamaño de la subestructura es tipo octópodo con una capacidad para

18 pozos productores, la producción de estos pozos es conducida por tuberías de

6”Ø conocidas como bajantes las cuales descargan a cabezales colectores de 8”Ø y

16”Ø conocidos como cabezal de prueba y grupo, los cuales a su vez descargan

sobre cabezales generales de prueba y grupo, el cabezal general de grupo descarga

pág. 10


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en un separador remoto y el cabezal general de prueba descarga en un separador de

prueba.

La producción obtenida en esta plataforma es enviada hacia el centro de proceso

Akal-J para continuar con su separación.

El separador de prueba se utiliza para aforar o medir la producción de un pozo en

específico cuando sea requerido con la finalidad de calcular la producción total de la

plataforma.

El circuito a intervenir se trata de un circuito de tubería de 10”Ø, utilizado para

interconectar el cabezal general de prueba con el separador de prueba.

Figura1.6 Circuito de 10”Ø ubicado en la entrada al separador de prueba.

CAPITULO 2

MANTENIMIENTO A LOS CIRCUITOS DE TUBERÍAS EN

PLATAFORMAS MARINAS.

2.1 MANTENIMIENTO PREVENTIVO.

2.2 MANTENIMIENTO CORRECTIVO.

CAPITULO 2 MANTENIMIENTO A LOS CIRCUITOS DE TUBERIAS.

El mantenimiento a los circuitos de tuberías de proceso, así como de los circuitos de

tubería de servicios auxiliares en plataformas marinas se debe desarrollar conforme

a los programas estratégicos que las dependencias bajo su responsabilidad

elaboren, cuidando en todo momento que la vida útil de los circuitos de tuberías

proporcione a la instalación las mejores condiciones de operación, eficiencia,

seguridad, rentabilidad y protección ambiental.

El mantenimiento que se aplique a los circuitos de tuberías de proceso, así como al

que se aplique al de los circuitos de tubería de servicios auxiliares localizados en las

plataformas marinas debe considerar el mantenimiento preventivo y/o correctivo,

que sean necesarios para el buen funcionamiento de dichos sistemas.

Se debe disponer de la información que permita verificar las condiciones originales

de operación del circuito y en caso de que no se cuente con esta se debe solicitar a

PEMEX Exploración y Producción la siguiente información mínima del circuito:

a) Características físicas y químicas del fluido.

b) Presión y temperatura en condiciones normales y máximas de operación.

c) Espesor adicional debido a desgaste por corrosión.

d) Espesor mínimo de diseño.

e) Normatividad aplicada en el diseño.

f) Condiciones de seguridad imperantes en el área.

g) Cualquier otra información relacionada con el sistema.

Toda la información relacionada con las condiciones originales de operación del

circuito, así como de los trabajos de mantenimiento debe quedar registrada y a

resguardo del encargado de operación de la instalación. Previo a los trabajos de

mantenimiento el contratista debe presentar a PEP los procedimientos de las

siguientes actividades realizadas durante el mantenimiento a los circuitos de tuberías

de proceso para su revisión y aprobación:

a) Calificación de soldadores y soldadura.

b) Esmerilado.

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c) Reparaciones con soldadura de relleno.

d) Sustitución de carrete.

e) Prueba hidrostática.

f) Instalación de camisas de refuerzos (envolvente de refuerzo).

g) Instalación de envolvente mecánica (grampa).

h) Instalación de refuerzo no metálico.

i) Aplicación de recubrimiento anticorrosivo

j) Pruebas no destructivas (radiografía, ultrasonido y líquidos penetrantes).

k) Cambio de accesorios o válvulas.

l) Reparación de soldadura de campo.

2.1 MANTENIMIENTO PREVENTIVO.

El mantenimiento preventivo en los circuitos de tuberías se define como la acción u

operación que se aplica para evitar que ocurran fallas, manteniendo en buenas

condiciones y en servicio continuo a todos los elementos que integran un circuito de

tuberías, a fin de no interrumpir las operaciones; así como de corrección de

anomalías detectadas en su etapa inicial producto de la inspección, mediante

programas derivados de un plan de mantenimiento, procurando que sea en menor

tiempo y costo.

Un problema frecuente en los circuitos de tuberías instalados en plataformas

marinas es la corrosión esta es provocada por el ambiente marino que los rodea, la

corrosión origina en los circuitos de tuberías una pérdida de espesor de pared que

en algunos casos puede llegar a ser de tal magnitud que es necesario sustituir una

parte o un circuito de tuberías completo, puesto que el espesor residual no puede

resistir las condiciones de operación del circuito.

Considerando lo anterior y con la finalidad de evitar esta situación se debe realizar

mantenimiento preventivo a los circuitos de tuberías el cual consiste en la aplicación

de un sistema protección anticorrosiva en donde se debe incluir la inspección de la

misma, así como la identificación de la tubería de acuerdo al fluido que transporte.

pág. 14


Figura 2.1 Aplicación de mantenimiento preventivo.

2.2 MANTENIMIENTO CORRECTIVO.

El mantenimiento correctivo en los circuitos de tuberías se define como la acción u

operación que consiste en reparar los daños o fallas o sustituir tramos en la tubería

para evitar riesgos en su integridad o para restablecer la operación del mismo.

Las acciones permitidas de mantenimiento correctivo en una tubería de proceso

dependen del tipo de indicación que ésta tenga. Si la tubería puede sacarse de

operación es preferible realizar una reparación definitiva del tipo reemplazo,

sustituyendo la sección del tubo que contiene la indicación.

En el caso de no poder dejar de operar la línea se puede optar por una reparación

provisional mediante envolventes mecánicas o por una reparación definitiva del tipo

reforzamiento la cual consiste en la colocación de un envolvente de refuerzo metálico

o un refuerzo no metálico.

Si se opta por la reparación provisional, se debe programar una reparación definitiva

en un plazo no mayor de 30 días. Dichas alternativas de reparación deben

seleccionarse también con base a un estudio técnico económico y de costo-

beneficio que garantice la seguridad de la instalación durante su vida útil o

remanente.

Después de realizar cualquier trabajo de mantenimiento correctivo la zona reparada

debe ser sometida a una inspección con pruebas no destructivas.

pág. 15


Todas las reparaciones deben llevar una protección anticorrosiva con un

recubrimiento de características similares al de la tubería que es reparada, con la

finalidad de protegerlo de la corrosión.

2.2.1 Indicaciones en circuitos de tuberías de proceso.

Las indicaciones en los circuitos tuberías se pueden presentar en el exterior de la

tubería, en la pared o espesor de la tubería, en el interior de la tubería y en las

soldaduras realizadas durante la construcción de los circuitos de tuberías, las

indicaciones localizadas en el exterior de la tubería pueden ser identificadas

mediante inspección visual mientras que las indicaciones localizadas en el interior de

la tubería, en la pared o espesor de la tubería y en las soldaduras solo pueden ser

identificadas mediante algún método de pruebas no destructivas, cabe mencionar

que las indicaciones detectadas durante las inspecciones a los circuitos de tuberías

deberán ser evaluadas por un inspector especialista para determinar el grado de

severidad apoyándose en los criterios de aceptación mostrados en la tabla 2.1.

Las indicaciones en los circuitos de tuberías se pueden presentar por:

a) Fallas durante la manufactura de tuberías.

b) Fallas durante la construcción de los circuitos de tuberías.

c) Fallas causadas por el servicio del circuito.

d) Fallas debido al medio ambiente al cual son expuestos.

Las indicaciones las podemos clasificar en forma general de la siguiente manera:

a) Iindicaciones no relevantes.- Es aquella indicación que por su tamaño o

características no representa algún riesgo para el circuito.

b) Indicaciones relevantes.- Es aquella indicación que por su tamaño o

características afecta o puede llegar a afectar la integridad mecánica del circuito a

esta indicación también se le conoce como defecto o anomalía.

2.2.1.1 Tipos de indicaciones en tuberías de proceso.

2.2.1.1.1 Indicaciones en soldaduras.

pág. 16


a) Penetración inadecuada.- La penetración inadecuada está definida como el

llenado incompleto de la raíz de la soldadura, en la figura 2.2 se muestra este tipo de

indicación.

Figura 2.2 Penetración inadecuada de soldadura.

b) Fusión incompleta.- La fusión incompleta se presenta cuando alguno de los

biseles de la tubería no alcanza a ser fundido por el calor de la soldadura y por tal

motivo existe una falta de adherencia entre la soldadura y el metal base, en la figura

2.3 se muestra este tipo de indicación.

Figura 2.3 Fusión incompleta.

c) Porosidad.- La porosidad está definida como gas atrapado por el metal base

solidificándose antes de que el gas tenga una oportunidad de salir a la superficie del

charco de soldadura y escapar, en la figura 2.4 se muestra este tipo de indicación.

Figura 2.4 Porosidad.

pág. 17


d) Socavados.- El socavado está definido como una ranura derretida dentro del

metal base adyacente al cordón de la corona o en la raíz de la soldadura y dejada

sin llenar por el metal soldado, en la figura 2.5 se muestra este tipo indicación.

Figura 2.5 Socavados.

e) Inclusiones de escoria.- Una inclusión de escoria está definida como un solidó

no metálico atrapado entre la soldadura y el metal base, en la figura 2.6 se muestra

este tipo de indicación.

Figura 2.6 Inclusiones de escoria.

2.2.1.1.2 Abolladura.

Es una deformación mecánica que afecta la curvatura normal (Redondez de la

circunferencia) o contorno original de la tubería o accesorio, en la figura 2.7 se

muestra este tipo de indicación.

Figura 2.7 Abolladuras en tuberías de proceso.

2.2.1.1.3 Muescas y ranuras.

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Son imperfecciones mecánicas localizadas que causan disminución del espesor en

los elementos y pueden ser causados por el golpe de un objeto agudo durante la

fabricación, en maniobras de transportación y/o en el montaje, en la figura 2.8 se

muestra este tipo de indicación.

Figura 2.8 Muesca en tuberías de proceso.

2.2.1.1.4 Grietas.

Hendidura o abertura pequeña en la pared del elemento, en la figura 2.9 se muestra

este tipo de indicación.

Figura 2.9 Grieta en tuberías de proceso.

2.2.1.1.5 Laminaciones.

Esta indicación se presenta normalmente durante la manufactura de la tubería y

consiste en una separación interna del metal que generalmente produce capas

paralelas a la superficie, en la figura 2.10 se muestra este tipo de indicación.

Figura 2.10 Laminaciones en tuberías de proceso.

pág. 19


2.2.1.1.6 Daños calientes.

Pérdida de material debida al arco inducido por el paso del electrodo, en la figura

2.11 se muestra este tipo de indicación.

Figura 2.11 Daños calientes en tuberías de proceso.

2.2.1.1.7 Corrosión en tuberías de proceso.

Es el deterioro o desgaste de un material metálico provocado por interacciones con

el medio ambiente o mediante reacciones electroquímicas, la corrosión en los

sistemas de tuberías pueden presentarse de acuerdo a su extensión de dos maneras

localizada y generalizada:

a) Corrosión localizada.- Se presenta en áreas pequeñas y aisladas en la superficie

de la pieza.

b) Corrosión generalizada.- Ocupa áreas extensas de la pieza.

Figura 2.12 Corrosión externa en tuberías de proceso.

2.2.2 Métodos de mantenimiento correctivo en circuitos de tuberías de proceso.

2.2.2.1 Esmerilado.

pág. 20


Los daños calientes, daños mecánicos o imperfecciones superficiales pueden ser

eliminados por un sistema adecuado de esmerilado debiéndose evitar los

sobrecalentamientos, enfriamientos bruscos y agrietamientos.

Se debe esmerilar por capas delgadas tratando de formar una superficie parabólica.

El área esmerilada debe contar con un acabado de perfil suave en su contorno.

Cuando se repare la zona que contiene el daño caliente a través de esmerilado se

debe revisar que el espesor remanente de la tubería después del esmerilado no se

haya reducido a un valor menor del que se requiere para soportar los esfuerzos

producidos por presión interna. De otra manera este procedimiento no debe utilizarse

y el tramo de tubería dañado debe reforzarse o reemplazarse.

2.2.2.1.1 Inspección de la reparación.

Al final de cada capa de esmerilado se debe medir por medio de ultrasonido el

espesor de pared remanente, el cual debe cumplir con el espesor de pared mínimo

requerido para soportar los esfuerzos producidos por presión interna posteriormente

se debe aplicar la prueba de partículas magnéticas.

Figura 2.13 Reparación de tuberías de proceso mediante esmerilado.

2.2.2.2 Relleno con material de aporte.

Las áreas pequeñas corroídas como ranuras y ralladuras, pueden ser reparadas con

depósito de metal de soldadura. El metal de soldadura utilizado en reparaciones

debe ser del grado y tipo de la tubería que está siendo reparada.

pág. 21


Las áreas a reparar deben ser esmeriladas de tal forma que la superficie se

encuentre lisa uniforme y libre de grasa, pintura y otras impurezas que puedan

afectar la aplicación de la soldadura.

Se procede a la aplicación de soldadura con cordones paralelos uno respecto del

otro en la dirección circunferencial de la tubería, aplicándose un cordón de refuerzo

que circunde los cordones anteriores y finalmente se deben colocar cordones de

soldadura en la dirección longitudinal de la tubería de manera que se forme una

cuadrícula, en la figura 2.14 se muestra este tipo de reparación.


Se debe realizar una inspección ultrasónica o de radiografía al 100% de las

soldaduras, para verificar que se cumplan los criterios de aceptación.

Figura 2.14 Reparación de tuberías de proceso mediante soldaduras de relleno.

2.2.2.3 Envolvente circunferencial completa soldada.

Si no es posible sustituir un tramo de tubería con indicaciones dictaminadas para

reparación, las reparaciones de tipo permanente pueden realizarse mediante la

instalación de una envolvente capaz de restituir la resistencia mecánica de la tubería,

mantener su hermeticidad y garantizar una vida útil igual a la de la tubería.

La selección del tipo de envolvente a instalar depende de un análisis específico de la

problemática de la reparación.

Para la reparación de abolladuras, grietas o fisuras que puedan considerarse

reparables debe usarse un material para llenar el espacio anular o entrehierro, entre

pág. 22


la envolvente y la tubería con objeto de transferir adecuadamente las cargas por

presión de la tubería a la envolvente de refuerzo, proveer un aislamiento térmico y

ser estable física y químicamente durante su vida útil.

Una tubería con quemaduras o ranuras, ocasionadas normalmente al realizar

trabajos de corte o al aplicar soldadura con arco eléctrico, puede ser reparada

instalando envolventes soldables siempre y cuando la quemadura o la ranura sea

removida por esmerilado y el espesor remanente sea mayor al espesor mínimo

requerido por presión interna.

La soldadura circunferencial en las envolventes es opcional cuando éstas se instalen

únicamente para refuerzo y no para contener la presión interna o cuando no se tenga

fuga en el ducto.

Las envolventes circunferenciales completas instaladas para eliminar fugas o para

contener la presión interna deben estar diseñadas para soportar la presión de diseño

o la máxima de operación del sistema que se va a reparar.

Dicha envolvente será soldada en su totalidad tanto circunferencial como

longitudinalmente, la envolvente debe extenderse por lo menos 100 mm (4 pulg.) a

cada lado del defecto y como máximo la mitad del diámetro, siempre y cuando exista

sanidad del tramo con el propósito de asegurar que la envolvente cumpla

satisfactoriamente su función. Estas dimensiones pueden reducirse siempre y

cuando se realice un estudio de integridad mecánica del daño el cual recomiende las

dimensiones requeridas de la envolvente.

Las envolventes como mínimo deben tener el mismo espesor y especificación de la

tubería o su equivalente, además de ser habilitadas y colocadas sobre la superficie

exterior de la tubería previa limpieza a metal blanco.

Si el espesor de la envolvente es mayor que el espesor del tubo que se va a reparar,

los extremos circunferenciales de dicha envolvente deben ser biselados hasta

alcanzar un espesor igual al de la tubería.

pág. 23


Si la tubería no puede dejar de operar durante una reparación que involucre trabajos

de soldadura se debe reducir la presión de operación a un nivel seguro, realizándose

en cada caso un análisis en el que participen las dependencias de operación,

mantenimiento y seguridad de la entidad responsable de la tubería.

Dicho análisis debe contener como mínimo los resultados de la inspección

ultrasónica, pruebas no destructivas, cálculos para determinar la presión máxima y

otras medidas de seguridad adicionales a los criterios que sugieren las prácticas

recomendadas al respecto, en la figura 2.15 se muestra este tipo de reparación.

2.2.2.3.1Inspección de la reparación.

Se debe realizar una inspección ultrasónica, líquidos penetrantes o de radiografía al

100% de las soldaduras, para garantizar que se cumpla con los criterios de

aceptación.

Figura 2.15 Reparación de tuberías de proceso mediante camisa de refuerzo.

2.2.2.4 Refuerzo no metálico.

En el caso de que no exista fuga, una opción para reparación en lugar de utilizar la

envolvente metálica soldada, puede ser la colocación de la envolvente no metálica

(resina epóxica reforzada con fibra de vidrio), para dar reforzamiento a la tubería

debilitada por la corrosión o por daños mecánicos.

La utilización de envolventes o refuerzos no metálicos para la reparación de tuberías

con disminución de espesor por corrosión o por daños mecánicos, está sujeta a que

se demuestre que el refuerzo soportará como mínimo la misma presión que soporta

pág. 24


la tubería metálica, así como que esté diseñado para trabajar en los rangos de

temperatura y condiciones a los que opera la tubería.

El material no metálico utilizado como refuerzo debe estar soportado

documentalmente con pruebas de laboratorio y pruebas de campo, además de

comprobar su uso en instalaciones similares de operación y servicio.

Los refuerzos no metálicos se consideran reparaciones definitivas, por lo que no se

requiere programar otro tipo de reparación, en la figura 2.16 se muestra este tipo de

reparación.


Se debe realizar la inspección y pruebas de la reparación conforme a lo establecido

en el manual del fabricante, para verificar el cumplimiento de los criterios de

aceptación.

Figura 2.16 Reparación de tuberías de proceso mediante refuerzo no metálico.

2.2.2.5 Sustitución de Carrete.

Si es factible que el circuito sea liberado del servicio, se debe reparar en forma

definitiva mediante la sustitución del tramo o sección que presente un daño mecánico

o pérdida del espesor de pared, con la instalación de una pieza cilíndrica

denominada carrete misma que debe cumplir con las condiciones de operación del

sistema original o especificaciones requeridas para el tipo de servicio.

La longitud mínima del carrete no debe ser menor de la mitad del diámetro del tubo.

pág. 25


En la sustitución del carrete se deben considerar los aspectos mínimos que permitan

la sustitución en condiciones de seguridad para el personal que ejecuta los trabajos,

así como de la instalación y el entorno ecológico, debiendo desarrollar un programa

de trabajo bien definido con procedimientos claros y específicos.

Para la maniobra de montaje no se deben instalar orejas de izaje en el tramo de

tubería a sustituir, así como no realizar golpes de arco en el cuerpo del tubo durante

la aplicación de la soldadura.

2.2.2.5.1Inspección de la reparación.

En la reparación de una sección de tubería mediante el corte y sustitución de la

sección dañada, la unión soldada del carrete debe someterse a alguna de las

pruebas no destructivas (inspección radiográfica al 100%, ultrasónica al 100%,

líquidos penetrantes, partículas magnéticas), de tal forma que se cumpla con los

criterios de aceptación. En los sistemas donde sea factible, se debe realizar la

prueba hidrostática.

Figura 2.17 Reparación de tuberías de proceso mediante sustitución de carrete.

2.2.3 Criterios de aceptación de defectos en tuberías y métodos de reparación

definitivos.

Los criterios de aceptación para las indicaciones o defectos en tuberías de proceso,

así como los métodos de reparación permitidos para la eliminación de estos defectos

se muestran en la tabla 2.1, estos criterios de aceptabilidad están de acuerdo a la

NRF-187-PEMEX-2007.

pág. 26


pág. 27

Tabla 2.1Acciones permitidas de mantenimiento correctivo y criterios de aceptación de indicaciones.

SUSTITUCION DE TRAMO

ENVOLVENTE CIRCUNFERENCIAL

COMPLETA SOLDADAESMERILADO

RELLENO COMATERIAL DE

APORTE

ABOLLADURAS X X

MUESCAS Y RANURAS X X X

DEFECTOS EN SOLDADURAS

PENETRACION INADECUADA Y FUSION MPLETA X X X

INCLUSIONES DE ESCORIA X X

POROSIDAD O BURBUJAS X X

AVACION X X

LAMINACION EN METAL BASE X X X X

DAÑOS CALIENTES X X X X

GRIETAS O FISURAS X X

CORRSION EXTERNA LOCALIZADA X X X X

CORRSION EXTERNA GENERALIZADA X X X X X

HASTA 50.8 mm (2") DE LONGITUD O 1.6mm (1/16") DE ANCHO.

LAS QUE NO EXECEDAN UNA PROFUNDIDAD DE 6mm (1/4") EN UN TUBO DE 305 mm (12") DE DIAMETRO NOMINAL Y MENORES DE 0.5% DEL DIAMETRO NOMINAL DE TUBOS MAYORES A 305mm (12") Y NO AFETCTEN UNA UNION SOLDADA (LONGITUDINAL O

TRANSVERSAL) Y NO CONTENEGAN NINGUNA ARRANCADURA O FISURA.

PROFUNDIDAD MENOR DEL 10% DEL ESPESOR NOMINAL.

MENORES DE 25.4 mm (1") DE LONGITUD.

SE DEBERA CALCULAR EL ESPESOR MINIMO REQUERIDO POR PRESION INTERNA DE ACUERDO A LA NRF-227-2009

INDICACIONES

ACCIONES PERMITIDAS DE MANTENIMIENTO CORRECTIVO EN TUBERIA DE PROCESO.

CRITERIOS DE ACPETACION

HASTA 1.6mm (1/16") DE DIAMETRO

HASTA UNA PROFUNDIDAD DE 0.8 mm (1/32") O 12.5 % DEL ESPESOR SI EL ESPESOR ES MAYOR A 0.8 mm (1/32") Y SU LONGITUD NO EXCEDA EL VALOR DE 50.8 mm (2") O 1/8 DE

LA LONGITUD DE LA SOLDADURA LO QUE SEA MENOR.

PROFUNDIDAD MENOR DEL 10% DEL ESPESOR NOMINAL Y SIN CONTACTO CON LA SOLDADURA.

LOS DAÑOS CALIENTES QUE TENGAN UNA PROFUNDIDAD NO MAYOR AL 10% DEL ESPESOR NOMINAL DE LA TUBERIA NO AMERITAN REPARACION NI ESTUDIO, LOS

DAÑOS CALIENTES CON PROFUNDIDAD MAYOR O IGUAL AL 10% DEL ESPESOR NOMINAL DE LA TUBERIA DEBEN SER EVALUADOS DE ACUERDO A LA NRF-227-2009 CALCULANDO LA PRESION MAXIMA DE OPERACION REDUCIDA (P'), AUMENTANDO EL 10% DEL DAÑO.

INACEPTABLE EN CUALQUIER TAMAÑO.

SE DEBERA CALCULAR LA PRESION MAXIMA DE OPERACION REDUCIDA (P') DE ACUERDO A LA NORMA NRF-227-2009

N

REFUERZO NO METALICO

OPERAR A PRESION

REDUCIDA

INCO

SOC

CAPITULO 3

NORMATIVIDAD APLICABLE EN LA

INSPECCIÓN, MANTENIMIENTO Y

CONSTRUCCIÓN DE LOS

CIRCUITOS DE TUBERÍAS DE

PROCESO.

3.1 DEFINICION Y GERARQUIZACION DE TERMINOS.

3.2 MANEJO DE CODIGOS Y NORMAS.

3.3 CÓDIGOS Y NORMAS UTILIZADAS EN EL MANTENIMIENTO, INSPECCIÓN Y

CONSTRUCCIÓN DE LOS CIRCUITO DE TUBERÍAS DE PROCESO EN


CAPITULO 3 NORMATIVIDAD.

La normatividad aplicable durante la inspección, mantenimiento y construcción de los

sistemas de tuberías se basa principalmente en normas extranjeras debido a los

anterior existe una gran problemática para su correcta interpretación y aplicación,

considerando loa anterior Pemex genero las normas de referencia las cuales se

basan en la normatividad extranjera pero adecuadas a las características especificas

de las instalaciones petroleras.

3.1 DEFINICIÓN Y JERARQUIZACIÓN DE TÉRMINOS.

Se tienen términos que tienen una jerarquización y alcance de la cual es

recomendable tener presente su definición con el objetivo de emplearlas más

apropiadamente y son las siguientes:

3.1.1 Código.

Conjunto o recopilación de normas que forma un sistema completo para la selección,

diseño, fabricación, montaje e inspección, prueba y certificación de elementos,

equipos o sistemas constructivos, ejemplo de esto es el código A.S.M.E.

3.1.2 Norma.

Son reglas en donde se fijan las condiciones de elaboración de un producto, tal es el

caso de las normas A.S.T.M.

3.1.3 Especificación.

Documento en donde se determina con todo detalle las características de

elaboración de un producto o condiciones de fabricación ejemplo de esta las

especificaciones de PEMEX, CFE, SCT.

3.1.4 Procedimiento.

Es un conjunto de instrucciones precisas y ordenadas para desarrollar una actividad

por ejemplo, todos los procedimientos operativos de soldadura.

Pág. 29


3.2 MANEJO DE CÓDIGOS Y NORMAS.

En el manejo de códigos y normas la mayor dificultad estriba en la correcta

interpretación y aplicación de la misma. Esta situación tiene varios orígenes que van

desde la barrera del idioma, (la mayoría de estos documentos se encuentra en

inglés) hasta el desconocimiento del código o norma.

Desafortunadamente no existe un manual o documento que nos indique que es así, o

que se debe interpretar de esta u otra manera. Por otra parte los códigos y normas

son documentos generales y lo expuesto en ellas corresponde a los requerimientos

mínimos necesarios a cumplir.

Ante esta problemática es difícil tratar de proporcionar un documento que contemple

todas las acciones para dar una correcta interpretación. A continuación se

proporcionan algunos puntos que se recomienda seguir para las actividades de

fabricación o construcción, ensamble, montaje e inspección de circuitos de tuberías.

a) Es necesario y básico que en todos los planos, croquis y documentos de trabajo

se indique por parte del diseñador el código o norma de referencia.

b) Identificar claramente que se está solicitando en el contrato o planos del cliente.

c) Revisar los planos o croquis y extraer toda la posible información en relación a los

parámetros solicitados por el código o norma de referencia.

d) Extraer del código las tolerancias o datos que se consideren importantes en

relación al proyecto en cuestión.

e) Comparar la información extraída con los procedimientos operativos si estos

existen, en caso contrario conformar listado para su elaboración por el área

respectiva.

f) Consultar y comentar con el personal de ingeniería todas las dudas, sugerencias y

posibles interpretaciones del código o norma.

La problemática de interpretación inicia cuando se tiene el concepto de apegarse

estrictamente al código o norma, o bien se interpreta a un beneficio que en muchas

ocasiones no es lo mejor para la construcción o el proyecto. De esta situación se

Pág. 30


deriva la importancia de manejar e interpretar los códigos y normas de acuerdo a los

requerimientos reales del proyecto.

3.3 CÓDIGOS Y NORMAS UTILIZADAS EN EL MANTENIMIENTO, INSPECCIÓN Y

CONSTRUCCIÓN DE LOS CIRCUITO DE TUBERÍAS DE PROCESO EN


Una preocupación importante de diversos países es la normalización de códigos y

otros documentos aplicables al diseño de sistemas de tuberías.

Algunos países cuentan con sus propios códigos, mientras que otros países no

cuentan con los suyos propios y han tenido la necesidad de adoptar los de otros

países que en forma general satisfagan sus necesidades.

A continuación se mencionan algunos códigos y recomendaciones prácticas

utilizadas durante el mantenimiento, inspección y construcción de los circuitos de

tuberías de proceso en plataformas marinas:

3.3.1 A.S.T.M. (American Society for Testing Materials).

Esta norma establece los requisitos que deben cumplir los materiales utilizados en

los circuitos de tuberías.

3.3.2 AWS D1.1 (American Welding Society).

Esta norma establece las características que debe cumplir la soldadura de

estructuras metálicas.

3.3.3 A.S.M.E. B31.3 (American Society of Mechanical Engineer), “Tuberías para

plantas químicas y refinerías de petróleo”.

Este código prescribe los requisitos mínimos para materiales, diseño, fabricación

ensamble, examinación, inspección y pruebas para los sistemas de tuberías sujetos

a presión o vació.

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3.3.4 A.S.M.E. B31.8 (American Society of Mechanical Engineer).-“Sistemas de

tubería para transporte y distribución de gas”.

El Código establece los requerimientos considerados como necesarios para el diseño

seguro y la construcción de tuberías a presión.

3.3.5 A.S.M.E. B31.4 (American Society of Mechanical Engineer).-“Sistemas de

tubería para transporte y distribución de hidrocarburos líquidos”.

El Código establece los requerimientos considerados como necesarios para el diseño

seguro y la construcción de tuberías utilizadas para el transporte de hidrocarburos

líquidos.

3.3.6 A.S.M.E. SECC VIII (American Society of Mechanical Engineer).-“Diseño,

fabricación e instalación de recipientes a presión”.

Establece los requisitos para la el diseño y construcción de recipientes a presión.

3.3.7 A.S.M.E. SECC IX (American Society of Mechanical Engineer).-

“Calificación de soldadura”.

Establece los requisitos generales de soldadura, calificación de procedimientos y

operadores de soldadura, para tuberías de proceso.

3.3.8 A.S.M.E. SECC V (American Society of Mechanical Engineer).- “Examen

no destructivo”.

Establece los requisitos para realizar pruebas no destructivas a soldaduras.

3.3.9 A.S.M.E. B 31G (American Society of Mechanical Engineer).- “Evaluación

de esfuerzo remanente de tuberías con corrosión”.

Establece los requisitos para la evaluación de tuberías con pérdida de metal debido a

la corrosión.

Pág. 32


Pág. 33

3.3.10 Normas de referencia de Pemex (NRF).

Las normas de referencia son de observancia obligatoria durante los trabajos

realizados en instalaciones de Pemex, cabe mencionar que la mayoría de estas

normas hacen referencia a las expuestas en los puntos anteriores pero adecuadas a

las necesidades específicas de las instalaciones petroleras de nuestro pais.

CAPITULO 4

INSPECCIÓN DEL CIRCUITO DE

TUBERÍA DE 10”Ø UBICADA EN LA

ENTRADA AL SEPARADOR DE

PRUEBA.

4.1 TIPOS DE INSPECCIÓN EN CIRCUITOS DE TUBERÍAS DE PROCESO.

4.2 PERFIL DEL PERSONAL QUE REALIZA LAS INSPECCIONES.

4.3 LEVANTAMIENTO FÍSICO DEL CIRCUITO DE TUBERIA.

4.4 INSPECCION DEL CIRCUITO.

4.5 EVALUACION DE LA INTEGRIDAD MECANICA DE TUBERIAS DE PROCESO.

4.6 CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES DE LA INSPECCION.

CAPITULO 4 INSPECCION DEL CIRCUITO.

La inspección de los circuitos tuberías para transporte de hidrocarburos tiene como

objetivo realizar una evaluación de su condición mecánica, para detectar posibles

indicaciones ocasionadas durante la fabricación, instalación y cambios en su

estructura causados principalmente por factores ambientales, los cuales degradan el

material base y las soldaduras, así como los daños mecánicos ocasionados por las

maniobras que se realizan en las actividades diarias.

4.1 TIPOS DE INSPECCIÓN EN CIRCUITOS DE TUBERÍAS DE PROCESO.

La inspección de los circuitos de tuberías de proceso puede realizarse en cuatro

niveles dependiendo de su alcance, los cuales se mencionan a continuación:

4.1.1 Inspección nivel 1.

Comprende la inspección visual de los sistemas de tuberías con el fin de determinar

los daños, anomalías y problemas que tenga la tubería que puedan ser detectados a

simple vista.


Corresponde a la inspección en zonas específicas donde se requiera determinar la

condición en la que se encuentra la tubería. En este nivel se considera la medición

de espesores de pared interna en tuberías con el propósito de conocer el espesor de

pared remanente que tiene la tubería y determinar si puede o no seguir operando

bajo las condiciones de operación a que es sometida.


Cuando se requiera comprobar las condiciones de la tubería en toda su longitud y

principalmente internamente, se debe efectuar una inspección de la tubería con un

equipo instrumentado (diablo) y de acuerdo a los resultados se debe efectuar un a

análisis de integridad mecánica para programar los trabajos de mantenimiento

preventivo y/o correctivo, este nivel de inspección se realiza principalmente en

tuberías submarinas.

Pág. 35



Este nivel corresponde a una inspección localizada y detallada de zonas específicas

en la tubería y depende de los resultados obtenidos por otros niveles de inspección,

por lo cual se debe elaborar un programa de inspección considerando todos los

puntos con discontinuidades (ranuras, grietas, abolladuras, deformaciones,

socavaciones, etc.).

4.2 PERFIL DEL PERSONAL QUE REALIZA LAS INSPECCIONES DE TUBERÍAS.

El personal que realiza la inspección de tuberías en cualquier nivel deberá estar

certificado en el nivel I y II de acuerdo con las recomendaciones de la sociedad

americana de pruebas no destructivas (ASNT), o algún otro programa nacional

reconocido y especializado en las técnicas de inspección visual, ultrasonido,

radiografía industrial, líquidos penetrantes y partículas magnéticas. Los niveles I y II

deben ser re-calificados cada 3 años.

4.3 LEVANTAMIENTO FÍSICO DEL CIRCUITO DE TUBERIA.

Antes de realizar la inspección del circuito se debe contar con el plano del circuito de

la tubería a inspeccionar, el plano deberá elaborarse de acuerdo al procedimiento

establecido y deberá considerarse lo siguiente:

a) Los planos de tuberías deberán dibujarse en vista isométrica en tres planos a una

línea.

b) El dibujo se elabora sin escala.

c) Los planos deben dibujarse con dimensiones, es decir, con cotas y elevaciones.

d) Dichas cotas deben estar dadas a centro de codos, a centro de línea o cara de

bridas.

e) Se debe indicar referencias de localización con respecto a ejes de plataforma y/o

equipos.

f) Los giros y dobles giros deben estar acotados en sus catetos y ángulos.

g) Debe indicarse el paso de nivel de una tubería con respecto a la cubierta de la

plataforma, además debe señalar la elevación correspondiente del nivel.

Pág. 36


h) En las válvulas deberán estar representados su diámetro y libraje.

i) Las cotas deberán ser dadas en milímetros.

j) Los diámetros de válvulas, accesorios y tuberías deberán ser representados en

milímetros.

k) Indicar claramente la orientación para tener referencia de la ubicación del norte de

plataforma, el cual comúnmente esta hacia el área de pozos.

l) Indicar el tipo de servicio, dirección del flujo y delimitar los alcances de cada

circuito (tramo a considerar).

m) De acuerdo al alcance se determina el número de isométricos a generar

dependiendo del número de líneas que comprendan los circuitos.

n) Considerar tramos de tuberías, accesorios (bridas, codos, tee, reducción, etc.)

válvulas y soldaduras.

o) Indicar los diámetros de los tramos de tuberías y accesorios, así como sus

especificaciones técnicas (libraje, temperatura, presión sentido del flujo y fluidos).

El plano del circuito a intervenir, así como la simbología utilizada se muestran en los

anexos 1.1 y 1.2.

4.4 INSPECCION DEL CIRCUITO.

El programa de inspección para el circuito de 10” de diámetro ubicado en la entrada

al separador de prueba consistirá en realizar una inspección visual del circuito con la

finalidad de detectar indicaciones en la superficie de la tubería, así como también se

realizara medición de espesores de pared interna de la tubería con la finalidad de

evaluar y determinar si la tubería cuenta con el espesor requerido de acuerdo a las

condiciones actuales de operación.

4.4.1 Inspección visual.

Inspección visual es una prueba no-destructiva que provee una manera de detectar y

examinar una variedad de defectos superficiales, tal como corrosión, daños calientes,

grietas, abolladuras y muescas o ranuras, estas indicaciones son las mencionadas

en el capítulo 2 punto 2.2.1.

Pág. 37


La ventaja de la inspección visual consiste en que puede realizarse en condiciones

de operación en los sistemas de tuberías además de ser la de mas bajo costo de

todos los ensayos nos destructivos, la desventaja principal de la inspección visual es

que su resultado depende en gran parte de la experiencia y conocimiento del

inspector,

Los criterios de aceptación para las indicaciones detectadas durante la inspección

visual y las acciones de mantenimiento correctivo permitidas para cada tipo de

indicación son los mencionados en la tabla 2.1 del capítulo 2.

4.4.1.1 Dimensionamiento de las indicaciones en los circuitos de tuberías

detectables en la inspección visual.

El dimensionamiento de las indicaciones consiste en la medición de las mismas,

para que los resultados obtenidos sean comparados con los criterios de aceptación.

4.4.1.1.1 Dimensionamiento de la corrosión externa.

En la figura 4.1 se muestra gráficamente el dimensionamiento para corrosión

externa.

Figura 4.1 Dimensionamiento de la corrosión externa.

Dónde:

d = Profundidad máxima de pérdida de metal por corrosión..

A = Longitud circunferencial (Ancho).

L = Longitud máxima en la dirección axial (largo)

t = Espesor mínimo adyacente a la indicación en zona sana.

X = Distancia a la soldadura circunferencial

4.4.1.1.2 Dimensionamiento daños calientes.

Pág. 38


El dimensionamiento para daños calientes se muestra gráficamente en la figura 4.2.

.

Figura 4.2 Dimensionamiento de daños calientes.

Dónde:

d = Profundidad máxima

A = Longitud circunferencial (Ancho)

L = Longitud máxima en la dirección axial (longitudinal)

t = Espesor mínimo adyacente a la indicación en zona sana

X = Distancia a la soldadura circunferencial.

4.4.1.1.3 Dimensionamiento de grietas.

El dimensionamiento para grietas se muestra gráficamente en la figura 4.3.

Figura 4.3 Dimensionamiento de grietas.

Dónde:

2c: Longitud axial.

a: Profundidad máxima en la dirección radial.


Pág. 39



4.4.1.1.4 Dimensionamiento de abolladuras.

El dimensionamiento para abolladuras se muestra gráficamente en la figura 4.4.

Figura 4.4 Dimensionamiento de abolladuras.

Dónde:






4.4.1.1.5 Dimensionamiento muescas y ranuras.

El dimensionamiento para Muesca y ranura se muestra gráficamente en la figura 4.5.

Figura 4.5 Dimensionamiento para Muesca y ranuras.

Dónde:



Pág. 40





4.4.1.2 Desarrollo de la inspección visual.

Antes de comenzar la inspección visual es necesario realizar la identificación de

elementos del circuito intervenir, un elemento puede ser un carrete de tubería o

algún accesorio de tuberías como: codos, reducciones, tee recta, etc. En el anexo

1.3 se muestra el plano con la identificación de los elementos del circuito a

inspeccionar, la identificación de elementos se realiza para facilitar su localización e

identificación en caso necesario, la identificación consiste en asignar un numero

progresivo a cada elemento de acuerdo al sentido de flujo.

Como se mencionó anteriormente la finalidad principal de la inspección visual es

detectar indicaciones o fallas que pudieran afectar la integridad mecánica de los

circuitos de tuberías, para realizar esta actividad es necesario contar con equipos y/o

herramientas las cuales nos ayudaran a medir las indicaciones detectadas durante la

inspección, a continuación se dan algunos ejemplos de las herramientas y/o equipos

más comúnmente utilizados.

a) Herramientas utilizadas durante la inspección visual.

1) Flexo metro.

2) Cepillo o carda.

3) Lupa.

4) Espátula.

b) Equipos utilizados durante la inspección visual.

1) Pit gage y Galga bridge.

2) Cámara fotográfica.

3) Vernier.

Pág. 41


El Pit gage y Galga bridge son equipos utilizados principalmente para medir la

profundidad y altura de las indicaciones tomando como referencia la pared exterior

de la tubería en la figura 4.6 se muestran estos equipos.

Figura 4.6 Equipos utilizados durante la inspección visual (Pit gage y Galga bridge).

Los resultados obtenidos durante la inspección visual deben ser registrados en

formatos establecidos en los cuales se debe incluir la evidencia fotográfica, en el

anexo 2.3 se muestran los reporte de inspección visual realizados al circuito de 10” Ø

ubicado en la entrada al separador de prueba.

4.4.2 Inspección ultrasónica para medición de espesores de pared interna en

tuberías.

El método de inspección de tuberías mediante ultrasonido forma parte de los

ensayos no destructivos y tiene como finalidad determinar el espesor de la tubería.

El principio de operación para la inspección ultrasónica consiste en inducirle un

voltaje a un material piezoeléctrico el cual genera una onda mecánica de alta

frecuencia que se introduce al material de prueba, la onda viaja a través del material

con alguna perdida de energía, la cual es reflejada por interfaces acústicas y regresa

al material piezoeléctrico el cual convierte la señal mecánica en un impulso eléctrico

y es analizado por un equipo electrónico para determinar el espesor del material de

prueba.

Un sistema completo de inspección ultrasonido consiste:

a) Generador de la señal eléctrica.

b) Transductor ó “unidad de búsqueda”.

c) Acoplante para transferir la energía acústica al espécimen.

Pág. 42


d) Espécimen de prueba.

e) Indicador eléctrico de recepción.

En la figura 4.7 se muestra personal realizando medición de espesores en tuberías

de espesores con el equipo mencionado anteriormente.

Figura 4.7 Medición de espesores en tuberías de proceso.

4.4.2.1 Desarrollo de la inspección ultrasónica. Antes de comenzar con la medición de espesores, se debe realizar la identificación

de los elementos, lo cual se hace de la misma manera que para la inspección visual.

La medición de espesores se debe efectuar tanto en puntos de la línea regular como

en sitios donde el desgaste de pared puede ser importante, por ejemplo:

a) Accesorios y conexiones.

b) Tramos de cambios de dirección.

c) Puntos de apoyo de la tubería.

La toma de espesores en ductos de conducción de hidrocarburos se realizara

tomando los espesores de la siguiente forma:

a) Se deberán tomar lecturas (nivel de medición) cercanas a las soldaduras a

distancias no mayores de 50 mm. de cualquier soldadura.

b) En tramos largos de tubería se deberá realizar la toma de lecturas (nivel de

medición), una a cada lado de la soldadura y una lectura adicional a cada metro de

tubería.

Pág. 43


Nota: se considera como “nivel de medición” un horario de cuatro lecturas en una

circunferencia a 90º una de otra como se muestra en la figura 4.8.

Figura 4.8 Croquis ilustrativo para la toma de espesores.

4.4.2.1.1 Preparación de las superficies.

Hasta donde sea prácticamente posible se deberá realizar limpieza mecánica para

eliminar la pintura suelta en los puntos de inspección y proceder a hacer la medición

de espesores.

4.4.2.1.2 Registro de lecturas.

Después de efectuar la calibración del instrumento, se procederá a tomar las lecturas

sobre los puntos marcados en la línea de conducción de hidrocarburos.

Cuando se encuentre una lectura fuera de las tolerancias permitidas por norma, se

rastreara una zona de 10 x 10 cm alrededor del punto para asegurarse si se trata de

una indicación puntual. Si se determina que la lectura es una indicación puntual

entonces se tomaran cinco lecturas alrededor del punto y se registrara la lectura

mínima obtenida fuera de la indicación puntual.

Nota: una indicación puntual es aquella que está contenida en un área menor al

área del transductor y que desaparece al mover el palpador a una distancia igual al

radio del transductor.

Pág. 44


El registro de lecturas obtenidas durante la medición de espesores de pared interna

en el circuito de tubería de 10” Ø ubicado en la entrada al separador de prueba se

muestra en el anexo 2.1

4.5 EVALUACION DE LA INTEGRIDAD MECANICA DE TUBERIAS DE PROCESO.

4.5.1 Nomenclatura para evaluación de la integridad mecánica de tuberías.

PMOP = Presión máxima de operación permisible en lb/pulg².

tb = Espesor requerido por presión interna en pulg.

tm = Espesor mínimo detectado en pulg.

tr = Espesor limite de retiro en pulg.

Pop = Presión máxima de operación en lb/pulg².

Vdp = Velocidad de desgaste por punto al año.

D = Diámetro nominal de la tuberia en pulg.

S = Esfuerzo permisible de trabajo, (Tabla A-1 del ASME B 31.3), este valor es 20

000 lb/pulg2 para aceros al carbón con especificación ASTM A-206 y A-234.

E = Factor de eficiencia de junta (Tabla 302.3.4 del ASME B 31.3), es igual a 1 para

juntas de bisel sencillo radiografiadas al 100%.

Y = Coeficiente de temperatura (Tabla 304.1.1 del ASME B 31.3), es igual a 0.4 para

aceros al carbón.

W = Factor de reducción por juntas soldadas (Tabla 302.3.5 del ASME B 31.3), este

valor es igual a 1 para aceros al carbón.

4.5.2 Calculo del espesor mínimo requerido en tuberías.

4.5.2.1 Calculo del espesor mínimo requerido por presión interna.

El espesor requerido de pared interna en tuberías de acuerdo a la presión de

operación se calcula con la siguiente ecuación:

tb = Pop D / 2(S E W + Y Pop )

4.5.2.2 Espesor mínimo requerido por condiciones estructurales de seguridad

del componente (te).

Pág. 45


Es el espesor mínimo requerido considerando la compensación debido a cargas

externas (Fluido, claro entre soportes, peso propio del componente, vibración, entre

otros), a las que está expuesta el componente, este valor se obtiene con la tabla 4.1

Tabla 4.1 Espesores mínimos de retiro por condición estructural.

mm pulg. mm pulg. mm pulg. mm pulg. mm pulg.

4.775 0.188 0.965 0.038 12.700 0.500 0.965 0.038 4.775 0.188

5.563 0.219 1.118 0.044 19.050 0.750 1.118 0.044 5.563 0.219

4.547 0.179 0.914 0.036 25.400 1.000 1.270 0.050 6.350 0.250

4.851 0.191 0.970 0.0382 31.750 1.250 1.270 0.050 6.350 0.250

5.080 0.200 1.016 0.040 38.100 1.500 1.422 0.056 7.137 0.281

5.537 0.218 1.118 0.044 50.800 2.000 1.753 0.069 8.738 0.344

5.156 0.203 1.041 0.041 63.500 2.500 1.397 0.055 7.010 0.276

5.486 0.216 1.092 0.043 76.200 3.000 1.524 0.060 7.620 0.300

5.740 0.226 1.143 0.045 88.900 3.500 1.626 0.064 8.077 0.318

6.020 0.237 1.194 0.047 101.600 4.000 1.702 0.067 8.560 0.337

6.553 0.258 1.321 0.052 127.000 5.000 1.905 0.075 9.525 0.375

7.112 0.280 1.422 0.056 152.400 6.000 2.184 0.086 10.973 0.432

8.179 0.322 1.626 0.064 203.200 8.000 2.540 0.100 12.700 0.500

9.271 0.365 1.854 0.073 254.000 10.000 3.023 0.119 15.088 0.594

10.312 0.406 2.057 0.081 304.800 12.000 3.505 0.138 17.475 0.688

11.125 0.438 2.235 0.088 355.600 14.000 3.810 0.150 19.050 0.750

12.700 0.500 2.540 0.100 406.400 16.000 4.293 0.169 21.438 0.844

12.700 0.500 2.540 0.100 457.200 18.000 4.140 0.163 20.650 0.813

14.300 0.563 2.870 0.113 508.000 20.000 4.445 0.175 22.225 0.875

15.875 0.625 3.175 0.125 558.800 22.000 4.445 0.175 22.225 0.875

15.875 0.625 3.175 0.125 609.600 24.000 5.080 0.200 25.400 1.000

19.050 0.750 3.810 0.150 660.400 26.000 5.080 0.200 25.400 1.000

19.050 0.750 3.810 0.150 711.200 28.000 5.080 0.200 25.400 1.000

19.050 0.750 3.810 0.150 762.000 30.000 6.350 0.250 31.750 1.250

19.050 0.750 3.810 0.150 812.800 32.000 6.350 0.250 31.750 1.250

20.625 0.812 4.115 0.162 863.600 34.000 6.350 0.250 31.750 1.250

22.225 0.875 4.445 0.175 914.400 36.000 7.315 0.288 36.525 1.438

22.225 0.875 4.445 0.175 965.200 38.000 7.315 0.288 36.525 1.438

23.825 0.938 4.775 0.188 1016.000 40.000 7.315 0.288 36.525 1.438

23.825 0.938 4.775 0.188 1066.800 42.000 7.315 0.288 36.525 1.438

CLASE 300 R.F.

0‐5102 kPa (0‐740 lb/pulg²)

CLASE 600 R.F.

5109‐10204 kPa (741‐1480 lb/pulg²)

ASTM A 106 Gr B Ced.

40

API ESTANDAR Gr B

ASTM A 106 Gr B

Ced. 80

API ESTANDAR Gr B

ASTM A 106 Gr B

Ced. 80

ESPESOR DE PARED

NOMINAL

ESPECIFICACION DEL

MATERIAL20%

ESPESOR ESTRUCTURAL (te)ESPESOR DE PARED

NOMINAL

ESPECIFICACION DEL

MATERIAL

ASTM A 106 Gr B

Ced. 160

Ø

NOMINAL ESPESOR ESTRUCTURAL (te)

20%

ASTM A 106 Gr B

Ced. 160

Pág. 46


4.5.2.3 Espesor limite de retiro.

Si el espesor calculado de acuerdo con la presión interna (tb) resulta mayor que el

espesor estructural (te, ver Tabla 4.1), se debe tomar dicho valor como el espesor

límite de retiro (tr); por el contrario, si el espesor establecido como espesor

estructural (te, ver Tabla 4.1) es mayor que el espesor requerido por presión interna

(tb), éste se toma como el espesor límite de retiro (tr). Por lo que se debe tomar

como definitivo el valor mayor de los dos comparados.

tr = MAX ( tb , te )

4.5.2.4 Vida útil estimada.

La vida útil estimada es el tiempo promedio que debe transcurrir antes de que el

circuito de tubería o recipiente a presión, llegue a su límite de retiro. Se debe calcular

de acuerdo a lo siguiente:

VUE = ( tm – tr ) / Vdp

4.5.3 Calculo de la presión máxima de operación permisible.

4.5.3.1 Calculo de la presión máxima de operación permisible en tuberías de

proceso sin indicaciones.

Es la presión máxima a la que un componente puede ser operado, para calcular la

presión máxima de operación permisible (PMOP) se debe utilizar la siguiente

fórmula:

PMOP = 2 tm SE W / D - (2 Y tm )

4.5.3.2 Calculo de la presión máxima de operación reducida para tuberías con

indicaciones.

Es la presión máxima a la que un componente con presencia de daño localizado

puede ser operado, para calcular la presión máxima de operación permisible se debe

realizar siguiendo el siguiente método.

Condiciones:

Pág. 47


Si d/t es igual o menor a 0.1 la indicación se tolera y no requiere ser estudiada o

evaluada.

Si d/t es igual o mayor de 0.8 la indicación no es tolerable y se debe sustituir el tramo

de tubería.

SI d/t es mayor a 0.1 y menor 0.8 se debe analizar la indicación mediante el método

siguiente.

a) Primero calcularemos la longitud máxima permitida del área corroída con la

siguiente fórmula:

Donde:

L= Longitud máxima permitida del área corroída.

D= Diámetro nominal de la tubería.

t= Espeso nominal del tubo.

B= Definida por la siguiente fórmula:

Para valores de d/t menores o iguales a 0.175 se deberá tomar B = 4

b) Como segundo punto debemos comparar L vs Lm

Donde:

Lm = Longitud medida del área corroída.

Si Lm < L entonces la indicación por corrosión no es severa y solo se recomienda la

aplicación de mantenimiento preventivo.

Si Lm ≥ L entonces la indicación reduce la resistencia y se deberá calcular la

presión máxima de operación permisible (PMOP).

c) Calculo de la presión máxima de operación permisible para áreas corroídas.

En primer lugar calcularemos “A” mediante la siguiente fórmula:

Pág. 48


Pág. 49

Para valores de A menores o iguales de 4 la presión de falla la calculamos con la

ecuación siguiente:

Para valores de A mayores de 4 la presión de falla se calculara con la siguiente

ecuación:

Donde PMPO se calcula con la siguiente ecuación:

Donde:

Sf = Esfuerzo permisible de trabajo, (Tabla A-1 del ASME B 31.3), este valor es 20


4.6 CONCLUSIÓNES Y RECOMENDACIONES DE LA INSPECCIÓN.

Considerando los resultados obtenidos en la evaluación de la integridad mecánica

del circuito donde el elemento 5 y el elemento 6, se encuentran fuera de los criterios

de aceptabilidad, es necesario realizar el mantenimiento correctivo necesario para su

corrección.

El método de mantenimiento correctivo consistirá en la sustitución del circuito,

considerando que no se encuentra en operación continua, ya que solo se requiere

cuando se realiza el aforo de algún pozo, por lo que puede quedar fuera de

operación el tiempo en el que se realiza la construcción del nuevo circuito.

CAPITULO 5

CONSTRUCCIÓN DEL CIRCUITO DE

TUBERÍA DE 10” Ø UBICADO EN LA

ENTRADA AL SEPARADOR DE

PRUEBA. 5.1 SEGURIDAD INDUSTRIAL EN LOS TRABAJOS DE CONSTRUCCIÓN DE LOS

CIRCUITOS DE TUBERÍAS.

5.2 ESPECIFICACIÓN DE LOS MATERIALES UTILIZADOS PARA LA

CONSTRUCCIÓN DEL CIRCUITO.

5.3 PROCESO DE SOLDADURA UTILIZADO EN LA CONSTRUCCION DEL

CIRCUITO.

5.4 CALIFICACIÓN DE PROCEDMIENTOS DE SOLDADURA Y SOLDADORES

PARA LA DE CONSTRUCCION DEL CIRCUITO.

5.5 TIPOS DE UNIONES A SOLDAR EN LA CONSTRUCION DEL CIRCUITO.

5.6 APLICACIÓN DE SOLDADURA DURANTE LA CONSTRUCCION DEL

CIRCUITO.

5.7 INSPECCIÓN DE SOLDADURAS REALIZADAS DURANTE LA

CONSTRUCCION DEL CIRCUITO MEDIANTE PRUEBAS NO DESTRUCTIVAS.

5.8 RESULTADO DE LA INSPECCIÓN DE LAS PRUEBAS NO DESTRUCTIVAS

REALIZADAS A LAS SOLDADURAS DEL CIRCUITO.

5.9 APLICACION PROTECCIÓN ANTICORROSIVA AL CIRCUITO.

5.10 INSPECCION DE LA PROTECCION ANTICORROSIVA EN LOS CIRCUITOS

DE TUBERIAS.

5.11 RESULTADOS DE INSPECCIÓN A LA PROTECCIÓN ANTICORROSIVA.

CAPITULO 5 CONSTRUCCION DEL CIRCUITO

La construcción de los circuitos de tuberías de proceso contempla principalmente las

actividades de corte y soldadura de tuberías, inspección de soldaduras mediante

pruebas no destructivas y aplicación de protección anticorrosiva, todas las

actividades mencionadas anteriormente se deben desarrollar conforme a normas de

calidad, seguridad y protección al medio ambiente.

5.1 SEGURIDAD INDUSTRIAL EN TRABAJOS DE CONSTRUCCION DE LOS

CIRCUITOS TUBERIAS.

La seguridad industria se define como el conjunto de conocimientos y su aplicación

con la finalidad de evitar accidentes e incidentes personales, industriales y

ambientales.

El grado de riesgo en las actividades industriales se determina principalmente

analizando que productos se manipulan o se almacenan, considerando lo anterior las

Plataformas petroleras en costa afuera son consideradas, áreas de trabajo de alto

riesgo.

Durante las actividades de construcción, modificación e intervención de los circuitos

de tuberías en plataformas marinas, los riesgos a los que estaremos expuestos son:

escapes de fluidos, derrame de hidrocarburos al mar, formación de nubes de gas,

incendio o explosión, así mismo personal lesionado por alguna de las causas

anteriores y además de estos riesgos debemos tener en cuenta los riesgos

inherentes a las actividades de construcción de los circuitos de tuberías,

considerando que la mayor parte de los incidentes y accidentes son provocados por

condiciones y actos inseguros.

Antes de dar inicio a las actividades se deberá elaborar un análisis de riesgo con la

finalidad de tomar las medidas preventivas para minimizarlos, este estudio deberá

cumplir con lo siguiente:

Todos los trabajadores deberán portar su equipo de protección personal, tales como:

a) Casco de seguridad con barbiquejo.

Pág. 51


b) Ropa de algodón con logotipo de la compañía.

c) Botas con suela antiderrapante.

d) Casquillo de protección.

Además se debe utilizar durante el desarrollo de sus actividades, el equipo de

protección adecuado al riesgo a que este expuesto, tal como:

a) Guantes apropiados.

b) Protección ocular y auditiva.

c) Equipo de protección respiratoria.

d) Cinturón arnés de seguridad.

e) Equipo para soldador, chaleco salvavidas.

Se aplicarán las siguientes medidas preventivas al realizar los trabajos de corte y

soldadura de tuberías.

a) Se recogerán y retirarán todos los materiales combustibles del área de trabajo.

b) Mantener los extintores de incendios a la mano para su uso inmediato.

c) Se vigilara la trayectoria de la chispa y se aplicarán cortinas de agua en caso de

ser necesario.

5.2 ESPECIFICACIÓN DE LOS MATERIALES UTILIZADOS PARA LA

CONSTRUCCIÓN DEL CIRCUITO.

Los materiales a utilizar en la construcción del circuito de tubería deben cumplir con

ciertas características y especificaciones, las cuales dependen del servicio y las

condiciones de operación, siendo entre otras los siguientes:

a) Composición química del fluido a manejar.

b) Condiciones de operación: presión y temperaturas (máximas y mínimas).

c) Contenido de sólidos abrasivos, aceites o alguna otra sustancia extraña.

d) Condiciones ambientales.

e) Factores de corrosión externa.

Pág. 52


Para la construcción del circuito de 10” Ø, se tomaran las siguientes características

de operación:

a) Tipo de fluido a manejar: Mezcla de pozos, (crudo, gas y agua).

b) Condiciones de operación:

Presión máxima de operación: 26 kg/cm2. (369.72 Psi.).

Temperatura de operación: 80 °C.

c) Condiciones ambientales: Ambiente marino.

e) Factor de corrosión externa: Se deberá considerara un espesor adicional de 1/8” al

espesor de la tubería obtenido durante el diseño del circuito tomando en cuenta la

presión máxima de operación, este valor se considera como factor de Corrosión.

5.2.1 Especificaciones de la tubería y accesorios.

5.2.1.1 Tubería.

Para la construcción del circuito se utilizara tubería de acero al carbón sin costura

cedula 40 extremos biselados de acuerdo a la especificación ASTM A-106 GR.B.

5.2.1.2 Bridas.

Se utilizaran bridas de cuello soldable de 10”Ø clase 300 # (WNRF), cedula 40 y

deberá cumplir con la especificación ASTM A-105.

5.2.1.3 Conexiones.

Se utilizaran codos de 45° y 90° radio largo de 10”Ø cedula 40 extremos soldables

sin costura de acuerdo a la especificación ASTM A-234.

5.3 PROCESO DE SOLDADURA UTILIZADO EN LA CONSTRUCCION DEL

CIRCUITO.

En su aspecto más amplio podemos definir la soldadura como un procedimiento de

unión de materiales iguales ó diferentes entre sí bajo la acción del calor como forma

de energía con ó sin adición de materiales de aportación y en o sin presencia de

presión externa con el objeto de formar un todo continuo y homogéneo.

Pág. 53


El proceso de soldadura más comúnmente utilizado en la construcción y

mantenimiento de los circuitos de tuberías de proceso es el método de

SOLDADURA MANUAL AL ARCO CON ELECTRODOS REVESTIDOS S.M.A.W.

(Shielded Metal Arc Welding, S.M.A.W.).

SMAW es un proceso de soldadura en el que se produce la coalescencia mediante el

calentamiento debido a un arco eléctrico mantenido entre el extremo de un electrodo

revestido y la superficie del metal base en la junta a soldar.

5.3.1 Principios De Operación.

La soldadura comienza cuando se genera un arco eléctrico entre la punta del

electrodo y la pieza a unir el intenso calor generado funde la punta del electrodo y la

zona de los bordes a unir situada en el otro extremo del arco, en la punta del

electrodo se forman pequeños glóbulos de metal fundido de este modo se deposita el

metal de aporte y el electrodo se consume.

Dado que el arco eléctrico es una de las fuentes más calientes de entre todas las

fuentes calóricas (temperatura de hasta 3000° C), la fusión se realiza de forma casi

instantánea, si la soldadura se realiza en la posición horizontal o en cornisa la

transferencia del metal se produce por la fuerza de gravedad, expansión del gas,

fuerzas eléctricas y electromagnéticas y tensión superficial.

5.3.2 Electrodos revestidos.

Es el sueco Kjellber inventor del electrodo revestido, a quien la industria de la

soldadura debe su éxito prodigioso, un electrodo revestido está construido por un

alma metálica, generalmente de forma cilíndrica, y de un revestimiento de

composición química según las características exigidas (Figura 5.1).

La composición de los revestimientos es muy compleja; son mezclas de materias

orgánicas y minerales, de modo que cada sustancia juega una función determinada

ya sea durante la fusión y la solidificación.

Pág. 54


Figura 5.1 Electrodo revestido.

5.3.2.1 Normatividad sobre la clasificación de electrodos revestidos.

Los electrodos se clasifican según las especificaciones de la AMERICAN WELDING SOCIETY (A.W.S.).

Estas especificaciones están aceptadas de forma general por los códigos de

construcción americanos, pudiéndose citar con el más representativo el caso del

código ASME (American Society of Mechanical Engineers).

Tabla 5.1 Clasificación de los electrodos según la AWS.

ESPECIFICACION AWS TIPO DE ELECTRODO

A 5.1 Electrodos revestidos para aceros al carbono.

A 5.5 Electrodos revestidos para aceros da baja aleación

A 5.4 Electrodos revestidos para aceros resistentes a la ióA 5.15 Electrodos revestidos para hierro fundido.

A 5.3 Electrodos revestidos para aluminio y sus aleaciones

A 5.6 Electrodos revestidos para cobre y sus aleaciones

A 6.11 Electrodos revestidos para níquel y sus aleaciones.

A 5.16 y 5.21. Electrodos revestidos para recargues.

5.4 CALIFICACIÓN DE PROCEDIMIENTOS DE SOLDADURA Y SOLDADORES

PARA LA DE CONSTRUCCION DEL CIRCUITO.

El propósito de la calificación de los procedimientos de soldadura y soldadores es

para que las soldaduras realizadas durante la construcción de los circuitos de

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tuberías cuenten con las propiedades mecánicas apropiadas para resistir las

condiciones de operación, la calificación de los procedimientos y operadores de

soldadura se realiza de acuerdo a lo indicado en norma NRF-020-PEMEX-2012 y a

la A.S.M.E. sección IX (calificación de procedimientos de soldadura y soldadores).

5.4.1 Calificación del procedimiento de soldadura para tuberías de proceso

(PQR).

El procedimiento calificado de soldadura (PQR) es un registro de las variables

esenciales registradas durante las soldadura de especimenes de prueba, además

deberá contar con los resultados de las pruebas destructivas (prueba de tensión,

prueba de impacto, pruebas de dobles, etc.) realizadas a dichos especimenes, los

laboratorios encargados de las pruebas destructivas deberán estar reconocidos por

la entidad mexicana de acreditación. Para fines de este trabajo y como ejemplo en el

anexo 3.1 se muestra el PQR para soldaduras en tubería de acero al carbón con

bisel V.

5.4.2 Procedimiento específico de soldadura (WPS).

El procedimiento especifico de soldadura (WPS) es un procedimiento de soldadura

calificado y escrito el cual se ha realizado tomando como referencia el PQR y en él

se plasman todas las variables esenciales y no esenciales para realizar soldaduras

de producción, el WPS se puede usar para proveer dirección al soldador para hacer

soldaduras de producción en conformidad con requerimientos aplicables. El WPS

utilizado durante la construcción del circuito de tuberías se muestra a manera de

ejemplo en anexo 3.2.

5.4.3 Calificación y certificación de soldadores (WPQ).

El WPQ es el registro de pruebas de calificación de habilidad de operarios de

soldadura. El aspirante a soldador calificado debe elaborar la probeta de calificación

siguiendo los parámetros establecidos en el procedimiento especifico de soldadura

(WPS), la cual debe ser sometida a pruebas no destructivas y adicionalmente si es

requerido se le realizaran pruebas mecánicas. Si las distintas inspecciones y pruebas

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mecánicas a las que se somete la probeta de calificación son satisfactorias de

acuerdo con el especialista en soldadura quien es responsable de de avalar y aplicar

la prueba, el aspirante podrá realizar los trabajos de aplicación de soldadura a

tuberías de proceso. La calificación de un soldador u operador de máquina de soldar

es válida solo por un periodo de 6 meses. Sin embargo si suelda dentro de este

periodo, continua vigente por un periodo similar a partir de la ultima fecha en que se

aplica la soldadura, en el anexo 3.3 se muestra a manera de ejemplo PQR el

soldador que realizara los trabajos de aplicación del soldadura durante la

construcción de los circuito de tuberías.

5.5 TIPOS DE UNIONES A SOLDAR EN LA CONSTRUCION DEL CIRCUITO.

Para la construcción del circuito se deben realizar 05 soldaduras de 10” de diámetro

de bisel en V, el diseño de las juntas se muestra en la figura 5.2.

Figura 5.2 Diseño de juntas de bisel en V.

Dónde:

T : Espesor de la tubería.

1: Abertura de raíz (1/8”).

2: Cara de raíz (1/8”).

3: Cara de bisel.

4: Angulo de bisel (37.5 0).

5: Angulo de la junta (750).

5.6 APLICACIÓN DE SOLDADURA DURANTE LA CONSTRUCCION DEL

CIRCUITO.

5.6.1 Preparación del metal base.

Pág. 57


Antes de la aplicación de soldadura es necesario preparar el metal base y conformar

la junta a soldar, las superficies a ser soldadas deben estar lisas, uniformes, libres de

laminaciones, rasgaduras, escama, escoria, grasa, pintura y otros materiales

dañinos, los cuales podrían afectar adversamente la soldadura, la limpieza de la

preparación de la junta debe incluir 2” de ancho de ambos lados de la junta a soldar

como mínimo. El alineamiento de los extremos a tope debe ser de tal manera que

minimice el escalonamiento entre superficies. Para tubos del mismo espesor nominal

de pared el escalonamiento no debe exceder de 3/16”. Cualquier desalinea miento

mayor siempre que sea causado por variaciones dimensionales debe ser igualmente

distribuido por alrededor de la circunferencia del tubo. En la tubería los biseles

normalmente se realizan en campo debido a que la tubería se debe ajustar a la

dimensión requerida en cambio los accesorios ya traen biseles de fabrica. El bisel

campo se realiza con herramientas mecánicas o puede ser usado corte manual con

oxigeno y acetileno, los extremos biselados deben estar razonablemente lisos y

uniformes y las dimensiones deben estar de acuerdo con el diseño de la junta, en la

figura 5.3 se muestra personal realizando esta actividad.

Figura 5.3 Personal realizando preparación del metal base.

5.6.2 Material de aporte.

El material de aporte o electrodos que se utilizaran para la construcción del circuito

deberán estar secos, limpios y debidamente almacenados, en estricto apego a las

recomendaciones del fabricante, el uso de electrodos en mal estado durante la

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construcción del circuito puede provocar la aparición de indicaciones en las

soldaduras. Los electrodos revestidos utilizados para la construcción del circuito

deberán cumplir con la norma AWS A5.1 y A5.5.

5.6.3 Aplicación de soldadura.

El procedimiento para la aplicación del metal de aporte en la ranura o junta consta de

cuatro pasos los cuales se muestran en la figura 5.4, el número de cordones

necesarios para llevar a cabo cada paso dependerá del espesor o cedula de la

tubería a soldar, cabe mencionar que se debe cuidar que el amperaje y voltaje sea

conforme a lo que establece el procedimiento específico de soldadura (WPS), para

evitar sobre calentamientos en la tubería ya que esto podría afectar las

características mecánicas de la tubería.

Figura 5.4 Pasos para la aplicación de material de aporte en soldaduras.

Donde:

1: 1er. Paso Fondeo.

2: 2do Paso Caliente.

3 y 4: 3er Paso Relleno.

5: 4to Paso Vista.

5.6.3.1 Fondeo.

Este paso también conocido como raíz consiste en la aplicación de electrodos E-

6010 de 1/8” Ø con una velocidad de aplicación de 1.5 a 3 pulg/min.

5.6.3.2 Paso caliente.

Consiste en la aplicación de electrodos E-6010 de 5/32” Ø con una velocidad de

aplicación de 1.5 a 3 pulg/min.

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5.6.3.3 Relleno.

Se realiza con la aplicación de material de aporte E-7018 de 5/32” Ø con una

velocidad de aplicación de 1.5 a 3 pulg/min.

5.6.3.4 Vista.

Se realiza con electrodo E-7018 de 5/32” Ø con una velocidad una velocidad de

aplicación de 1.5 a 3 pulg/min.

En la figura 5.5 se muestra personal realizando la aplicación de soldadura en

tuberías de proceso.

Figura 5.5 Aplicación de soldadura en tuberías de proceso.

5.7 INSPECCIÓN DE SOLDADURAS REALIZADAS DURANTE LA

CONSTRUCCION DEL CIRCUITO MEDIANTE PRUEBAS NO DESTRUCTIVAS.

Las soldaduras realizadas durante la construcción del circuito de tubería se deben

inspeccionar al 100% mediante pruebas no destructivas esto con la finalidad de

comprobar que la soldaduras tengan las propiedades mecánicas apropiadas y en su

caso detectar indicaciones e imperfecciones para ser evaluadas de acuerdo a la

normatividad aplicable y así determinar si la soldaduras cumplen con los estándares

requeridos y en caso contrario se deberá realizar la reparación del defecto detectado,

cabe mencionar que solo se permite realizar dos reparaciones a una soldadura y en

caso de que el defecto no se haya eliminado el defecto esta soldadura se deberá

cortar y realizar nuevamente.

Pág. 60


Los métodos de ensayos no destructivos que se llevan a cabo más comúnmente

para la inspección de soldaduras realizadas en la construcción de los circuitos de

tuberías son los siguientes:

a) Inspección visual.

b) Radiografía.

c) Líquidos Penetrantes.

El tipo de ensayo no destructivo que se le realice a una soldadura depende

principalmente del diseño de la junta, por ejemplo las soldaduras de bisel en V se

pueden ser inspeccionadas mediante radiografía y las soldaduras de filete se

inspeccionan mediante líquidos penetrantes, para el caso particular de este trabajo la

inspección de las 05 soldaduras realizadas para la construcción del circuito serán

inspeccionadas, mediante inspección visual y radiografía, por tal motivo solo se

expondrán estos tipos de inspección. La identificación de soldaduras consiste

comúnmente en asignar un número progresivo a cada junta soldada siguiendo la

trayectoria del flujo.

5.7.1 Tipos de indicaciones en soldaduras realizadas durante la instrucción de

circuitos de tuberías.

Las indicaciones detectadas en las soldaduras realizadas durante la construcción de

los circuitos de tuberías deben ser evaluadas de acuerdo a la norma A.S.M.E. B31.3

y debido a que se trata de soldaduras nuevas los criterios de aceptación se

consideran más estrictos comparados con los criterios aceptación de indicaciones en

soldaduras de tuberías en servicio indicados en la tabla 2.1.

La inspección y evaluación de las indicaciones en soldaduras realizadas durante

construcción de los circuitos de tubería, se debe realizar por personal calificado y

certificado, cabe mencionar que este personal debe contar con la experiencia

necesaria para la correcta interpretación de los resultados obtenidos. Además de las

indicaciones descritas en el punto 2.2.1.1.1 del capítulo 2 durante la inspección de

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soldaduras relazadas durante la construcción de los circuitos de tubería también

deben considerarse las siguientes:

a) Corona baja.

Es la soldadura de acabado cuya superficie de corona se encuentra por debajo de la

superficie de los elementos soldados, también es considerado como defecto cuando

la corona se encuentra por encima de los elementos soldados en más de 1/16”, en la

figura 5.6 se ilustra este defecto.

Figura 5.6 Corona baja.

b) Penetración excesiva.

La penetración excesiva está definida como una porción del cordón de raíz donde

una penetración excesiva ha causado que el cráter de soldadura sea empujado

dentro de la soldadura, en la figura 5.7 se muestra este defecto.

Figura 5.7 Penetración excesiva.

c) Concavidad en la raíz.

La concavidad interna está definida como un cordón que esta apropiadamente

fusionado y completamente penetrado al espesor de la tubería a lo largo de ambos

lados del bisel, pero cuyo centro esta de alguna manera arriba de la superficie

Pág. 62


interna de la pared de la tubería. La magnitud de la concavidad es la distancia

perpendicular entre una extensión de la superficie de la tubería y el punto más bajo

en la superficie del cordón de la soldadura, en la Figura 5.8 se muestra este defecto,

Figura 5.8 Concavidad en la raíz.

5.7.2 Inspección visual de soldaduras.

La inspección visual de las soldaduras tiene como finalidad detectar indicaciones

superficiales como son: Corona baja, exceso de corona, socavados y porosidad en la

vista de la soldadura. La inspección visual también puede llevarse a cabo antes,

durante y al final de la aplicación de soldadura para evitar indicaciones en el interior

de la soldadura, cabe mencionar que al realizar esta inspección también se debe

realizar la inspección mediante algún otro método para verificar la sanidad de la

soldadura en su interior.

5.7.2.1 Inspección visual antes de la soldadura.

Antes de la aplicación de soldadura se debe verificar la correcta preparación del

metal base, así como el diseño de la junta debe estar acorde con lo mencionado en

el punto 5.5, también debe inspeccionarse el material de aporte para verificar que

sea el adecuado y se encuentre en buen estado.

5.7.2.2 Inspección visual durante la soldadura.

La inspección visual durante la aplicación de soldadura consiste básicamente en

verificar que la soldadura se realice de acuerdo al procedimiento específico de

soldadura (WPS), poniendo principal atención a la limpieza entre pasos de

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soldadura, metal de aporte y que no exista sobre calentamiento del metal base para

no afectar sus propiedades mecánicas.

5.7.2.3 Inspección visual después de la soldadura.

Como se mencionó anteriormente la inspección visual de después de la aplicación de

soldadura consiste básicamente en detectar posibles indicaciones en la superficie de

la soldadura para su evaluación y/o reparación en caso necesario.

5.7.3 Inspección radiográfica de soldaduras.

Básicamente el proceso de Radiología consiste en hacer pasar por un haz de

radiación de naturaleza electromagnética (Rayos X ó Rayos Gamma) a través de un

cuerpo. Después esa radiación deberá incidir sobre elementos sensibles a este tipo

de energía manifestándose una imagen, estas imágenes se les conoce como

películas las cuales deben tener claridad, densidad y contraste para una correcta

interpretación.

Solamente los radiólogos niveles II o III deberán interpretar las imágenes

radiográficas de las soldaduras de las tuberías de proceso.

Las imágenes deberán ser claramente identificadas con el uso de números de

plomo, letras de plomo, marcadores u otra identificación de tal manera que la

soldadura y cualquier imperfección sea localizada de manera rápida y precisa.

5.7.4 Criterios de aceptación de indicaciones en soldaduras realizadas durante

la instrucción de circuitos de tuberías.

Los criterios de aceptación para indicaciones en soldaduras circunferenciales

realizadas durante la construcción de los circuitos de tuberías de proceso en

plataformas marinas se muestran en la tabla 5.2.

5.8 RESULTADO DE LA INSPECCIÓN DE LAS PRUEBAS NO DESTRUCTIVAS

REALIZADAS A LAS SOLDADURAS DEL CIRCUITO.

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Las 05 soldaduras realizadas durante la construcción del circuito de 10”Ø se

inspeccionaron mediante inspección visual y radiografiado al 100% y de acuerdo a

los resultados proporcionados por el inspector se encuentran dentro de norma

considerando que no se detectan indicaciones relevantes.

Tabla 5.2 Criterios de aceptación en soldaduras circunferenciales realizadas durante

la construcción de los circuitos de tuberías. TIPO DE INDICACION CRITERIO DE ACEPTACION.

Socavados.El socavado en la corona o raíz es aceptable hasta una profundidad menor o igual de de0.8mm (1/32”) o 1/4 del espesor de la tuberia lo que resulte menor.

Penetración incompleta.

La profundidad de la penetracion incompleta es aceptable cuando es menor o igual a 1/32" o0.2 del espesor de la tuberia lo que resulte menor.La longituud de la penetracion incompleta es aceptable cuando es menor o igual 1.5" en 6" delongitud de soldadura.

Falta de fusión. La falta de fusión no es aceptable en ninguna longitud.

Porosidad.

Poros aislados Es aceptable cuando su tamaño no excede de 1/3 del espesor nominal de la tubería.

Poros en grupoEste defecto no es aceptable cuando la suma en el tamaño de los poros excede 1.5 veces 1/3del espesor de la tubería.

Poro túnel No es aceptable en ninguna longitud.

a) Largo individual de inclusiones de escoria no son aceptables cuando son mayores a 1/3 delespesor de la tubería.

b) Ancho individual no son aceptables cuando su tamaño excede 3/32” o 1/3 del espesornominal de la tubería lo que resulte menor.

c) Largo acumulativo de inclusiones de escoria no es aceptable si la suma de indicaciones esmayor al espesor nominal de la tubería en 12" de longitud de soldadura.

Concavidad en la raizLa concavidad en la raiz es aceptable cuando el espesor de la soldadura incluyendo elsobreespesor es mayor o igual al espesor de la tuebria.a) Para espesores de tuberia menores o iguales a 1/4" la no se debe una altura de penetracionexcesiva de 1/16"b) Para tuberías mayor a 1/4” pero menor o igual a ½” la altura de la penetracion execesiva nodeber rebasar 1/8”.c) Para tubería mayor a ½” pero menor o igual a 1” la altura de la penetracion execeiva no deberebasar 5/32”.d) Para tuberías con espesor mayor a 1” la altura de la penetracion excesiva no debe rebasar3/16”.

Corona baja.Se considera como defecto cuando la corona se encuentra por debajo de la superficie de loselementos soldados, también es considerado como defecto cuando la corona se encuentra porencima de los elementos soldados en más de 1/16

Inclusiones de escoria.

Penetración excesiva.

5.9 APLICACION PROTECCIÓN ANTICORROSIVA AL CIRCUITO.

La aplicación de protección anticorrosiva a los circuitos de tubería se realiza con la

finalidad protegerlos de la corrosión exterior, tomando en cuenta lo anterior el

sistemas de protección anticorrosiva seleccionado deberá resistir las condiciones de

exposición, ambiente y servicio al cual es expuesto.

5.9.1 Preparación de la superficie de la tubería.

Antes de la aplicación del sistema de protección anticorrosiva a los circuitos de

tubería se deberán remover todos los contaminantes visibles como son: oxido,

laminaciones, cascarillas, etc., así como también se deberán eliminar las

Pág. 65


imperfecciones que producen aristas y vértices agudos debido a que en esos lugares

el recubrimiento adopta bajos espesores, el método de limpieza utilizado también

debe considerar obtener un perfil de anclaje que asegure la buena adherencia

mecánica del recubrimiento con la superficie protegida.

El perfil de anclaje es la profundidad y la forma de la rugosidad máxima, que se

obtiene cuando la superficie de un material es impactado con un abrasivo a presión o

cuando se le aplica un mordentado con solución química.

El método de limpieza más comúnmente usado en los circuitos de tuberías consiste

en lanzar abrasivos (Arena, granalla, etc.), a presión sobre la superficie de la tubería

para eliminar los contaminantes y obtener el perfil de anclaje deseado.

Con la finalidad de evitar desprendimientos del recubrimiento en la tuberías por falta

de adherencia, se deberá revisar el perfil de anclaje antes de la aplicación del

recubrimiento en la tubería, el cual deberá estar dentro de los parámetros requeridos

de acuerdo al recubrimiento primario a aplicar (1.5 a 2.5 milésimas de pulgada para

RP-6), para verificar lo anterior se deberá colocar un comparador de anclaje sobre la

tubería, en la figura 5.9 se observa el comparador de anclaje utilizado más

comúnmente en los circuitos de tubería.

.

Figura 5.9 Comparador de anclaje.

5.9.2 Tiempo máximo para aplicar el recubrimiento.

Una vez alcanzado el grado de limpieza y el perfil de anclaje, la aplicación del

recubrimiento no debe exceder más de 4 horas cuando la superficie se encuentre en

ambiente seco; si el ambiente es húmedo, el recubrimiento se debe aplicar en el

Pág. 66


tiempo mínimo posible, dado que a mayor humedad más rápido se oxida la

superficie; ante una humedad relativa mayor a 85%, no se debe continuar con los

trabajos de limpieza.

5.9.3 Sistema de protección anticorrosiva aplicado al circuito.

Un sistema de protección anticorrosiva es la unión integral de dos o más

recubrimientos anticorrosivos con la finalidad de formar una barrera protectora de un

substrato metálico, el sistemas de protección anticorrosiva aplicado al circuito de

tuberías de 10”, es el sistema 1 de acuerdo a la NRF-053-PEMEX-2006 y los tres

recubrimientos aplicados a los sistemas de tuberías para formar el sistema de son

los siguientes:

5.9.3.1 Primario.

Es un recubrimiento cuyas funciones principales son la obtención de una buena

adherencia con el substrato metálico, inhibir la corrosión y presentar una superficie

áspera y compatible para que las capas de enlace o acabado logren una buena

adherencia, el recubrimiento primario utilizado en los circuitos de tuberías es

epoxico-poliamida de dos componentes RP-6 modificado, el cual deberá tener un

espesor de 4 a 6 milésimas de pulgada.

5.9.3.2 Enlace.

Es una película de recubrimiento que se aplica entre el primario y el acabado cuando

entre éstos existe incompatibilidad, así como para incrementar la protección

anticorrosiva del sistema y el espesor, el recubrimiento utilizado como enlace en los

circuitos de tubería es epoxico catalizado-poliamida de dos componentes altos

sólidos RA-26 modificado el cual deberá tener un espesor de 4 a 6 milésimas de

pulgada.

5.9.3.3 Acabado.

Es la capa exterior de un sistema de recubrimiento. Proporciona resistencia

adicional, ayudando a proteger al recubrimiento primario e intermedio del medio

Pág. 67


ambiente y de la acción de substancias químicas., el recubrimiento utilizado como

acabado en los circuitos de tuberías es poliuretano acrílico-alifático de dos

componentes RA-28 modificado, el cual deberá tener un espesor de 3 a 4 milésimas

de pulgada.

Cabe mencionar que el conjunto de este sistema debe tener un espesor total de 11

a16 milésimas de pulgada.

5.9.4 Código de identificación de colores para circuitos de tuberías.

La aplicación de la protección anticorrosiva también deberá incluir la identificación

de los circuitos de tuberías, esta identificación consiste en colocar bandas de

identificación en forma cinta o anillo transversal a la sección longitudinal de la

tubería.

Las bandas de identificación se deben de ubicar en general, en aquellos lugares en

donde se determine que la identificación de los fluidos sea necesaria, ubicándolas de

manera que sean visibles desde los accesos principales de la zona o zonas donde se

encuentren las tuberías, considerando de la misma forma en los cambios de

dirección. A continuación se indican algunos puntos en donde es común la ubicación

de las bandas.

a) En la entrada y salida de equipos y recipientes.

b) En los "racks" de integración, cada 50 m de tramo recto.

c) En los "racks" dentro de plantas de proceso, cada 20 m de tramo recto.

d) En los sistemas de transportación por ductos, cada 300 m de tramo recto.

El color de las bandas de identificación depende del servicio del circuito de tubería

por ejemplo, gas amargo, gas dulce, mezcla de hidrocarburos, etc. Esta identificación

se debe realizar de acuerdo NRF-009-PEMEX-2012, en la tabla 5.3 se muestra el

código de colores utilizado para la identificación de productos transportados en los

circuitos de tuberías en plataformas marinas.

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Tabla 5.3 Código de colores para la identificación de productos transportados en los

circuitos de tuberías.

624 803 C2X

619 485 C2X

601 265 C

200 21 C

624 803 C2X

404 2915 C

502 146 C LÍQUIDOS COMBUSTIBLES

006 2728 C AGUA POTABLE

001 PROCESS BLACK C DRENAJE ATMOSFÉRICO

200 21 C INHIBIDOR ANTIESPUMANTE

601 265 C

502 146 C

601 265 C LÍQUIDOS INFLAMABLES

406 622 C AÍRE DE PLANTA / INSTRUMENTOS

624 803 C2X GAS

102 485 C2X RED CONTRA INCENDIO

DIAMETRO NOMINAL ANCHO TOTAL DE LA BANDA

HASTA 15.24 CM (6") 15 CM (6")

DE 21.90 A 35.56 CM (8" A 14") 33 CM (13")

DE 40.64 A 50.80 CM (16" A 20") 40 CM (16")

MAYOR DE 50.80 CM (MAS DE 20") 45 CM (18")

AMARILLO

ROJO

COLOREQUIVALEN

CIAPANTONE MATCHING

SYSTEMTONO APROXIMADO SERVICIO DE LÍNEA

AMARILLO

ROJO

VIOLETA

GAS AMARGO

CAFÉ

MEZCLA (GAS / ACEITE)

GAS DULCE

OLEODUCTO

NEGRO

NARANJA

NOTA: (8.13.5) EL ANCHO DE LAS BANDAS DE COLOR DEBE SER

INCREMENTADO DE ACUERDO CON EL DIAMETRO DE LA TUBERÍA.

NARANJA

AMARILLO

AZUL

VIOLETA

CAFÉ

AZUL

VIOLETA

AZUL

AGUA POTABLE

GASES AIRE DE PLANTA / INSTRUMENTOS

RED CONTRA INCENDIO

LÍQUIDOS COMBUSTIBLES LÍQUIDOS INFLAMABLES

B).- EN LOS "RACKS" DE INTEGRACIÓN, CADA 50 M DE TRAMO RECTO.C).- EN LOS "RACKS" DENTRO DE PLANTAS DE PROCESO, CADA 20 M DE TRAMO RECTO.

NOTA: (8.13.6) LAS BANDAS DE IDENTIFICACIÓN SE DEBEN DE UBICAR EN

GENERAL, EN AQUELLOS LUGARES EN DONDE SE DETERMINE QUE LA

IDENTIFICACIÓN DE LOS FLUIDOS SEA NECESARIA, UBICANDOLAS DE MANERA

QUE SEAN VISIBLES DESDE LOS ACCESOS PRINCIPALES DE LA ZONA O ZO

A).- A LA ENTRADA Y SALIDA DE EQUIPOS Y RECIPIENTES.

DRENAJE ATMOSFÉRICO

D).- EN LOS SISTEMAS DE TRANSPORTACIÓN POR DUCTOS, CADA 300 M DE TRAMO RECTO.

OLEODUCTO INHIBIDOR Y ANTIESPUMANTE

GAS DULCE

GAS AMARGO (GASODUCTO) MEZCLA (GAS / ACEITE)

ACEITE SALIDA DEL TANQUE DE BALANCE

AKS-SP-12"-D-01CHA-RH-12"-D-01 12"-PC-700412"-V-7001

12"-V-7001 12"-PC-7004

12"-CE-7000

AKP-BN-12"-D-01

AKH-SP-12"-D-01

CHA-RH-12"-D-01

DETALLES DE ROTULACIÓNDE ACUERDO AL PRODUCTO TRANSPORTADO

= DIRECCIÓN DE FLUJO

SIMBOLOGIA

PLATAFORMA AKS - SP - 12" - A -01

SERVICIO

DIAMETRO EN PULGADAS

LIBRAJE

NUMERO CONSECUTIVO

CODIGO EN VALVULA

TABLA DE TAMAÑO DE LETRAS

MAYOR DE 10 PULGADAS 8.9 CM

TAMAÑO DE LETRAS (ALTURA)DIAMETRO NOMINAL

HASTA 2.5 PULGADAS

DE 3 A 6 PULGADAS

DE 6 A 10 PULGADAS

3.175 CM

1.9 CM

6.35 CM

5.10 INSPECCION DE LA PROTECCION ANTICORROSIVA EN LOS CIRCUITOS

DE TUBERIAS.

La protección anticorrosiva aplicada a los sistemas de tuberías debe ser

inspeccionada mediante los siguientes métodos: inspección visual, medición de

espesores de película seca y prueba de adherencia.

Pág. 69


5.10.1. Inspección visual de la protección anticorrosiva.

La inspección visual la cual consiste en inspeccionar visualmente la protección

anticorrosiva durante su aplicación y al final de la misma, con la finalidad de detectar

posibles defectos, así como dar las recomendaciones necesarias para su reparación

y eliminación, el criterio de aceptación para cualquier tipo de defecto en la protección

anticorrosiva se considera inaceptable.

5.10.1.1 Tipos de defectos más comunes detectables durante la inspección

visual de la protección anticorrosiva y sus causas.

Los tipos de defectos que pudieran presentarse en la protección anticorrosiva y los

las causas que provocan su aparición se muestran en la tabla 5.4.

Tabla 5.4 Tipos de defectos más comunes detectables durante la inspección visual de

la protección anticorrosiva y sus causas.

DEFECTO DESCRIPCION CAUSA

AcocodrilamientoLa pintura ya aplicada presenta cuarteadurasque asemejan a la piel de cocodrilo.

AgrietamientoFracturas irregulares profundas directas de lapelícula de pintura hasta el substrato.

AmpollasPequeñas áreas deformadas semejantes aampollas.

La presencia de herrumbre, aceite, grasa por debajo de la películaaplicada; la existencia de humedad en la línea del rociador o elrecubrimiento fue aplicado en una superficie caliente.

Caléo Pérdida de brillo y superficie con polvo.La última capa expuesta fue preparada de forma inconveniente;fueron utilizados solventes y adelgazadores en proporcióninadecuada; se presentan problemas en la resina.

Burbuja Pequeñas marcas uniformes en la película. Aire atrapado durante la aplicación de la pintura.

DelaminaciónFalta de adhesión entre capas de pintura oentre la pintura y el substrato.

Mala preparación de la superficie, aplicación fuera del tiempoespecificado.

Escurrido.También llamado a cortinado, flujo excesivo derecubrimiento.

Pistola muy cerca del sustrato, demasiado adelgazador, demasiadorecubrimiento o superficie muy lisa o brillante.

Cáscara de naranjaPicos y valles en la superficie, parecidos a unacáscara de naranja.

Recubrimiento demasiado viscoso, pistola muy cerca de lasuperficie, evaporación rápida de solvente, baja presión de aire,inapropiada atomización

Ojo de pescado.Separación o restirado de la película derecubrimiento húmeda, que deja descubierta lapelícula inferior o el sustrato.

Aplicación sobre aceite, polvo, silicón o recubrimiento incompatible.

Poros (Pinholes).Agujeros pequeños y profundos exponiendo elsubstrato.

Insuficiente e inadecuada atomización del recubrimiento, pigmentomal incorporado o contaminación del recubrimiento.

Es el efecto de un secado deficiente de la película previo a laaplicación de capas subsecuentes, curado a alta temperatura,espesor arriba de los límites permisibles, impacto físico oincompatibilidad entre capas.

Película aparentemente seca por la superficie,pero el recubrimiento bajo ella se encuentrablando; al presionar con el dedo pulgar; quedaplasmada la huella.

Fracturas irregulares y angostas en la últimacapa, que por lo regular no llega al substrato.

DecoloraciónEl acabado presenta falta de color en lasuperficie.

AblandamientoTiempo de secado insuficiente, baja temperatura, contaminacióncon agua y aceite, espesor del recubrimiento excesivo, mezcladeficiente.

Agrietamiento imperceptible

Por la presencia de condensación de humedad del medio ambiente,solvente evaporado en un ambiente húmedo o condensación en unasuperficie fría (servicio a bajas temperaturas).

5.10.2. Medición de espesores de película seca.

Esta prueba consiste en medir el espesor de la película seca con un equipo

electrónico con la finalidad de verificar que la protección anticorrosiva tenga el

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espesor requerido que es de de 11 a 16 milésimas de pulgada en la figura 5.10 se

muestra personal realizando esta prueba.

Para determinar el espesor de película seca aplicada, el tipo de muestreo y la

cantidad de lecturas se deben hacer de la manera siguiente:

a) Para superficies menores o iguales a 10 m², se toman 5 niveles de medición al

azar; para formar un nivel de medición se debe trazar un circulo con un diámetro

igual a 4,0 cm; dentro del área del círculo trazado, se toman 3 lecturas al azar,

siendo el promedio simple de estas lecturas el espesor del nivel.

b) Para áreas que no excedan los 30 m², el área total se divide entre 3 y se debe

aplicar la distribución en cada área de 10 m², de acuerdo a lo establecido para áreas

de 10 m². Para áreas que no excedan los 100 m², se toman al azar tres áreas de 10

m² cada una los cuales se deben medir de acuerdo a lo establecido para áreas de 10

m².

c) Para superficies que excedan los 100 m², los primeros 100 m² se miden de

acuerdo a lo indicado para áreas que no excedan de 100 m²; adicionalmente se

toman 10 m² al azar, los cuales se deben medir de acuerdo a establecido para áreas

de 10 m². Si algunos de los espesores de alguna área de 10 m² no cumplen con lo

especificado, se deben tomar lecturas adicionales para delimitar el área que presenta

el problema.

La prueba de medición de espesores de película seca se puede realizar después de

24 a 36 horas de aplicación del recubrimiento.

Figura 5.10 Prueba de medición de espesores a protección anticorrosiva.

Pág. 71


Pág. 72

5.10.3 Prueba de adherencia de protección anticorrosiva.

La prueba de adherencia tiene como finalidad verificar la adherencia que hay en la

protección anticorrosiva y el sustrato o material base, el método utilizando en campo

para realizar esta prueba se conoce como cruz de Evans, el cual consiste en realizar

un corte en forma de X con una navaja o cualquier otro dispositivo de corte y

después sobre la intersección del corte aplicar un pedazo de cinta de acetato

transparente y engomado, este se presiona frotando con un borrador. Después de 90

(+/- 30) segundos se desprende rápidamente y de un solo movimiento, esta prueba

se considera aceptable cuando exista una remoción máxima de 1.6 mm de

protección anticorrosiva a los lados de las incisiones.

La prueba de adherencia se debe realizar después de 7 días posteriores a la

aplicación del acabado. Cabe mencionar que este tipo de prueba se le considera

como destructiva por lo que daños ocasionados deben de repararse, en la figura 5.11

se muestra personal realizando esta prueba.

Figura 5.11 Prueba de adherencia a protección anticorrosiva.

5.11 RESULTADOS DE INSPECCIÓN A LA PROTECCIÓN ANTICORROSIVA.

Los resultados de la inspección a la protección anticorrosiva del circuito de 10”

ubicado en la entrada al separador fueron satisfactorios ya que no se detectaron

defectos en la protección anticorrosiva, así como cuenta con la adherencia y espesor

requerido.

CAPÍTULO 6

CONCLUSIONES Y

RECOMENDACIONES

6.1 CONCLUSIONES PARTICULARES.

6.2 CONCLUSIONES GENERALES.

6.3 RECOMENDACIONES.

CAPITULO 6 CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES.

6.1 CONCLUSIONES PARTICULARES.

El programa de inspección para el circuito de tubería de 10”Ø ubicado en la entrada

al separador de prueba en la plataforma Akal-TJ, consistió en realizar inspección

visual y medición de espesores de pared interna del circuito.

Durante la inspección realizada al circuito las indicaciones más significativas que se

detectaron fue en los elementos 5 y 6, las cuales consisten en corrosión externa y

bajo espesor, por tal motivo se realizara la evaluación de la integridad mecánica de

estos elementos para determinar si pueden continuar operando bajo estas

condiciones.

6.1.1 Espesor mínimo requerido por presión interna.

Para determinar el espesor mínimo requerido es necesario contar con los siguientes

datos:

Presión máxima de operación = 26 kg/Cm2 (369.72 psi)

Diámetro exterior de la tubería = 10.750”

Los valores de E, W, S y Y son los mostrados en el punto 4.5.1.

El espesor mínimo requerido por presión interna se calcula con la siguiente formula:

tb = Pop D / 2(S E W + Y Pop )

Sustituyendo:

tb= (369.72 * 10.750) / ( 2 ) (20000 * 1 * 0.4 * 369.72)

tb = 0.099”

6.1.2 Espesor mínimo por condiciones estructurales.

Este valor se obtiene de la tabla 4.1 considerando que el material cumple con la

especificación ASTM 106 Gr. B. Ced. 40.

Pág. 74


Considerando lo anterior el espesor mínimo por condición estructural (te) es 0.073”.

6.1.3 Espesor mínimo de retiro.

El espesor mínimo de retiro (tr) es el mayor resultante entre el espesor mínimo por

presión interna y el espesor mínimo por condicione estructural.

Por lo tanto:

tr= 0.099”

Comparando este valor con los espesores mínimo detectado el cual corresponde al

elemento 6 que es de 0.095”, por tal motivo se considera que elemento se encuentra

fuera de norma.

6.1.4 Calculo de la presión de operación máxima permisible.

El cálculo de la presión máxima de operación permisible se debe calcular de dos

maneras:

a) La primera es considerando el espesor mínimo detectado durante la medición de

espesores.

b) La segunda es considerando la profundidad máxima de la indicación detectada en

la inspección visual.

Calculo de la presión máxima de operación permisible considerando el espesor

mínimo detectado, el cual es de 0.095 detectado en el elemento 6, para el cálculo de

la presión máxima de operación permisible se realiza con la siguiente ecuación:

PMOP = 2 tm SE W / D - (2 Y tm )

Sustituyendo:

PMOP = (2 * 0.095 * 20000 * 1 * 1) / (10.750) – (2 * 0.4 * 0.095)

PMOP = 356.01 psi.

Pág. 75


Comparando el valor de la presión máxima de operación permisible con la operación

máxima de operación que es de 369.72 psi la cual es mayor, por tal motivo se

considera que el elemento se encuentra fuera de norma.

Calculo de la presión máxima de operación reducida considerando la profundidad de

la indicación por corrosión externa, la cual es de 0.30 detectada en el elemento 5 con

las siguientes características:

Longitud axial (Lm): 10”

Longitud circunferencial (A): 34”

Profundidad de la indicación (d): 0.30”

Espesor adyacente en zona sana (t): 0.38”

La evaluación de la corrosión externa se realizara mediante el método de evaluación

por perdida de metal base.

1.- Calcularemos d/t, sustituyendo los datos tenemos que es igual a 0.789 y debido a

que este valor se encuentra entre 0.1 y 0.8 es necesario realizar su evaluación.

2.- Calcularemos la longitud máxima permitida del área corroída mediante la

siguiente ecuación:

Donde “B” se calcula con la siguiente ecuación:

Sustituyendo los valores en las ecuaciones anteriores tenemos que B es igual 0.4539

y la longitud máxima permisible del área corroída L es igual 1.0, debido a que la

longitud máxima permisible del área corroída es menor que la longitud medida del

área corroída (Lm = 10”) entonces es necesario realizar el cálculo de la presión

máxima permisible de operación.

3. Calculo de la presión máxima permisible de operación.

Pág. 76


Primero tenemos que cal calcular A mediante la siguiente ecuación:

Sustituyendo los datos tenemos que A es igual a 4.42 y debido a que este valor es

mayor de 4, entonces la ecuación para calcular la presión máxima permisible de

operación será:

Donde P se calcula con la siguiente ecuación:

Donde:

Sf = Esfuerzo permisible de trabajo, (Tabla A-1 del ASME B 31.3), este valor es 20


Sustituyendo tenemos que presión máxima de operación permisible reducida es de

336.97 Psi. Y la presión máxima de operación es de 369.72 Psi. Por lo anterior se

concluye que el elemento se encuentra fuera de norma.

De acuerdo con los resultados obtenidos de la evaluación de las dos indicaciones se

concluye que el circuito se encuentra fuera de norma por tal motivo se recomienda

realizar la sustitución del circuito.

6.1.5 Construcción del circuito.

Para la construcción del circuito es necesario realizar la construcción de un nuevo

circuito, el cual deberá construirse de acuerdo a lo siguiente:

a) Materiales.- Para la selección adecuada de los materiales a utilizar se debe tomar

en cuenta el tipo de servicio o fluido que conduce el circuito, temperatura máxima del

circuito y presión máxima de operación del circuito.

Pág. 77


b) Proceso de soldadura.- El proceso de soldadura utilizado para la construcción del

circuito es el proceso de soldadura manual al arco con electrodos revestidos,

(SMAW). Durante la aplicación de soldadura es de suma importancia supervisar que

esta se ejecute de acuerdo a los parámetros establecidos en el procedimiento

específico de soldadura (WPS), esto con la finalidad de evitar cambios en las

propiedades mecánicas del metal base debido al exceso de calor, así como la

presencia de indicaciones en las soldadura realizadas, ya que esto traerá como

consecuencia realizar re trabajos por reparación de soldaduras lo cual implicara un

retraso en la construcción del circuito y costos adicionales.

c) Aplicación de protección anticorrosiva al circuito de tuberías tiene como finalidad

protegerlo de la corrosión, durante la aplicación de la protección anticorrosiva se

debe evitar una mala preparación de la superficie, que los productos aplicados se

encuentren en mal estado y se debe realizar una correcta supervisión durante la

aplicación de los recubrimientos con la finalidad de evitar defectos en la protección

anticorrosiva, los cuales deberán ser reparados generando retrasos en los trabajos y

costos adicionales.

6.2 CONCLUSIONES GENERALES.

Los circuitos de tuberías utilizados para el transporte de hidrocarburos en

plataformas marinas están expuestos a diferentes factores que podrían llegar afectar

su integridad mecánica, entre los más comunes tenemos:

a) Factores por el tipo de servicio o fluido que transportan ya que estos podrían

disminuir el espesor de pared de la tubería.

b) Factores por el medio ambiente al que están expuestos, el principal factor es la

corrosión debido a que provoca una pérdida de material base en la tubería.

c) Factores por golpes o daños causados por trabajos o por las operaciones diarias.

Considerando lo anterior es necesario realizar inspecciones programadas a los

circuitos de tuberías con la finalidad de verificar su integridad mecánica y en caso

Pág. 78


Pág. 79

necesario realizar la recomendación para la mantenimiento preventivo o correctivo

necesario para asegurar el buen funcionamiento del circuito y evitar daños al

personal, instalaciones y medio ambiente provocados por alguna falla en los

circuitos.

La construcción de los circuitos de tuberías deberá desarrollares de acuerdo a los

procedimientos y normas aplicables con la finalidad de que los circuitos cuenten con

las propiedades mecánicas adecuadas para resistir las condiciones de operación a

que son sometidos.

La aplicación de protección anticorrosiva a los circuitos de tuberías es necesaria para

protegerlos de la corrosión, el sistema aplicado a los circuitos de tuberías debe tener

las propiedades adecuadas para proteger a los circuitos de tuberías de la corrosión

por cinco años.

6.3 RECOMENDACIONES.

Para el buen funcionamiento del circuito de tubería se debe respetar el tipo de

servicio y operar de acuerdo a la presión y temperatura máxima de operación, así

como se deben programar inspecciones del circuito con la finalidad de verificar su

integridad mecánica y principalmente la protección anticorrosiva para evitar perdida

de material base producto de la corrosión.

Se deberá realizar mantenimiento preventivo a los cinco años después de la

construcción del circuito o antes en caso de ser necesario, en este caso se deberá

aplicar un sistema de protección anticorrosiva diferente al que se aplicó

considerando los factores que aceleraron la presencia de corrosión externa.

En caso que sea necesario operar el circuito en condiciones de operación diferentes

a las actuales se deberá realizar la evaluación y análisis correspondiente con la

finalidad de verificar que estas condiciones no causen alguna falla en el circuito que

pudiera provocar daños al personal, instalaciones y medio ambiente,

ANEXO 1

PLANOS

1.1 PLANO DEL CIRCUITO DE TUBERIA DE 10” Ø UBICADO EN LA ENTRADA AL SEPARADOR DE PRUEBA EN LA PLATAFORMA AKAL-TJ.

Pág. 81

1.2 SIMBOLOGIA UTILIZADA PARA LA ELABORACION DE PLANOS DE CIRCUITOS DE TUBERIAS.

Pág. 82

Pág. 83

1.3 IDENTIFICACION DE ELEMENTOS EN CIRCUITO DE TUBERIA DE 10” Ø UBICADO EN LA ENTRADA AL SEPARADOR DE PRUEBA EN LA PLATAFORMA AKAL-TJ.

ANEXO 2

REPORTES DE INSPECCIÓN.

2.1 REPORTE DE LECTURAS DE ESPESORES DE PARED INTERNA.

Pág. 85

1 0.510 0.525

2 0.515 0.524

3 0.445 0.487

4 0.453 0.488

5 0.437 0.478

6 0.436 0.468

7 0.443 0.493

8 0.441 0.465

9 0.437 0.482

10 0.458 0.471

11 0.479 0.510

12 0.0950.095 0.128

13 0.487 0.505

Reporte de lecturas de espesores por ultrasonido.Proyecto: Inspeccion de lineas y recipientes apresion del activo

integral cantarellContrato: 12345

Cliente: Pemex Expleracion y Produccion.

Hoja 1 de 1

Fecha: 26 de Noviembre del 2011

Descripcion: Circuito de 10"Ø entrada al seprador de prueba.

Localizacion: 1er nivel. Reprote No. 1

Sistema: Separados de crudo a presion.

Numero de serie: 102099 Blocks de calibracion: Escalera 5 pasos.

Temperatura de Opereacion: 80 °C.

Fuente de energia: Bateria.Tamaño: 0.375"Transductor: Panametrics. Modelo: KBA 560

10" Ø

5

10" Ø 0.520

0.453

Elemento.No. De

elemento

Centro de proceso: Akal-J

Equipo

Espesor minimo (Pulg)12:00 hrs 03:00 hrs.

CARRETE

Espesor maximo (pulg)

CARRETE

Ø

6

CODO 45°

Instrumento marca: GE INSPECTION TECHNOLOGIES

Acoplante: Gel UTX

Horario tecnico (pulg).

Niveles

CODO 90° 0.449

5 mhz.

3

06:00 hrs. 09:00 hrs.

0.488 0.471 0.460

0.487

4 10" Ø

0.515

10" Ø

0.525

0.445

0.453

0.436 0.468

0.437

0.455

0.480

0.510 0.517

0.518 0.516 0.524

0.441 0.478 0.437

0.441 0.448 0.457 0.465

0.443 0.451 0.462 0.493

0.465

0.505 0.487 0.491 0.493

0.482 0.479

0.510 0.483 0.482

0.456

0.125

0.465 0.462

0.479

0.128 0.124

0.458 0.471

2.2 CALCULO DE LA PRESION MAXIMA DE OPERACION PARA TUBERIAS SIN INDICACIONES.

FECHA:

ACTIVO: C.P.:CIRCUITO: 80 26 Kg/cm²

No. Elemento

Tipo de Elemento

Ø (Pulg.)

PMOP(Kg/cm²)

*S(lb/pulg²)

tm(pulg)

tb (pulg)

te (pulg)

tr(pulg)

Vdp(pulg X año)

VUE(años)

3 CARRETE 10 138.716 20000 0.510 0.099 0.073 0.099 0.00625 65.82

4 CODO 90° 10 117.913 20000 0.436 0.099 0.073 0.099 0.00625 53.98

5 CODO 45° 10 118.193 20000 0.437 0.099 0.073 0.099 0.00625 54.14

6 CARRETE 10 25.036 20000 0.095 RECHAZADO0.099 0.073 0.099 0.00625 -0.58

Y A 234 EN ACCESORIOS.

PMOP: Presion maxima de operación permisible. te: Espesor minimo requerido por condicion estructural.tr: Espesor limite de retiro.Vdp = Velocidad de desgaste por p

VUE = Vida util estimada.

Circuito de 10"Ø entrada al seprador de prueba.

Nomeclatura:

TEMP. OP: P. MAX. OP.:

A 106 Gr. B ACEPTADO

CÁLCULO POR PRESIÓN INTERNA DE ELEMENTOS SIN INDICACIONES

26/Nov/2011

CANTARELL AKAL-J PLATAFORMA: AKAL-TJ

Esp. Del Material DICTAMEN

A 234 ACEPTADO

* SE CONSIDERA PARA EFECTOS DE LA MEMORIA DE CALCULO UNA ESPECIFICACION TEORICA A UN MATERIAL A 106 Gr. B EN CARRETES

A 234 ACEPTADO

tb: Espesor minimo requerido por presion interna.

S: Esfuerzo maximo permisibletm: Espesor min. detectado en la inspeccion..

A 106 Gr. B

2.3 REPORTE DE INSPECCION VISUAL.

SISTEMA: 26 Kg/cm

N ° ELEM EN T OLON G. D E

ELEM (M M )D IA M ET R O

(plg)TIPO DE ELEMENTO

No. INDICACIÓ

T IP O D E IN D IC A C IÓN

L(plg)

A(plg)

t(plg)

d(plg)

X (cm)

d/tA * 100% HORARIOTÉCNICO

ESPESOR MIN

No. DE FOTO

1 N/A 10'' Ø VALVULA DE BOLA ….. ….. ….. ….. ….. ….. ….. ….. ….. ….. F-1

2 N/A 10'' Ø BRIDA ….. ….. ….. ….. ….. ….. ….. ….. ….. ….. -

1 CEG 2 34 0.498 0.187 0 (A) 0.3755 12:00 12:00

2 CEG 2 34 0.49 0.125 0 (B) 0.2551 12:00 12:00

1 CEG 2 34 0.361 0.187 0 (A) 0.518 12:00 12:00

2 CEL 2.5 2 0.34 0.187 15 (A) 0.55 10:00 11:00

3 CEL 1 1.5 0.37 0.125 30 (A) 0.3378 12:30 01:30

4 CEL 8 3 0.36 0.31 18 (A) 0.8611 01:30 04:30

5 CEG 2.5 34 0.36 0.187 0 (A) 0.5194 12:00 12:00

1 CEG 10 34 0.38 0.3 0 (A) 0.7895 12:00 12:00

2 CEL 2 2.5 0.37 0.187 25 (A) 0.5054 04:30 05:30

3 CEG 2.5 34 0.37 0.187 0 (B) 0.5054 12:00 12:00

1 CEG 2 34 0.48 0.125 0 (A) 0.2604 12:00 12:00

2 CEL 1.5 1 0.46 0.125 14 (A) 0.2717 06:00 07:00

3 CEL 2 1 0.47 0.187 25 (A) 0.3979 06:30 07:30

4 CEL 10 6 0.46 0.125 3 (B) 0.2717 11:00 01:00

5 CEL 3 3 0.46 0.125 2.5 (B) 0.2717 04:00 05:00

6 CEL 2 2 0.46 0.125 1 (B) 0.2717 06:30 07:30

7 CEG 2 34 0.47 0.187 0 (B) 0.3979 12:00 12:00

7 N/A 10'' Ø BRIDA ….. ….. …… …… …… ….. ….. ….. ….. ….. -

G: Grieta.

d: Profundidad de la indicacion.

Realizar limpieza adecuaday aplicar proteccion anticorrosiva.

Separados de crudo a presion.

INSTALACION:AKAL -J 1 er nivel 1

DESCRIPCION:

PRESION MAXIMA DE OPERACIÓN

AKAL-TJCENTRO DE PROCESO: LOCALIZACION:

TEMPERATURA DE OPERACIÓN

0.51

0.436

0.437

0.095


26 de Noviembre de 2011

RECOMENDACIÓN

CARRETE

CARRETE

4 N/A 10'' Ø CODO 90°

750 10'' Ø3



5 N/A 10'' Ø CODO 45°

6 1530 10'' Ø

A: Longitud circunferencial. CEL: Corrosion externa localizad y CEG: Corrosion externa generalizada. RY: Rayadura.

Nomeclatura:

F-2

-

F-3

F-4

Realizar sustitucion de elemntos por presentar corrosion externa

severa ya la presion maxima permisible es menor al presion

maxima de operación.

RN: Ranura. AE: Abolladura entalla.

t: Espesor adyacente en zona sana. M: Muesca. A: Abolladura.


80 °C

L: Longitud axial. X: Distancia a la soldadura de referencia. HN: Hendidura.

Pág. 86

2.4 CALCULO DE PRESION MAXIMA DE OPERACIÓN PARA TUBERIAS CON INDICACIONES.

FECHA:

ACTIVO: P. MAX. OP.: 26 Kg/cm²

TEMP. OP.: 80 °C

No. Elemento

No. de Indicación

Tipo de Elemento

Ø (Pulg.)

Pmax Op(Kg/cm²)

t(pulg)

Esp. del Material S(lb/pulg²)

X(cm)

Tipo de indicación

d/t % d(pulg)

L(cm)

A(cm)

Horario PMOP(Kg/cm²)

Lc(cm)

P'(Kg/cm²)

1 10 26.0 0.498 A 106 Gr. B 20000 0 (A) CEG 37.55% 0.187 5.08 86.36 12:00 12:00 135.326 6.47 135.326

2 10 26.0 0.490 A 106 Gr. B 20000 0 (B) CEG 25.51% 0.125 5.08 86.36 12:00 12:00 133.070 10.56 133.070

1 10 26.0 0.361 A 234 20000 0 (A) CEG 51.80% 0.187 5.08 86.36 12:00 12:00 97.070 3.91 93.406

2 10 26.0 0.340 A 234 20000 15 (A) CEL 55.00% 0.187 6.35 5.08 10:00 11:00 91.277 3.56 82.961

3 10 26.0 0.370 A 234 20000 30 (A) CEL 33.78% 0.125 2.54 3.81 12:30 01:30 99.559 6.30 99.559

4 10 26.0 0.360 A 234 20000 18 (A) CEL 77.78% 0.28 20.32 7.62 01:30 04:30 96.794 2.50 59.136

5 10 26.0 0.360 A 234 20000 0 (A) CEG 51.94% 0.187 6.35 86.36 12:00 12:00 96.794 3.89 89.723

1 10 26.0 0.380 A 234 20000 0 (A) CEG 78.95% 0.3 25.4 86.36 12:00 12:00 102.328 2.53 23.697

2 10 26.0 0.370 A 234 20000 25 (A) CEL 50.54% 0.187 5.08 6.35 04:30 05:30 99.559 4.06 96.423

3 10 26.0 0.370 A 234 20000 0 (B) CEG 50.54% 0.187 6.35 86.36 12:00 12:00 99.559 4.06 93.088

1 10 26.0 0.480 A 106 Gr. B 20000 0 (A) CEG 26.04% 0.125 5.08 86.36 12:00 12:00 130.254 10.13 130.254

2 10 26.0 0.460 A 106 Gr. B 20000 14 (A) CEL 27.17% 0.125 3.81 2.54 06:00 07:00 124.634 9.31 124.634

3 10 26.0 0.470 A 106 Gr. B 20000 25 (A) CEL 39.79% 0.187 5.08 2.54 06:30 07:30 127.442 5.89 129.517

4 10 26.0 0.460 A 106 Gr. B 20000 3 (B) CEL 27.17% 0.125 25.4 15.24 11:00 01:00 124.634 9.31 99.843

5 10 26.0 0.460 A 106 Gr. B 20000 2.5 (B) CEL 27.17% 0.125 7.62 7.62 04:00 05:00 124.634 9.31 124.634

6 10 26.0 0.460 A 106 Gr. B 20000 1 (B) CEL 27.17% 0.125 5.08 5.08 06:30 07:30 124.634 9.31 124.634

7 10 26.0 0.470 A 106 Gr. B 20000 0 (B) CEG 39.79% 0.187 5.08 86.36 12:00 12:00 127.442 5.89 127.442

P max OP. = Presion maxima de operación. d: Profundidad de la indicacion. Lc = Longitud maxima permitida del area corroida.

t: Espesor adyacente en zona sana. L: Longitud axial. P´= Presion maxima permitida reducida.

A: Longitud circunferencial. CEG: Corrosion externa generalizada.

X: Distancia a la soldadura de referencia. PMOP: Presion maxima de operación permisible. CEL: Corrosion externa localizada.


ACEPTADO

ACEPTADO

ACEPTADO

ACEPTADO

ACEPTADO

ACEPTADO

ACEPTADO

ACEPTADO

ACEPTADO

ACEPTADO

RECHAZADO

ACEPTADO

CIRCUITO

ACEPTADO4

3ACEPTADO

ACEPTADO

ACEPTADO

AKAL-TJ

DICTAMEN

ACEPTADO

CÁLCULO PMOP REDUCIDA POR PERDIDA DE METAL LOCALIZADO EN ELEMENTOS CON INDICACIONES

26/Nov/2011

CANTARELL CENTRO DE PROCESO: AKAL-J PLATAFORMA:

S: Esfuerzo maximo permisible

5

6

Nomeclatura:

CARRETE

CODO 90°

CODO 45°

CARRETE

:

Pág. 87

2.5 EVIDENCIA FOTOGRAFICA DE INSPECCION VISUAL.

Fecha: 26 de Noviembre del 2011

F-2 VISTA DEL ELEMENTO 3

Centro de proceso: Akal-J Instalacion: Akal-TJ Localizacion: 1er nivel. Reprote No. 1

Sistema: Separados de crudo a presion.Presion maxima de

operación : 26 Kg/cm2.Temperatura de Opereacion: 80 °C.


Memoria Fotografica.

Proyecto: Inspeccion de lineas y recipientes apresion del activo integral cantarell Contrato: 12345 Cliente: Pemex Expleracion y Produccion.

F-3 VISTA DE ELEMENTO 5 F-4 VISTA ELEMENTO 6

F-1 VISTA DE ELEMENTO 1

Pág. 88

Fecha: 26 de Noviembre del 2011Temperatura de Opereacion: 80 °C.

Reprote No. 1Centro de proceso: Akal-J

Sistema: Separados de crudo a presion.Presion maxima de

operación : 26 Kg/cm2.

Instalacion: Akal-TJ Localizacion: 1er nivel.

Memoria Fotografica de Lectura de Espesores por Ultrasonido.

Proyecto: Inspeccion de lineas y recipientes apresion del activo integral cantarell Contrato: 12345 Cliente: Pemex Expleracion y Produccion.


Pág. 89

2.6 EVIDENCIA FOTOGRAFICA DE MEDICION DE ESPESORES.

ANEXO 3

PQR, WPS Y WPQ.

3.1 CALIFICACIÓN DEL PROCEDIMIENTO DE SOLDADURA PARA TUBERÍAS DE PROCESO (PQR).

Pág. 91

Pág. 92

Pág. 93

3.2 PROCEDIMIENTO ESPECÍFICO DE SOLDADURA (WPS).

Pág. 94

Pág. 95

Pág. 96

3.3 CALIFICACIÓN Y CERTIFICACIÓN DE SOLDADORES (WPQ).

Pág. 97

Bibliografia

A.S.T.M. (American Society for Testing Materials).

AWS D1.1 (American Welding Society).

A.S.M.E. B31.3 (American Society of Mechanical Engineer), “Tuberías para plantas

químicas y refinerías de petróleo”.

A.S.M.E. B31.8 (American Society of Mechanical Engineer).-“Sistemas de tubería para

transporte y distribución de gas”.

A.S.M.E. B31.4 (American Society of Mechanical Engineer).-“Sistemas de tubería para

transporte y distribución de hidrocarburos líquidos”.

A.S.M.E. SECC VIII (American Society of Mechanical Engineer).-“Diseño, fabricación e

instalación de recipientes a presión”.

A.S.M.E. SECC IX (American Society of Mechanical Engineer).- “Calificación de

soldadura”.

A.S.M.E. SECC V (American Society of Mechanical Engineer).- “Examen no destructivo”.

A.S.M.E. B 31G Modificado (American Society of Mechanical Engineer).- “Evaluación de

esfuerzo remanente de tuberías con corrosión”.

NORMAS DE REFERENCIA VIGENTES EN WWW.PEMEX.COM.MX

Pág. 98

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