ductos - chandfgsgagsgdsgdfgchos

8/19/2019 Ductos - Chandfgsgagsgdsgdfgchos

1/280

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


2/280


3/280


4/280


“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


5/280



GENERACIÓN”.

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....


6/280



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


7/280



GENERACIÓN”.

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


8/280


9/280



GENERACIÓN”.

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


10/280



GENERACIÓN”.

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


11/280



GENERACIÓN”.

ESIMESEPI Página VI

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


12/280



GENERACIÓN”.

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


13/280



GENERACIÓN”.

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


14/280



GENERACIÓN”.

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


15/280



GENERACIÓN”.

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


16/280



GENERACIÓN”.

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


17/280



GENERACIÓN”.

ESIMESEPI Página XII

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


18/280



GENERACIÓN”.

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


19/280



GENERACIÓN”.

ESIMESEPI Página XIV

Tabla 6.18 Comparativa del Análisis de Costo Equipo InstrumentadoInteligente de Segunda y Tercera Generación.…………………... 232


20/280



GENERACIÓN”.

ESIMESEPI Página XV

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


21/280



GENERACIÓN”.

ESIMESEPI Página XVI

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.


22/280



GENERACIÓN”.

ESIMESEPI Página XVII

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).


23/280



GENERACIÓN”.

ESIMESEPI Página XVIII

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.


24/280



GENERACIÓN”.

ESIMESEPI Página XIX

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


25/280



GENERACIÓN”.

ESIMESEPI Página XX

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,


26/280



GENERACIÓN”.

ESIMESEPI Página XXI

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.


27/280



GENERACIÓN”.

ESIMESEPI Página XXII

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.


28/280



GENERACIÓN”.

ESIMESEPI Página XXIII

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.


29/280



GENERACIÓN”.

ESIMESEPI Página XXIV

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.


30/280



GENERACIÓN”.

ESIMESEPI Página XXV

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.


31/280



GENERACIÓN”.

ESIMESEPI Página XXVI

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.


32/280



GENERACIÓN”.

ESIMESEPI Página XXVII

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.


33/280



GENERACIÓN”.

ESIMESEPI Página XXVIII

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


34/280



GENERACIÓN”.

ESIMESEPI Página XXIX

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.


35/280



GENERACIÓN”.

ESIMESEPI Página XXX

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.


36/280



GENERACIÓN”.

ESIMESEPI Página XXXI

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.


37/280



GENERACIÓN”.

ESIMESEPI Página XXXII

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


38/280



GENERACIÓN”.

ESIMESEPI Página XXXIII

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.


39/280



GENERACIÓN”.

ESIMESEPI Página XXXIV

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.


40/280



GENERACIÓN”.

ESIMESEPI Página XXXV

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.


41/280



GENERACIÓN”.

ESIMESEPI Página XXXVI

[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.


42/280



GENERACIÓN”.

ESIMESEPI Página XXXVII

[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.


43/280



GENERACIÓN”.

ESIMESEPI Página 1

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”


44/280


45/280



GENERACIÓN”.

ESIMESEPI Página 3

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


46/280



GENERACIÓN”.

ESIMESEPI Página 4

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


47/280



GENERACIÓN”.

ESIMESEPI Página 5

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

ductos - chandfgsgagsgdsgdfgchos

Documents