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INSTITUTO POLITÉCNICO NACIONAL
“ANÁLISIS COMPARATIVO DE EVALUACIÓN DEDEFECTOS EN DUCTOS ENTRE ESTUDIOS
REALIZADOS CON EQUIPOS INSTRUMENTADOSINTELIGENTES DE SEGUNDA Y TERCERA
GENERACIÓN”
T E S I S
QUE PARA OBTENER EL GRADO DE:
MAESTRO EN CIENCIAS
EN INGENIERÍA MECÁNICA
OPCIÓN DISEÑO MECÁNICO
P R E S E N T A:
ING. MARIO A. CÁRDENAS RUIZ
DIRIGIDA POR DR. LUIS HÉCTOR HERNÁNDEZ GÓMEZ
México D.F. 2007
ESCUELA SUPERIOR DE INGENIERÍA MECÁNICA Y ELÉCTRICASECCIÓN DE ESTUDIOS DE POSGRADO E INVESTIGACIÓN
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“ANÁLISIS COMPARATIVO DE EVALUACIÓN DE DEFECTOS EN DUCTOS ENTRE ESTUDIOSREALIZADOS CON EQUIPOS INSTRUMENTADOS INTELIGENTES DE SEGUNDA Y TERCERA
GENERACIÓN”.
ESIMESEPI
A g r a d e c i m i e n t o sAl Instituto Politécnico Nacional (IPN)
A la Sección de Estudios de Posgrado e Investigación (SEPI) de la ESIME-IPN
A mis profesores
Por transmitir su sabiduría y dedicación….
Dr. Guillermo Urriolagoitia Calderón
M. en C. Gabriel Villa y Rabasa
M. en C. Ricardo López Martínez (q.e.p.d.)
A mi maestro
Dr. Luis Héctor Hernández Gómez,
Por el apoyo incondicional demostrado, amistad, confianza, paciencia, conocimientos transmitidos y tiempo dado.
A mis amigos quienes supieron apoyarme ymostrarme su afecto.
Irla López del ÁngelAlberto Lobato Uscanga
Gracias……
“Nunca consideres el estudio como una obligación, sino como una Oportunidad parapenetrar en el bello y maravilloso mundo del saber.”
Albert Einstein
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ESIMESEPI
D e d i c a t o r i a s
A Dios por su Infinita Sabiduría y Amor.
A mi madre
Elia Ruiz Olivares
Por su Abregado Apoyo y Cariño Por su Abregado Apoyo y Cariño Por su Abregado Apoyo y Cariño Por su Abregado Apoyo y Cariño…….…….…….…….
A mis hermanos
Elizabeth Cárdenas RuizVictor Raymundo Cárdenas Ruiz
...y a los que sus nombres no están escritos aquí pero si en mi memoria…
Gracias por todo Gracias por todo Gracias por todo Gracias por todo, ,, , y a pesar de que a veces no lo demuestre y a pesar de que a veces no lo demuestre y a pesar de que a veces no lo demuestre y a pesar de que a veces no lo demuestre, ,, , los quierolos quierolos quierolos quieromucho mucho mucho mucho....
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“ANÁLISIS COMPARATIVO DE EVALUACIÓN DE DEFECTOS EN DUCTOS ENTRE ESTUDIOSREALIZADOS CON EQUIPOS INSTRUMENTADOS INTELIGENTES DE SEGUNDA Y TERCERA
GENERACIÓN”.
ESIMESEPI Página I
ÍNDICE
Índice…………………………………….…………………………………………………….. I
Índice de Figuras……………………………………………………………………………. IX
Índice de Tablas…………………………………………………………………………… XII
Índice de Gráficas………………………………………………………………………… XV
Glosario…………………………………………………………………………………… XVI
Simbología……………………………………………………………………………….. XXIII
Resumen………………………………………………………………………………….. XXIV
Abstract…………………………………………………………………………………… XXV
Objetivo…………………………………………………………………………………… XXVI
Justificación……………………………………………………………………………… XXVII
Introducción………………………………………………………………………….….. XXVIII
Referencias………………………………………………………………………….…... XXXV
C A P Í T U L O 1
“GENERALIDADES SOBRE LAS ACTIVIDADES PETROLERAS ENEL ÁREA POZA RICA”
1.1 Antecedentes………………………….......…………...…..…………...................... 2
1.2 Activo Integral Poza Rica – Altamira (Área Poza Rica)………....................... 11
1.3 Cifras de Producción……………………………………………………………….. 13
1.4 Estado de Pozos………………………………………………………..……………. 14
1.5 Estatus a Nivel Mundial Reservas de Crudo y Gas…….……………..……..… 16
1.5.1 Reservas Actuales de Producción de la Región Norte……..……………... 17
1.6 Infraestructura Instalada……………………………………………………………. 19
1.6.1 Censo General de Ductos…………………………...…………………….… 19
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ESIMESEPI Página II
1.6.2 Instalaciones de Producción……………………………………………….... 201.7 Manejo de Gas, para Inyección a Pozos en el Área Poza Rica…………...… 21
1.8 Planteamiento del Problema………..………………………………..................... 22
1.9 Referencias……………………………..…………………………………………..…. 24
C A P Í T U L O 2
“MANTENIMIENTO TÍPICO PREDICTIVO A DUCTOS”
2.1 Generalidades………..…………………………………………………………..…… 26
2.2 Inspección Directa……….………………………………………………..………..... 28
2.2.1 Inspección Visual……………………………………………….…………...… 28
2.2.2 Líquidos Penetrantes………………………………………………………….. 31
2.2.3 Partículas Magnéticas……………………………………………………….... 35
2.2.4 Ultrasonido Industrial………………………………………………………..… 412.2.5 Radiografía Industrial……………………………………………………….… 44
2.2.6 Emisión Acústica……………………………………………………………… 47
2.3 Inspección Indirecta……………………………………………………….………… 48
2.4 Programas de Mantenimiento Típico Predictivo……………………………..… 51
2.5 Mantenimiento Preventivo y Correctivo a Ductos……………………………… 52
2.5.1 Mantenimiento Preventivo…………………………………………….......…. 52
2.5.1.1 Protección Interior…………………………………………………… 52
2.5.1.2 Diablos de Limpieza……………………………………...…...…...… 53
2.5.1.3 Inhibidores de Corrosión…………………..…………………..……. 55
2.5.1.4 Recubrimiento Interior de Ductos………..………………...……..… 56
2.5.1.5 Protección Exterior………………………………………………...… 56
2.5.1.6 Protección Catódica…………………..………………..……….…… 57
2.5.1.7 Aplicación de Recubrimiento Anticorrosivo………………...……… 58
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ESIMESEPI Página IV
3.3.6 Clasificación de Anomalías con Respecto a su Severidad para laEvaluación del Ducto Mediante el Análisis de Integridad…………… 106
3.3.7 Tiempo de Vida Remanente (TVR)..………………………………….…… 107
3.3.8 Combinación de Defectos……………………………..……………….…… 107
3.3.9 Relación de Presiones (RP)……………………………...…………….…… 108
3.3.10 Prioridades de Acción Correctiva……………………….………………… 109
3.3.11 Proceso de Administración de Integridad de Ductos…..…….………… 110
3.3.12 Identificación de Impactos Potenciales al Ducto………………..……… 111
3.3.13 Recopilación, Revisión e Integración de Datos…………………….…… 113
3.3.14 Evaluación de Riesgos………………………………….….……………… 114
3.3.15 Evaluación de Integridad……………………………………..…………… 114
3.3.16 Elementos de un Proceso de Administración de Integridad de Ductos.. 115
3.3.17 Plan de Administración de Integridad…………………………….……… 115
3.3.18 Plan de Comunicación……………………..……...………………..…….. 116
3.3.19 Plan de Control de Calidad…………………………………………….… 116
3.4 Referencias………………………………………………………………….….……. 121
C A P Í T U L O 4
“EQUIPOS DE INSPECCIÓN DE SEGUNDA Y TERCERA
GENERACIÓN”
4.1 Antecedentes…………………………………………………………………...…... 124
4.2 Diablos de 1ª,2ª y 3ª Generación………………………………………….…….. 125
4.2.1 Tecnologías Permitidas …………………………………………….……..... 126
4.2.1.1 Diablo de Segunda Generación (Fuga de Flujo Magnético)…… 127
4.2.1.2 Diablo de Tercera Generación (Ultrasónico)............................... 129
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ESIMESEPI Página V
4.2.1.2.1 Aplicación del Método de Haz Recto en el Equipo deTercera generación…………………………………..………. 129
4.2.1.2.2 Aplicación del Método de Haz Angular en el Equipo de
Tercera generación…………………………….………………. 130
4.3 Procedimiento para Introducción, Lanzamiento, Seguimiento,
Monitoreo, Recepción y Retiro de Equipos (Diablos) de
Inspección……………………………………………………………………… 130
4.3.1 Objetivo…………………………………………………………..…………… 130
4.3.2 Alcances………………………………………………………………….…… 131
4.3.3 Requisitos………………………………………………………………..…… 131
4.3.4 Desarrollo……………………………………………………………..……… 131
4.3.4.1 Introducción y Lanzamiento de Equipos de Inspección…………… 131
4.3.4.2 Procedimiento para Seguimiento y Monitoreo de Equipos de
Inspección (Diablos) en los Derechos de Vía de PEP Región
Norte………………………………………………………………… 135
4.3.4.3 Procedimiento para Recepción y Retiro de Equipos deInspección………………………………………………………….. 136
4.4 “Diablos” de Utilidad o Convencionales……………………………………...... 141
4.4.1 “Diablos” de Mandril (Eje de Acero)………………………………….......… 141
4.4.2 “Diablos” de Espuma…………………………………………………………. 142
4.4.3 “Diablos” Sólidos de Poliuretano………………………………………….… 143
4.4.4 Esferas de Limpieza…..…………………………………………..………… 144
4.4.5 Diablos de Imanes.…………………………………………………………... 1464.5 Herramientas de Inspección en Línea (ILI)…………………...…………..……. 146
4.5.1 “Diablo” para Medición de la Pérdida de Metal (Corrosión)…………….. 146
4.5.1.1 Imanes Marcadores……………………………………………….….. 146
4.5.1.2 Sistema de Reproducción……………………………………........... 147
4.5.1.3 Interpretación de las Gráficas…….…………………………………. 147
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4.5.1.4 Correlación de los Datos……………………………………..……… 1484.5.2 “Diablo” de Geometría…………………………………………………..…... 148
4.5.3 “Diablo” Detector de Curvaturas………………………………………..….. 150
4.5.4 “Diablo” para Generar Planos de Ductos…………………………..…...... 151
4.5.5 “Diablo” de Gel……………………………………………………………..... 153
4.6 Sistemas de Rastreo, Señalización y Localización de “Diablos”…….…… 154
4.6.1 Señalización de “Diablos”………………………………………………..… 155
4.6.2 Localizadores de “Diablos”…………………………………………….….… 156
4.6.3 Servicios de Ubicación y Rastreo de “Diablos”…………………………… 157
4.7 Tipos de Trampas…………………………………………………………......…… 160
4.9 Referencias…………………………………………………………………….……. 163
C A P Í T U L O 5
“DESEMPEÑO EN LA INSPECCIÓN DE DUCTOS TERRESTRES POR
LOS EQUIPOS DE INSPECCIÓN DE SEGUNDA (MFL) Y TERCERA
GENERACIÓN”
5.1 Antecedentes………………………………………………………………..…….... 165
5.2 Configuración de Equipos de Segunda Generación y Tercera
Generación……………………………………………………………………….….. 165
5.2.1 Configuración de Equipo de Segunda Generación del tipo Fuga de
Flujo Magnético (MFL)…………………………………………………. 165
5.2.2 Configuración de un Equipo de Tercera Generación…………………..… 169
5.3 Inspección Indirecta con Vehiculo Inteligente…………………………..…….. 170
5.3.1 Capacidades de Herramientas de Inspección Interna……………………. 171
5.4 Inspección con Equipo de Segunda Generación del Tipo Fuga de Flujo
Magnético (MFL)…………………………………………………………..……. 174
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ESIMESEPI Página VII
5.5 Inspección con Equipo Ultrasónico (Tercera Generación)…………….……. 184 5.6 Comparación de los Equipos de Segunda y Tercera Generación,
Ventajas y Desventajas…………………………………………………….… 188
5.7 Criterios de Selección…………………………………………………………….. 197
5.8 Referencias……………………………………………………………….………… 200
C A P Í T U L O 6
“COMPARATIVO DE RESULTADOS DE INSPECCIONES MEDIANTE LA
APLICACIÓN DE TECNOLOGÍAS DE SEGUNDA Y TERCERA
GENERACIÓN”
6.1 Alcances......................................................................................................... 202
6.2 Inspección con Equipo Instrumentado de Segunda Generación en el
Gasoducto de 12”Ø Poza Rica V – Poza Rica III…………………………… 202 6.2.1 Antecedentes………………………………………………………………… 202
6.2.2 Metodología............................................................................................. 203
6.2.3 Programa de Inspección Complementaria………………………….……… 204
6.2.4 Mantenimiento Típico Predictivo............................................................... 205
6.2.5 Procedimiento Administrativo de Ejecución de Actividades
Contempladas en una Inspección con Equipo de Segunda
Generación (Programa de libranza)………………............................. 2056.2.6 Reporte de Inspección con Equipo Instrumentado de Segunda
Generación (Tecnología de Fuga de Flujo Magnético)………….…… 209
6.2.7 Características del Equipo Instrumentado de Segunda Generación
(MFL)……………………………………………………………………….. 210
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ESIMESEPI Página VIII
6.2.8 Resultados de la Inspección del Gasoducto de Campo Poza Rica V – Campo III …………………………………………………………….…. 211
6.2.9 Análisis de Integridad de Tramo (Km 0+290.25) del Gasoducto de
12" D.N. Bat. Poza Rica V - BAT. Poza Rica III……………….……… 214
6.2.9.1 Estadística General de Anomalías Reportadas por Inspección
en Campo…………………………………………………………… 214
6.2.9.2 Reporte de Inspección Complementaria con Ensayos No
Destructivos (Ultrasonido)…………………………………………… 216
6.2.9.3 Cálculo de PMPO Y TVR para Indicación Reportada por EIII.... 220
6.3 Inspección con Equipo Instrumentado de Tercera Generación en el
Oleoducto de 10”Ø, El Golpe – Terminal Marítima Dos Bocas x
27+934 km. de longitud………………………………………….………..…… 222
6.3.1 Antecedentes………………………………………………….……………… 222
6.3.2 Resultados de la Inspección con Equipo Instrumentado de Tercera
Generación……………………………………………..…………………… 222
6.4 Estudio Económico……………………………………………………………..... 2266.4.1 Análisis de Costo de una Inspección con Equipo Instrumentado de
Segunda Generación…………………….…………….………………….. 226
6.4.2 Análisis de Costo de una Inspección con Equipo Instrumentado de
Tercera Generación………………………..………………….…………… 230
6.5 Referencias………………………………………………………………………… 233
Conclusiones………………………………………………………………………..…… 234
Recomendaciones para Trabajos Futuros……………………………………….… 238
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ESIMESEPI Página IX
ÍNDICE DE FIGURASFig. 1.1 Torre de Perforación Construida de Madera…………………..…………….. 6
Fig. 1.2 Campos Petroleros en el Área de Cerro Azul…………………………..……. 8
Fig. 1.3 Jurisdicción de la Región Norte…………………………………….…………. 10
Fig. 1.4 Vista de la Refinería “Nuevos Proyectos” PEMEX Poza Rica; Ver. 1960... 12
Fig. 2.1 Inspección Visual……………………………………………………………….. 29
Fig. 2.2 Endoscopio Rígido………………………………………………………..……. 30
Fig. 2.3 Discontinuidades Detectables con Líquidos Penetrantes………………….. 33Fig. 2.4 Inspección con Líquidos Penetrantes………………………………..……… 33
Fig. 2.5 (a) Formación de las Indicaciones con Partículas Magnéticas y (b)
efecto de la Forma de la Discontinuidad …………………….…………… 36
Fig. 2.6 Efecto de la Profundidad y Orientación de las Discontinuidades……….…. 36
Fig. 2.7 Inspección con Partículas Magnéticas………………………………….……. 37
Fig. 2.8 Formas de Reflexión del Ultrasonido…………………………………………. 42
Fig. 2.9 Método de Ultrasonido (Haz Angular)…………………………………….….. 42
Fig. 2.10 Barrido para Detección de Fallas………………………………………..……. 43
Fig. 2.11 Método de Inspección Radiográfica……………………………………..……. 45
Fig. 2.12 Método de Inspección Indirecta por Diablo Instrumentado…………….….. 49
Fig. 2.13 Corrida de Diablo Instrumentado…………………………………..…………. 50
Fig. 2.14 Inhibidores de Corrosión………………………………………………………. 55
Fig. 2.15 Proceso de Recubrimiento Interior……………………………………………. 56
Fig. 2.16 Rectificador de Protección Catódica………………………………………….. 57
Fig. 2.17 Postes de Registro de Cama Anódica…………………………………...…… 58Fig. 2.18 Protección Mecánica de la Tubería a Base de Cintas Plásticas Poliken.… 61
Fig. 2.19 Inspección Dieléctrica, para Detección de Fallas en el Recubrimiento.
Equipo Holiday Detector……………………………………………….………. 62
Fig. 3.1 Análisis de Fallas en Ductos de PEMEX………………………………..…… 82
Fig. 3.2 Estadísticas de Fallas por Corrosión en Estados Unidos (1994 – 2005)… 83
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ESIMESEPI Página X
Fig. 3.3 Las Estadísticas de Fallas por Corrosión en México (1994 – 2005)……… 84Fig. 3.4 Definición de la Vida Útil Desde el Punto de Vista de Mecánica de la
Fractura.………………………..……………………….…………………… 86
Fig. 3.5 Vida de un Componente en Función de la Disminución de la Resistencia
de los Materiales de Fabricación por Efecto del Servicio……………..… 87
Fig. 3.6 Diagrama de Flujo para Cálculo de PMPO y TVR………………………….. 88
Fig. 3.7 Efecto de la Disminución del Nivel de Carga de la Operación y del
Incremento en la Resistencia, en la Vida de un Componente
Estructural…………………………………………………………………..... 89
Fig. 3.8 Tipos de Daños más Comunes en Ductos…………………………………… 91
Fig. 3.9 El Proceso de Análisis de Integridad………………………………….……… 95
Fig. 3.10 Diagrama de Flujo del Procedimiento de Análisis de Integridad……….…. 96
Fig. 3.11 Criterios de Análisis de Integridad………………………………….…………. 99
Fig. 3.12 Proceso de Administración de Integridad de Ductos……………………… 111
Fig. 3.13 Elementos de un Proceso de Administración de Integridad de Ductos…. 115
Fig. 3.14 y Fig. 3.15 Pantallas de SAP…………………………………………….…. 118Fig. 3.16 Herramienta PIRAMID para Administración del Riesgo…………….…….. 119
Fig. 3.17 y 3.18 Administración de Datos e Información Técnica de
Exploración y Producción @ditep………………..…………….. 120
Fig. 4.1 Diagrama de Trampa de Envío………………………………………………. 132
Fig. 4.2 Diagrama de Trampa de Recibo…………………………………………….. 138
Fig. 4.3 “Diablos” de Limpieza (Cepillos)……………………………………….……. 141
Fig. 4.4 “Diablos” de Espuma de Poliuretano…………………………………..……. 143Fig. 4.5 “Diablo” Sólidos de Poliuretano………………………………………..…….. 144
Fig. 4.6 “Diablo” de Esferas de Poliuretano…………………………………….……. 145
Fig. 4.7 Punto de Referencia “Imanes”………………………………………….……. 147
Fig. 4.8 “Diablo” Geometra (EGP)……………………………………………….……. 149
Fig. 4.9 Equipo Medidor de Curvaturas……………………………………………… 151
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ESIMESEPI Página XI
Fig. 4.10 “Diablo” ScoutScan XYZ…………………………………………..………….. 152Fig. 4.11 “Diablo” ScoutScan XYZ en Trayectoria……………………….…………… 153
Fig. 4.12 Equipo con Posicionamiento Geográfico……………………………..…….. 155
Fig. 4.13 Indicador de Paso de Diablo a la Llegada de la TDR……………….…….. 156
Fig. 4.14 Equipo con Transmisor para Rastreo…………………………………..…… 157
Fig. 4.15 “Diablo” Equipo con Transmisor…………………………………...………… 159
Fig. 4.16 Trampa de Diablos (Recibo)…………………………………………….…… 161
Fig. 4.17 Trampa de Diablos (Envío)…………………………………………….…….. 162
Fig. 4.18 Trampa Vertical de Envío de Diablos Tipo Lanzadora Múltiple………….. 162
Fig. 5.1 Configuración Típica del Equipo de Segunda Generación…………..…… 166
Fig. 5.2 Unidad de Batería………………………………………………………...….... 167
Fig. 5.3 Unidad de Imanes y Sensores…………………………………………..…… 167
Fig. 5.4 Unidad de Memoria…………………………………………………………… 167
Fig. 5.5 Odómetros……………………………………………………………………… 167
Fig. 5.6 Equipo Ultrasónico (Tercera Generación)………………………………….. 169
Fig. 5.7 Mapeo de Pérdida de Metal………………………………………………….. 172Fig. 5.8 Técnica de Flujo Magnético (MFL)………………………………………….. 176
Fig. 5.9 Tecnologías de Inspección MFL Y TMFL…………………………………... 181
Fig. 5.10 Detección de Defectos Circunferenciales…………………………….……. 181
Fig. 5.11 Detección de Defectos Axiales……………………………………………... 182
Fig. 5.12 Vista del Defecto de Picaduras Mediante las dos Tecnologías………... 182
Fig. 5.13 Vista de Defectos Circunferenciales Mediante las dos Tecnologías…… 183
Fig. 5.14 Vista de Defectos Axiales Mediante las dos Tecnologías……………….. 183Fig. 5.15 Técnica del Eco Ultrasónico…………………………………………………. 185
Fig. 6.1 Soldadura de Referencia de la Inspección………………………………… 217
Fig. 6.2 Localización de Soldadura…………………………………………………... 219
Fig. 6.3 Vista General del Tramo Inspeccionado km. 0+290……………………… 220
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ÍNDICE DE TABLAS
Tabla 1.1 Producciones Iniciales de los Primeros Pozos en México…………………. 9
Tabla 1.2 Producción de Aceite y Condensados (bls/día)…………………………… 13
Tabla 1.3 Producción Diaria de Gas (mmpcd)…………………………………………. 14
Tabla 1.4 Posición a Nivel Mundial, Respecto a las Reservas Probadas de
Crudo y Gas……………………………………………………………… 16
Tabla 1.5 Evolución Histórica en los Últimos Tres Años de los Volúmenes
Originales en la Región Norte………………………………………….... 17
Tabla 1.6 Censo de Ductos 2006………………………………………………….…... 20
Tabla 2.1 Fallas de Componentes en Servicio……………………………………...… 28
Tabla 2.2 Clasificación de Defectos…………………………………………………… 63
Tabla 2.3 Discontinuidades en Tuberías y Reparaciones Definitivas o
Permanentes Aceptadas (Según Norma 07.3.13 y ASME B31.8)……. 65
Tabla 5.1 Flujo Magnético de Resolución Estándar……………………………….… 177
Tabla 5.2 Flujo Magnético de Alta Resolución………………………………….……. 178
Tabla 5.3 Flujo Magnético Transversal…………………………………………..…… 179
Tabla 5.4 Ultrasonido con Haz Recto…………………………………………………. 186
Tabla 5.5 Ultrasonido con Haz Angular…………………………………….………… 187
Tabla 5.6 Comparación Herramientas de Flujo Magnético y de Inspección
Ultrasónica…………………………………….……………..…………. 189
Tabla 5.7 Capacidades Actuales…………………………………………..………….. 190
Tabla 5.8 Información Básica sobre Herramientas de Inspección Disponibles…. 190Tabla 5.9 Precisión de Detección…………………………………………………….. 191
Tabla 5.10 Características Herramientas Convencionales de Flujo Magnético…... 192
Tabla 5.11 Herramientas de Inspección Ultrasónicas
Capacidad del Proveedor…………………………………………….……. 193
Tabla 5.12 Capacidades de detección de defecto……………………………….…… 194
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ESIMESEPI Página XIII
Tabla 5.13 Longitud de Diablos Instrumentados………………………………..…… 195 Tabla 5.14 Capacidades de Detección de Espesor de Pared (pulgadas)…………. 196
Tabla 5.15 Comparativa de Medios de Detección de Amenazas a la Integridad
de un Ducto……………………………………………………………….. 198
Tabla 6.1 Cronograma de las Actividades de Inspección con Equipo de
Segunda Generación…………………………………………………… 208
Tabla 6.2 Características de Diseño y de Servicio………………………………..... 210
Tabla 6.3 Características e Especificaciones Técnicas………………....…………. 211
Tabla 6.4 Resultados de la Inspección………………………………...…………….. 212
Tabla 6.5 Lista de las 25 Indicaciones más Severas Arrojadas por la Corrida
con Equipo Instrumentado de Segunda Generación Tipo Fuga de
Flujo Magnético……………………………………..………………..….. 214
Tabla 6.6 Indicaciones Principales del Punto Analizado……………………………. 217
Tabla 6.7 Mapeo de Medición de Espesores (Pulg.)…………………………...…… 218
Tabla 6.8 Características de Diseño y de Servicio del Oleoducto……………….… 223
Tabla 6.9 Lista de Indicaciones más Severas por Diablo Ultrasónico………….… 224Tabla 6.10 Datos del Equipo de Inspección de Tercera Generación………….…… 226
Tabla 6.11 Análisis de Costos de Levantamiento Topográfico y Colocación de
Imanes…………………………………………………………………..…… 227
Tabla 6.12 Análisis de Costos del Equipo de Limpieza………………………….…… 228
Tabla 6.13 Análisis de Costos del Equipo de Placas Calibradoras…………….…… 228
Tabla 6.14 Análisis de Costos del Equipo Geometra.…………………………...…… 229
Tabla 6.15 Análisis de Costos del Equipo Instrumentado de SegundaGeneración (MFL)………………………………………………….…… 229
Tabla 6.16 Análisis de Costos del Equipo Instrumentado de Tercera
Generación (Ultrasónico)………………………………..……………. 229
Tabla 6.17 Comparativa del Análisis de Costo Equipo Instrumentado
Inteligente de Segunda y Tercera Generación.……………...….. 231
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Tabla 6.18 Comparativa del Análisis de Costo Equipo InstrumentadoInteligente de Segunda y Tercera Generación.…………………... 232
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ÍNDICE DE GRÁFICAS
Gráfica 1.1.- Estado de los Pozos Activo Integral Poza Rica – Altamira (Área Poza
Rica)………………………………………………………………………… 15
Gráfica 1.2.- Evolución Histórica de las Reservas Remanentes de Gas Natural de
la Región Norte en los Últimos Tres Años, al Cierre del 2005……… 18
Gráfica 1.3.- Distribución Actual de las Instalaciones de Producción Activo Integral
Poza Rica – Altamira (Área Poza Rica)............................................ 21Gráfica 6.1 Distribución de Profundidad de Indicaciones con Pérdida de Metal…213
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GLOSARIOAceite: Petróleo que existe en forma liquida en los yacimientos y permanece así en
condiciones originales de presión y temperatura. Es práctica común clasificar al aceite
en función de su gravedad específica expresada en grados API.
ADITEP: ( @ditep) Administración de Datos e Información Técnica de Exploración y
Producción.
Análisis de Integridad: Es un procedimiento sistemático que permite evaluar
cuantitativamente la integridad de un componente, con base en la identificación del tipo
y grado de severidad de los defectos presentes en el, sus características de diseño, las
propiedades de los materiales, las características de construcción, servicio y su historial
de operación.
Ánodo: Electrodo a través del cual el flujo de electrones entra al electrolito.
Ánodo Galvánico: Electrodo utilizado para proteger una estructura por acción
galvánica.
Betún: Substancias naturales ricas en carbono e hidrógeno, que al arder, despiden un
humo espeso y un olor fuerte característico, el cual fue conocido en la antigua Judea.
Campo magnético: Campo de fuerzas de atracción ferrometálica creado por magnetos
o imanes.
Canfeno: Carburo de hidrógeno terpénico, no saturado, de formula C10H16. Es un sólido
blanco que funde a 52°y hierve a 160°.
Condensados: Líquidos que se condensan a partir del gas natural, constituidos
principalmente por pentanos y componentes de hidrocarburos más pesados.
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Crudo: Hidrocarburos líquidos no refinados, producidos de un yacimiento de aceite.
decibelio: Unidad de la atenuación de los sonidos, igual a la décima parte del bell, cuyo
símbolo es dB.
densidad °API: Es la medida de la gravedad específica de los productos líquidos del
petróleo. La densidad API se expresa en grados; la densidad relativa 1.0 es equivalente
a 10 grados API.
DiabloDiabloDiabloDiablo:::: Elemento mecánico que se utiliza en la limpieza interior de un ducto.
Diablo Instrumentado.- Elemento que sirve para detectar fallas de construcción como
abolladuras, falta de protección, corrosión, cambios de espesor, etc.
Dommy: Diablo de dimensiones idénticas al diablo instrumentado y que se corre para
probar si no existen obstáculos en el interior de la línea.
Ducto: Tubería para el transporte de crudo o gas natural y/o procesado, entre dospuntos, ya sea tierra a dentro o tierra afuera.
Esquistos: Rocas de textura pizarrosa.
EIII: Equipo Instrumentado de Inspección Interna
Fuga de flujo magnético: (Dispersión de flujo magnético) es el principio mediante el
cual se determinan las discontinuidades superficiales de un tubo y que se permiteestablecer la presencia de anomalías por perdidas metálicas internas y externas.
Gas asociado: Gas natural que se encuentra en contacto y/o disuelto en el aceite
crudo del yacimiento. Puede ser clasificado como gas asociado libre (gas de casquete),
o gas asociado disuelto (mezclado con el aceite).
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Gas no asociado: Es un gas natural que se encuentra en yacimientos que nocontienen aceite crudo a las condiciones de presión y temperatura originales.
Hertz: Unidad de medida de la frecuencia
Hidrocarburos: Compuesto orgánico formado principalmente de carbono e hidrógeno.
Holiday detector: Equipo electrónico que se utiliza para detectar discontinuidades o
fallas en el recubrimiento, a través de un circuito cerrado y la aplicación de 12,000 volts
de Corriente Directa.
Hot Tapping: Es la Instalación de una Interconexión, mediante la operación de soldar
una silleta envolvente, o solapa y barrenar el ducto sin interrumpir el servicio.
Herramienta de trabajo que se utiliza para perforar manualmente en ductos o líneas
vivas.
Integridad Mecánica: Es la capacidad de un componente para desempeñar la función
para la cual fue diseñado, en términos de su capacidad de resistir las condiciones de
servicio en el tiempo que se requiera.
Keroseno: del griego keros = cera y elaion = aceite
Mantenimiento Preventivo: 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 ducto terrestre, afín de no interrumpir las operaciones de este; así como
de corrección de anomalías detectadas en su etapa inicial. Producto de la inspección al
sistema, mediante programas derivado de un plan, procurando que sea en el menor
tiempo y costo.
Mantenimiento correctivo: Acción que consiste en reparar los daños o fallas en los
Ductos para evitar riesgos en su integridad o para restablecer la operación del mismo.
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Material ferromagnético: Es aquel que puede presentar ferromagnetismo, el cual
establece el ordenamiento magnético de todos los momentos magnéticos de una
muestra, en la misma dirección y sentido.
Penetrámetro: Elemento del mismo material y número de plomo, que se utiliza para
medir la sensitividad de la placa radiográfica.
Permeabilidad: Es la capacidad de un material para permitir que un fluido lo atraviese
sin alterar su estructura interna.
PIRAMID: Análisis de riesgo en ductos para la toma de decisiones de inspección y
mantenimiento.
POA: Programa Operacional Anual de Mantenimiento.
Poli Pig: Diablo de limpieza de espuma de polierutano.
POT: Programa Operacional Trimestral de Mantenimiento
Pozo: Agujero perforado en la roca desde la superficie de un yacimiento a efecto de
explorar o para extraer aceite o gas.
Presión de Operación (Pop): Es la presión manométrica a la cual se opera el ducto en
condiciones normales y estables. Para efectos de análisis, estas mediciones de presión
son tomadas en los orígenes de las líneas ya que se desprecian las pérdidas porfricción, disminución de temperatura o reducción de flujo.
Presión de Diseño (Pd): Es la presión máxima permisible en ausencia de defectos y
en cumplimiento con todas las especificaciones de diámetro, espesor, propiedades del
material y condiciones de servicio, incluye un factor de seguridad. Generalmente está
definida en términos de la presión que produciría un esfuerzo circunferencial en la pared
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del tubo, igual a una fracción del esfuerzo de cedencia mínimo especificado del materialde fabricación de la tubería.
Presión de falla (Pf): Es la presión que causa una condición indeseable o de riesgo
del tramo que contiene el o los defectos analizados; es decir la presión que produce
deformación plástica, crecimiento de defectos, deterioro acelerado de materiales, fuga,
colapso y explosión; esta presión es calculada en base a los principios de Mecánica de
la Fractura y de Resistencia de Materiales.
Presión Máxima Permisible de Operación (PMPO): Es la presión máxima a la cual se
puede operar un ducto que contiene defectos, preservando su integridad y su factor de
seguridad por diseño.
Proceso de fabricación de ERW: Proceso en cual se genera calor necesario para
soldar, por la resistencia de las partes al paso de una corriente eléctrica, no requiere
material de aporte, un caso es la fabricación de tubería soldada por resistencia
eléctrica.
Reparación Definitiva: Es la sustitución o reemplazo de la sección cilíndrica del tubo
conteniendo la imperfección, por otro de especificación y espesor de pared similar o
superior a la del tubo original y de una longitud no menor de la mitad del diámetro del
tubo.
Reparación Permanente: Es el reforzamiento de una sección de tubería conteniendo
un defecto o daño que puede ser, sin la intención de ser limitativo, la colocación de unaenvolvente metálica soldada longitudinalmente.
Reparación Provisional: Es la acción de colocar dispositivos como grapas de fabrica o
hechizas atornilladas en la sección de tubería que contiene un daño o defecto,
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generalmente con la presencia de fuga de producto y que puede ser reparada en formadefinitiva o permanente lo más pronto posible.
Reserva remanente: Volumen de hidrocarburos medido a condiciones atmosférica que
queda por producirse económicamente, con las técnicas de explotación aplicables. En
otra forma, es la diferencia entre la reserva original y la producción acumulada de
hidrocarburos a una fecha específica.
Reservas probadas: Volumen de hidrocarburos estimados a condiciones atmosféricas,que por análisis de datos geológicos y de ingeniería se estima, con razonable
incertidumbre, dicho volumen está constituido por la reserva probada desarrollada y la
reserva probada no desarrollada.
Reservas posibles: Volumen de hidrocarburos, en donde al análisis de datos
geológicos y de ingeniería, sugieren que son menos probables de ser comercialmente
recuperables que la reservas probables. El término posible implica que se tiene una
probabilidad de al menos 10 por ciento de que los volúmenes recuperados serániguales o mayores que la suma de reservas probadas más probables, más posibles.
Reservas probables: Reservas cuyo análisis de datos geológicos y de ingeniería
sugieren que son factibles de ser comercialmente recuperables. Para los métodos
probabilistas esto significa que se tendrá una probabilidad de al menos 50 por ciento, de
que las cantidades recuperables serán iguales o mayores que la suma de las reservas
probadas más probables.
Reservas Incorporadas: Aquellas que son resultado de los pozos exploratorios cuyo
objetivo era la incorporación de reservas.
Retentividad: Cantidad de magnetización que permanece en un material
ferromagnético al quitarle el campo magnético.
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Sistema Artificial de Producción: cualquiera de las técnicas empleadas para extraer
el petróleo de la formación productora a la superficie, cuando la presión del yacimiento
es insuficiente para el elevar el petróleo en forma natural hasta el pozo.
SPADA:SPADA:SPADA:SPADA: Sistema de Publicación y Administración de Archivos.
Tamaño Crítico de Defecto: Es el tamaño de defecto que produce una condición
indeseable y de riesgo.
Transductor Piezoeléctrico: Aparato por medio del cual puede fluir energía desde uno
o más sistemas de transmisión hacia otros sistemas de transmisión, por ejemplo una
fuerza mecánica que se convierte en energía eléctrica ( o el efecto contrario) por medio
de un cristal piezoeléctrico.
Trementina: Resina semilíquida que sale de árboles (Coníferos y Terebintáceos), y por
su destilación se emplea para fabricar los barnices, desleír los colores, disolver los
cuerpos grasos, etc.
Quinqué: Especie de lámpara con deposito de combustible y tubo de cristal.
Yacimiento: Es un volumen comercial de hidrocarburos, contenidos en una trampa
geológica, que se comporta como un sistema hidráulicamente interconectado, y donde
los hidrocarburos se encuentran a temperatura y presión elevados ocupando los
espacios porosos de las rocas.
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SIMBOLOGÍAA.I.P.R-A Activo Integral Poza Rica – Altamira.
Bpd Barriles por Día.
B/d/psi Barriles por Día y Libras por Pulgada Cuadrada.
EGP Electronic Geometric Pig (Diablo Geometra Electrónico)
E.N.D Ensayos No Destructivos.
ID Diámetro Especificado por el Fabricante.
ID min Diámetro Interno Mínimo.ILI Inspección en Líneas con Equipo Instrumentado.
INEGI Instituto Nacional de Estadística, Geográfica e Informática.
GIS Sistema de Información Geográfica.
MFL Magnetic - Flux Leakage (Fuga de Flujo Magnético).
MMb Millones de Barriles.
MMpcd Millones de Pies Cúbicos Diarios.
MMMpcd Miles de Millones de Pies Cúbicos Diarios.
PEP PEMEX Exploración y Producción.
PT Líquidos Penetrantes.
P.I.B Producto Interno Bruto.
R.N Región Norte.
SAP Sistema de Administración de Procesos.
SIN Sistema de Navegación Inercial.
TDE Trampa de Envío de Diablos.
TDR Trampa de Recibo de Diablos.SNT-TC-1A Práctica Recomendada para la Calificación y Certificación de Personal
en Pruebas No Destructivas.
t. Espesor del Tubo.
mm Milímetro.
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RESUMEN
En el presente trabajo tiene la finalidad de desarrollar el análisis comparativo de la
evaluación de defectos típicos existentes en un ducto metálico para el caso que nos
ocupa de acero al carbón, a través del estudio realizado con equipos instrumentados
inteligentes de inspección interna de segunda y tercera generación.
El análisis realizado por el comparativo de defectos entre ambas tecnologías se soportacon la corrida del Equipo de Segunda Generación en el Gasoducto de 12” Ø, Poza Rica
V - Poza Rica III x 3.7 km. en el tramo del km. 0 + 000 al km. 2 + 000, y la corrida del
Equipo de Tercera Generación en el Oleoducto de 10” Ø, en el tramo de la instalación.
El Golpe – Terminal Marítima Dos Bocas x 27 + 934 km. de longitud, en donde se
muestra la mayoría de los defectos que contribuyen a la disminución de la integridad
mecánica de un ducto y por consecuencia el origen de la falla. Dando a conocer así en
base al estudio realizado la tecnología más conveniente para su aplicación en losductos terrestres en base al historial de los defectos típicos encontrados, así como la
confiabilidad, y aspectos económicos.
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ABSTRAC
This paper has the purpose of developing to the comparative analysis of the evaluation
of existing typical defects in carbon steel pipelines, through the study made with
equipment intelligent of internal inspection of second and third generation.
The analysis made by the comparative one of defects between both technologies is
support with the running pipeline internal inspection equipment of second generation inde Gas transmission pipeline of 12” NPS Poza Rica V – Poza Rica III by 3,7 km. since
km. 0+000 thru km.2+000, and the runnin pipeline internal inspection equipment of third
generation in the pipeline of 10” NPS in the section El Golpe – Marine Terminal Dos
Bocas by 27+934 km. in length; in where one is most of the defects that contribute to the
decrease of the mechanical integrity of pipeline and by consequence the origin of a fall.
On support of this study, one concludes that this technology is but the advisable one for
its application in on-shore pipelines, on the basis of the file of the found typical defects,as well as in the economic aspects.
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OBJETIVO
Evaluar el comparativo de los resultados de la detección de defectos entre equipos de
inspección interna instrumentados de Segunda y Tercera Generación; identificando su
ventajas de cada uno de ellos, determinando sus alcances, debilidades y beneficios.
Asimismo, se evaluará la mejor propuesta tecnológica en los rubros de inspección
interna de ductos, maximizando el valor económico de los Activos de PEMEX
Exploración y Producción, sin perder de vista los principales principios de la política deseguridad de PETRÓLEOS MEXICANOS. “Estos son la Seguridad, Salud y Protección
Ambiental, son valores con igual prioridad que la Producción, el Transporte, las ventas,
la calidad y los costos”.
Todo esto aplicado al caso de dos líneas; la tecnología de Segunda Generación de tipo
de Fuga de Flujo Magnético en la línea de 12” Ø, Poza Rica V – Poza Rica III x 3.7 km.
de longitud y la tecnología de Tercera Generación (Ultrasónico) en la línea de 10” Ø, El
Golpe – Terminal Marítima Dos Bocas x 27 + 934 km. de longitud.
Con el objetivo de seleccionar la tecnología más conveniente, identificando las ventajas
de cada uno de ellos, determinando sus alcances, confiabilidad, debilidades y
beneficios, evaluando la mejor propuesta tecnológica de vanguardia en los rubros de
inspección y así poder emplearla en los sistemas de reconocimiento y exploración de
ductos de gas y petróleo de la red nacional con las que cuenta Petróleos Mexicanos.
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JUSTIFICACIÓN
El transporte de los hidrocarburos y sus derivados por ducto continua siendo la opción
más económica y segura para abastecer los mercados, por lo que PEMEX tiene que
operar y mantener en condiciones óptimas un extenso y complejo sistema de ductos
que transportan y distribuyen crudo, gas, productos refinados y petroquímicos en todo el
territorio nacional. Realizando erogaciones por concepto de inspección interna de
ductos de aproximadamente $ 60,000.00 pesos por kilómetro inspeccionado, ya que no
tiene tecnología propia para la realización de este servicio, esto se traduce en la
necesidad de rentar equipo a compañías extranjeras para la ejecución de estos
trabajos, así como por las tomas clandestinas presentes por la falta de periocidad en las
inspecciones.
El Sistema Nacional de Ductos representa la columna vertebral del aparato de
distribución de Petróleos Mexicanos, al vincular los diferentes procesos productivos, de
procesamiento, de distribución y de comercialización de sus productos. Dada lanaturaleza riesgosa de nuestros procesos de producción y transformación industrial y su
impacto en el medio ambiente, la preocupación primordial de la Empresa se centra en
procurar las mejores condiciones de seguridad para un desempeño más eficiente.
Actualmente la red de los principales ductos de Petróleos Mexicanos tienen una
antigüedad promedio de un poco más de un cuarto de siglo y alcanza una longitud de
más de 38 mil 500 Kilómetros, sin contar con, más de 14 mil kilómetros de líneas de
descarga de pozos en operación.
Esto da una idea del reto que representa operar y mantener el Sistema Nacional de
Ductos en óptimas condiciones y de los esfuerzos que PEMEX debe realizar para
garantizar una coordinación oportuna y eficiente de las operaciones que realizan los
organismos.
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INTRODUCCIÓN
PEMEX es la empresa más grande de México y una de las diez más importantes
consideras en el mundo, tanto en términos de activos, como de ingresos. Con base en
el nivel de reservas y su capacidad de extracción y refinación, se encuentra entre las
cinco compañías petroleras más trascendentes a nivel mundial.
Las actividades de PEMEX abarcan la exploración y explotación de hidrocarburos, así
como la producción, almacenamiento, distribución y comercialización de productos
petrolíferos y petroquímicos. En virtud de que de conformidad con la legislación
mexicana, estas actividades corresponden en exclusiva al Estado, PEMEX es un
organismo público descentralizado. Desde sus primeros años, Petróleos Mexicanos se
destacó por realizar el diseño de sus líneas de transporte a través de una
administración directa con mano de obra calificada de su propio personal.
Una parte fundamental dentro del desarrollo en todos los aspectos, pero sobre todo el
económico de nuestro país, ha sido la explotación de los recursos naturales con los que
se cuenta en especial del subsuelo, el petróleo y sus derivados. Para poder llevar a
cabo esto, se han creado y especializado diversos tipos de tecnologías y a su vez se ha
dividido el trabajo en diferentes áreas.
“PETRÓLEOS MEXICANOS”, es una empresa que se divide en 4 subsidiarias:
• PEMEX EXPLORACIÓN Y PRODUCCIÓN,
• PEMEX REFINACIÓN,
• PEMEX GAS Y PETROQUÍMICA BÁSICA y
• PEMEX PETROQUÍMICA.
Además de eventos externos tales como la integración del Tratado de Libre Comercio
en América del Norte y la tendencia a la globalización, se acentuó en México la
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presencia de empresas norteamericanas y europeas especializadas en la operación ymantenimiento de ductos, las cuales comenzaron a difundir filosofías y metodologías, si
bien de origen distinto, muy afines en sus conceptos y fundamentos, en las que se da
un importante giro hacia la administración particular de cada ducto. Todo esto con base
en estudios avanzados, desarrollos y modelos, con inspección de ductos con equipos
de registros de tecnología de punta, con lo que ya no se aplica la rehabilitación
absoluta, sino la tecnológicamente suficiente para llevar a cabo con la mayor eficiencia
el cumplimiento de la misión de transporte de hidrocarburos con máxima seguridad
operativa.
Un aspecto relevante y básico para poder realizar la explotación, producción y
refinación de los hidrocarburos, es contar con una infraestructura para su transporte,
esta la conforman los sistemas y redes de ductos e instalaciones; es por ello que su
eficiencia, confiabilidad y seguridad son un factor determinante dentro de PEMEX
EXPLORACIÓN Y PRODUCCIÓN.
Por lo anterior, la misión de esta empresa en esta área de trabajo, es mantener en
forma óptima la red de ductos que se utilizan para el manejo y transporte de su
producción de hidrocarburos, así como diversos servicios, maximizando su valor
económico, contribuyendo a la explotación eficiente de los yacimientos, garantizando la
seguridad industrial y protegiendo a la sociedad y al medio ambiente.
Para poder preservar la red de ductos en PEMEX EXPLORACIÓN Y PRODUCCIÓN y
mantenerlos en estado óptimo, se requiere de una aplicación sistemática demantenimiento. Es necesario aclarar que existen dos importantes características que
hacen crítico el mantenimiento a ductos, uno es el impacto económico y el otro es
efecto de la contaminación sobre el medio ambiente que ocasiona una falla en un ducto.
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En un principio el mantenimiento aplicado a ductos fue básicamente mediante laexperiencia empírica que en el campo se iba adquiriendo, conforme el paso del tiempo
se fueron adaptando y desarrollando algunos patrones de mantenimiento y, otros tanto,
fueron copiados a otros países.
Fue hasta hace algunos años que se da a la tarea de la búsqueda de nuevas
tecnologías, criterios normativos para la evaluación del estado de los ductos, y la
realización de programas periódicos de inspección y mantenimiento que permiten
evaluar y preservar la integridad de los mismos.
Así mismo, surgieron las inspecciones no destructivas como inspección visual,
ultrasonido, radiografía, etc. y la tecnología de los equipos de inspección interna
(diablos instrumentados), que permite conocer una variedad de características y
defectos tales como: diámetro, espesor, pérdida localizada de espesor, deformaciones,
abolladuras, picaduras, grietas, etc. Sin embargo estas técnicas aún presentan
limitaciones en la precisión de la detección de defectos. Todos estos conforman los
métodos del mantenimiento típico predictivo a ductos.
Actualmente, surge el método de Análisis de Integridad como una respuesta a la
incertidumbre del estado físico de los ductos debido en gran parte a la antigüedad y la
desinformación de la capacidad de operación de la red de ductos e instalaciones, así
como para optimizar los recursos financieros y humanos destinados a esta actividad.
La parte medular del Análisis de Integridad consiste en establecer los criterios de
severidad de defectos, los requerimientos de inspección no destructiva y los
procedimientos para evaluar la necesidad de reparación o reposición para garantizar la
seguridad de los ductos durante su operación, la continuidad en la producción y el
mínimo impacto ambiental, todo esto, dentro de opciones económicamente viables.
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PEMEX Exploración y Producción tiene a su cargo la exploración y explotación delpetróleo y el gas natural del país, y para llevar a cabo estas funciones en sus campos,
se dividió en cuatro Regiones: La Región Norte, la Región Sur, ambas terrestres; y las
regiones Marinas Noreste y Suroeste.
[1] Fuente: Coordinación de Operación de Pozos, Activo Integral Poza Rica – Altamira
Todas esas regiones contribuyen a la producción general de crudo y gas natural, para
consumo interno mismo de nuestro país, así como las líneas de exportación a
diferentes Países del mundo, siendo uno de los clientes principales los Estados unidos
de América (E.U).
El transporte de hidrocarburos a través de la red de ductos plantea un reto para su
mantenimiento, las herramientas de inspección en línea comúnmente conocidas como
Crudo Gas natural Total Crudo Condensado Liquidos deplantas*
Gas seco** Gas natural Gas seco
MMb MMMpc Mmbpce MMb MMb MMb Mmbpce MMMpc MMMpc288,889.7 240,290.7 46,417.5 33,093.0 863.0 3,479.4 8,982.2 62,354.8 46,715.6
Marina Noreste 63,154.6 26,027.7 15,193.5 13,566.4 509.6 421.1 696.4 6,188.5 3,621.7Marina Suroeste 21,721.8 23,808.4 4,043.5 2,773.1 185.2 360.2 724.9 5,670.9 3,770.1Sur 38,211.4 69,683.1 6,641.4 3,876.2 116.7 1,038.7 1,610.0 11,440.3 8,373.3Norte 165,801.9 120,771.5 20,539.1 12,877.3 51.5 1,659.4 5,950.9 39,055.1 30,950.5
144,568.2 170,968.3 16,469.6 11,813.8 537.9 1,318.8 2,799.0 19,956.9 14,557.3Marina Noreste 53,520.2 24,192.7 8,209.4 7,106.2 341.2 289.1 473.0 4,190.4 2,459.9Marina Suroeste 15,666.7 17,081.3 1,513.0 1,011.3 76.3 148.4 276.8 2,245.8 1,439.6Sur 36,253.2 67,046.9 4,883.2 2,808.2 99.3 774.8 1,200.8 8,556.3 6,245.3Norte 39,128.1 62,647.4 1,864.0 888.1 21.1 106.5 848.4 4,964.4 4,412.5
83,227.4 38,593.7 15,788.5 11,644.1 166.6 1,046.5 2,931.4 20,086.5 15,246.0Marina Noreste 437.8 106.0 4,446.5 4,112.4 105.7 86.8 141.6 1,230.6 736.5Marina Suroeste 2,690.0 2,397.7 997.8 740.7 33.7 65.0 158.5 1,167.1 824.2Sur 580.2 1,789.2 1,019.5 577.1 14.5 167.1 260.9 1,839.7 1,357.2Norte 79,519.4 34,300.8 9,324.7 6,213.9 12.7 727.6 2,370.4 15,849.1 12,328.1
61,094.0 30,728.7 14,159.4 9,635.0 158.5 1,114.1 3,251.8 22,311.4 16,912.3Marina Noreste 9,196.5 1,729.0 2,537.6 2,347.8 62.8 45.3 81.8 767.5 425.3Marina Suroeste 3,365.2 4,329.3 1,532.7 1,021.1 75.1 146.8 289.6 2,258.0 1,506.2Sur 1,378.0 847.0 738.7 490.8 2.9 96.8 148.2 1,044.3 770.8Norte 47,154.3 23,823.4 9,350.4 5,775.3 17.7 825.2 2,732.2 18,241.6 14,210.0
*
**
Total
Reservas de hidrocarburos al 1 de enero de 2005Volumen original Reserva remanente de hidrocarburos Reserva remanente de gas
El líquido obtenido supone un poder calorífico equivalente al crudo Maya y una mezcla promedio de gas seco obtenida en Cactus,
Cd. Pemex y Nuevo Pemex.
Nota: Todas las unidades están expresadas a condiciones atmosféricas, y suponen 15.6 °C y 14.7 libras de presión por pulgada cuadrada.
Probadas
Probables
Posibles
Líquidos del gas obtenidos en plantas de proceso.
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“ANÁLISIS COMPARATIVO DE EVALUACIÓN DE DEFECTOS EN DUCTOS ENTRE ESTUDIOSREALIZADOS CON EQUIPOS INSTRUMENTADOS INTELIGENTES DE SEGUNDA Y TERCERA
GENERACIÓN”.
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diablos inteligentes, constituyen una eficaz respuesta para obtener la informaciónpormenorizada del estado físico del ducto, y que precisamente integra la información
básica para elaborar los programas de rehabilitación.
Conforme la tecnología electrónica avanza, los diablos de inspección han evolucionado,
para brindar una mejor resolución en la localización y en las características de los
daños y defectos. Ya sea empleando las tecnologías de fugas o dispersión de flujo
magnético de primera generación hasta las de alta resolución, así como las de
ultrasonido. Estas herramientas constituyen el único método disponible para lainspección simultánea de las superficies internas y externas de un ducto en toda su
extensión y en toda su circunferencia.
Las metas de inspección realizada a intervalos regulares a un ducto en operación, son
los de mantener la seguridad operativa del mismo. Dicha inspección permite obtener
datos que redundan en; confiabilidad, integridad, seguridad operativa, conocimiento y
control de la velocidad de corrosión.
Una de las líneas de investigación que se ha desarrollado en el Departamento de
Ingeniería Mecánica de SEPI-ESIME es la evaluación de la integridad estructural en
tuberías y equipo de proceso. En el primer caso se ha abordado desde el punto de vista
de la Mecánica de Fractura. A este respecto, Vázquez [2] aplica la Mecánica de
Fractura para evaluar la integridad estructural en gasoductos. El análisis numérico lo
hace con el Método del Elemento Finito. Debe hacerse notar que un análisis elástico y
plástico de tuberías con grietas circunferenciales y longitudinales pasantes se presentapor Guardado en [3], quién desarrollo además el programa para este efecto. Los casos
de carga considerados son presión interna y flexión.
Siguiendo esta línea de trabajo, el análisis elastoplástico de grietas no pasantes en
tuberías se presenta en [4, 5]. Para este efecto, se comparan las soluciones
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GENERACIÓN”.
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simplificadas con las obtenidas mediante análisis no lineales con el Método delElemento Finito. Aplicación de lo anterior a tuberías de Centrales Nucleares están
reportadas en [6, 7] y un reactor BWR está en [8]. Por otra parte, se puede mencionar la
aplicación de la Mecánica de Fractura Probabilística a oleogasoductos el trabajo
realizado por Morales [9].
En cuanto a equipo empleado en la industria petrolera, los análisis de integridad
estructural realizados, así como reingeniería se han reportado en [10, 11, 12]. De
manera análoga, se ha realizado para el sector nuclear nacional, los resultados
obtenidos se han reportado en [13-18].
En cuanto a inspección de materiales, se establecieron las bases para el diseño de un
sensor de esfuerzos residuales en ductos [19].
En todos estos trabajos, predominan los análisis numéricos en la determinación de la
integridad estructural de tuberías y equipos de proceso del sector petrolero y nuclear.Actualmente, el interés es aplicar tecnología de vanguardia a ductos que transportan
gas y crudo. Lara [20] ha reportado resultados en el caso de gasoductos. Sin embargo,
a nivel mundial han existido desarrollos tecnológicos que faciliten la evaluación de la
integridad estructural en ductos. Sin embargo, es necesario evaluar su aplicación al
sector petrolero nacional. Esto consolidará la línea de investigación antes mencionada.
Todo esto dentro del marco del proyecto de investigación del CONACyT 49521
“Determinación de la integridad de estructuras sometidas a cargas de diseño severascon enfoque a sistemas y componentes relacionados con seguridad de centrales
nucleares con reactores de agua en ebullición”
El desarrollo del trabajo de tesis se divide en cinco capítulos.
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GENERACIÓN”.
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En el primer capítulo se da a conocer el histórico de las actividades petroleras en elárea Poza Rica, mencionado desde el origen del petróleo, el inicio de la explotación y
producción inicial de los primeros pozos, su estructura potencial en términos de activos
y la problemática que da el origen al trabajo de tesis.
En el segundo capítulo se expone el esquema del mantenimiento a ductos en el Activo
Integral Poza Rica – Altamira, así como los métodos mas utilizados en la inspección de
ductos indicando las ventajas y desventajas de cada uno, finalmente algunos criterios
de prevención y de reparación.
En el tercer capitulo se visualiza la comprensión de la aplicación del análisis de
integridad mecánica en planes de mantenimiento a ductos, permitiendo de manera
sistemática obtener información de la condición de los ductos, para que se asignen
efectivamente los recursos para actividades de prevención, detección y mitigación
apropiadas, que resultaran en el incremento de la seguridad y por consecuencia una
significativa reducción en el número de incidentes en el sistema de transporte de
hidrocarburos por ductos.
En el cuarto capítulo se aborda la reseña histórica de los equipos de Segunda y Tercera
Generación, así como los sistemas de inspección de ductos empleados hoy en día, su
funcionalidad, sus características, aplicaciones, sus ventajas y desventajas de cada uno
de ellos. También se menciona el tipo de instalaciones superficiales (Trampas de Envió
y Recibo) que son la base para el lanzamiento y recepción de los diferentes tipos de
diablos.
En el quinto capítulo se analizará el desempeño de cada uno de los equipos de
inspección inteligente de segunda y tercera generación, sus alcances, ventajas,
características, así como los defectos detectados y los no posibles de detectar de
acuerdo a su complejidad y tecnología utilizada.
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GENERACIÓN”.
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En el sexto y último capítulo se expone el comparativo de los resultados de lasinspecciones obtenidas en la aplicación de la tecnología de Segunda Generación de
tipo de Fuga de Flujo Magnético en la línea de 12” Ø, Poza Rica V – Poza Rica III x 3.7
km. de longitud y la tecnología de Tercera Generación (Ultrasónico) en la línea de 10”
Ø, El Golpe – Terminal Marítima Dos Bocas x 27 + 934 km. de longitud, mostrando la
mejor tecnología a emplear en base a confiabilidad de resultados, disponibilidad del
proveedor y costos de operación, los cuales se traducen en beneficio para PEMEX
EXPLORACIÓN Y PRODUCCIÓN.
Referencias
[1] Archivo Coordinación de Operación de Pozos e Instalaciones de Explotación delActivo Integral Poza Rica-Altamira, Enero 2005
[2] G. G. Vázquez Montes de Oca (2000) Análisis Numérico Tridimensional de GrietasCircunferenciales en Ductos. Tesis de Maestría. SEPI-ESIME-IPN.
[3] J. F. Guardado García (1998) Evaluación de la Integridad Estructural de RecipientesCilíndricos Agrietados Sometidos a Presión Interna. Tesis de Maestría. SEPI-ESIME-IPN.
[4] I. Maciel Herrera Análisis (2002) Elastoplástico de Grietas Longitudinales noPasantes en Tuberías. Tesis de Maestría. SEPI-ESIME-IPN.
[5] A. A. Martínez Estrella (2002) Análisis Elastoplástico de Grietas Circunferencialesno Pasantes en Ductos Bajo Carga Axial y Momento Flexionante Combinados.Tesis de Maestría. SEPI-ESIME-IPN.
[6] H. Maldonado Pérez (1999) Análisis de Esfuerzos en Componentes de Sistemas deTuberías Nucleares Utilizando el Método del Elemento Finito. Tesis de Maestría.SEPI-ESIME-IPN.
[7] J. Martínez Trinidad (2000) Análisis Elastoplástico de Estructuras Agrietadas. Tesisde Maestría. SEPI-ESIME-IPN.
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“ANÁLISIS COMPARATIVO DE EVALUACIÓN DE DEFECTOS EN DUCTOS ENTRE ESTUDIOSREALIZADOS CON EQUIPOS INSTRUMENTADOS INTELIGENTES DE SEGUNDA Y TERCERA
GENERACIÓN”.
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[8] J. V. Méndez Méndez (2005) Determinación de Tamaño Admisible de Grieta enCilindros de Pared muy Delgada y su Aplicación a Reactores Nucleares. Tesis deMaestría. SEPI-ESIME-IPN.
[9] L. Morales Ruiz (2003) Mecánica de Fractura Probabilística: Aplicaciones para elAnálisis de Fallas en Oleogasoductos. Tesis de Maestría. SEPI-ESIME-IPN.
[10] A. López Castro (2001) Análisis de Esfuerzos Dinámicos en un Transformador delTipo Acorazado. Tesis de Maestría. SEPI-ESIME-IPN.
[11] J. C. de J. Balanza Chavarría (2006) Diseño del balancín elevador de una unidad
de bombeo mecánico petrolera Mark II para sustituir su importación. Tesis deMaestría. SEPI-ESIME-IPN.
[12] A. Marquina Chávez (2007) Análisis en la Junta Tech – Envolvente de TanquesAtmosféricos de Almacenamiento de 560 Barriles de Crudo. Tesis de Maestría.SEPI-ESIME-IPN.
[13] J. L. Medina Velarde (1997) Impacto en la Transferencia de Calor en la CalificaciónAmbiental de la Atmósfera Interna de Reactores Nucleares tipo BWR. Tesis deMaestría. SEPI-ESIME-IPN.
[14] I. Sauceda Meza (1997) Análisis de Fatiga Mediante el Método del Elemento Finito.Tesis de Maestría. SEPI-ESIME-IPN.
[15] A. Macías Fuentes (1999) Análisis del Sistema de Despresurización Automática enla Vasija de un Reactor Nuclear de Agua en Ebullición. Tesis de Maestría. SEPI-ESIME-IPN.
[16] N. Moreno Cuahquentzi (2002) Análisis de Esfuerzos de la Contención Primaria tipoMark II de un Reactor Nuclear de Agua en Ebullición BWR. Tesis de Maestría.SEPI-ESIME-IPN.
[17] R. Cuamatzi Meléndez (2002) Análisis de Pandeo de la Tapa de la Contención deun Reactor BWR. Tesis de Maestría. SEPI-ESIME-IPN.
[18] C. A. Mora Santos (2006) Análisis de fractura en la contención primaria tipo Mark IIde un reactor de agua en ebullición para generación de energía eléctrica. Tesis deMaestría. SEPI-ESIME-IPN.
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GENERACIÓN”.
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[19] M. Rosas Velázquez (2002) Diseño de un Sensor Magnético de Esfuerzos. Tesis deMaestría. SEPI-ESIME-IPN.
[20] J. Lara Segura (2007). Revisión y Estudios de Integridad Mecánica al Gasoducto de24”Ø ( 610 mm) x 39.040 Km., San Andrés – Poza Rica. Tesis de Maestría. SEPIESIME-IPN.
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GENERACIÓN”.
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Se describe los aspectos generalesde la actividad petrolera del ActivoIntegral Poza Rica-Altamira en la
Región Norte; Así como censos deinstalaciones y cifras deproducción. Finalmente se planteael problema que se aborda en estatesis.
“GENERALIDADES SOBRE LAS ACTIVIDADES
PETROLERAS EN EL ÁREA POZA RICA”
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impermeabilizar sus canoas, como medicina en ceremonias rituales y hasta parablanquear los dientes. La necesidad de iluminar su entorno llevó al hombre a aprender
como utilizar diversos elementos naturales, ya sea como antorchas, velas y aceite en
lámparas, que obtenían de:
• El petróleo que encontraba en la superficie
• El aceite proveniente de la hulla (mineral)
• El aceite de la esperma de ballena (animal)
• El canfeno que se obtenía de trementina (vegetal)
Los árabes desarrollaron la técnica de destilación del betún que trasmitieron a Europa
en la Edad Media, donde ya se conocía de las manifestaciones de petróleo en la
superficie en las regiones de Bavaria, Alsacia y Hannover (Alemania). Los habitantes de
esas regiones extraían el betún cavando a mano y lo destilaban hasta obtener un
derivado que se usaba como iluminante, mediante el uso de una lámpara rudimentaria
inventada por un farmacéutico y un fontanero ucranianos.
En 1874 el físico matemático italiano Armando Argand, inventó una lámpara de
corriente de aire con mecha hueca y redonda protegida por un tubo de vidrio, diseño
que fue mejorado por su ayudante Antoine Quinquet, que hasta la fecha, a este tipo de
lámparas se le conoce como quinqué.
La refinación del carbón también produjo gas llamado “gas ciudad”, que se usaba como
ilumínante solo en las ciudades importantes por su alto costo. A partir de 1840, se
empezó a popularizar en Europa y en Norteamérica el uso de máquinas para telares y
prensas de imprenta, entre otros dispositivos mecánicos que requerían de lubricantes
para sus partes. Estos se obtenían de grasas vegetales y animales. En 1847, el Dr.
Abraham Guesner, de Canadá, desarrolló un proceso de refinación para obtener aceite
de iluminación de buena calidad a partir del asfalto, al que llamo “keroseno”. Por otra
parte, en Europa, el escocés James Young logró obtener aceite del carbón y de
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esquistos. Este proceso vino a sustituir con éxito a los aceites provenientes de grasasanimales, vegetales y minerales que se usaban comúnmente.
En 1850, el profesor Benjamín Silliman Jr. desarrolló la destilación fraccionada, que
consiste en calentar el aceite a diferentes grados de ebullición y obtener varias
fracciones del mismo. Con lo que se pudo adquirir productos de mejor calidad como
iluminantes y lubricantes. Otra vertiente de la historia de la industria petrolera se dio en
Norteamérica, en la medida que los emigrantes europeos se desplazaron hacia el oeste
del territorio norteamericano. Se enfrentaron a los crudos inviernos y nació la necesidadde conservar los alimentos en sal, por lo que cavaban a mano y perforaban pozos
someros en busca de salmuera.
En Oil Creek, al norte de Pennsylvania, era conocida la existencia del llamado aceite
mineral, que brotaba de la tierra y que era utilizado por los indios americanos como
medicina, pintura e iluminante; y que al cavar los pozos, aparecía también impregnando
a la sal, lo cual se consideraba como impureza de la misma.
Pronto se le buscó utilización a este aceite de roca, siguiendo el uso de los indígenas,
empleándolo como medicina, lo empezaron a recolectar, exprimiendo trapos
empapados, para posteriormente envasarlo. Ejemplo de el fué el Seneca Oil
embotellado por Samuel M. Kier, un farmacéutico de Pittsburg que buscó venderlo de
pueblo en pueblo, como la cura de todos los males, tanto para seres humanos, como
para animales. Sin embargo, no tuvo el éxito esperado y entonces trató de utilizar ese
aceite para iluminación, pero el petróleo crudo al arder dejaba un mal olor y producía unhumo negro y espeso, por lo que Kier pensó en destilarlo y en 1850 construyó un
alambique, convirtiéndose en el pionero de la destilación del petróleo en los Estados
Unidos.
George Bissell, un visionario abogado neoyorquino, sabía que ese producto era
inflamable y pensó que podía ser usado como iluminante, por lo que se asoció con el
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banquero James Townsend, y contrató al profesor Benjamín Silliman para queinvestigara si este aceite mineral podría ser utilizado, tanto como iluminante, como
lubricante. La respuesta de Silliman fue positiva y muy alentadora, dando como
resultado la formación de la empresa Pennsylvania Rock Oil Company. El primer reto,
después del financiamiento, fue obtener suficiente petróleo para iniciar el negocio, y a
Bissell se le ocurrió que tal vez fuera posible hallarlo mediante la perforación de pozos;
aplicando la técnica inventada por los chinos 1500 años atrás y que se usaba para los
pozos de salmuera.
Para iniciar la etapa operativa de esta aventura, formaron en 1858 la Seneca Oil
Company, teniendo como principales accionistas a Bissell, Townsed, Silliman y como
agente al “coronel” Edwin Drake. Un aventurero, cuyo grado de coronel se lo dio el
propio Bissell para facilitar su cometido, quién adquirió terrenos en Oil Creek, Titusville,
Pennsylvania. Con la ayuda del pe