universidad tecnolÓgica equinoccialrepositorio.ute.edu.ec/bitstream/123456789/5945/1/41686...ix...

II

UNIVERSIDAD TECNOLÓGICA EQUINOCCIAL

FACULTAD DE CIENCIAS DE LA INGENIERÍA

CARRERA DE TECNOLOGÍA DE PETRÓLEOS

DESARROLLO Y APLICACIÓN DEL PROCEDIMIENTO PARA EL CAMBIO

DE TUBERÍA EN EL POLIDUCTO ESMERALDAS – QUITO (TRAMO SANTO

DOMINGO – BEATERIO) POR DETERIORO DE LA MISMA EN EL AÑO

2009.

TESIS DE GRADO PREVIA LA OBTENCIÓN DEL TÍTULO DE:

TECNÓLOGO EN PETRÓLEOS

AUTOR: JOSÉ LUIS VIVANCO COLLAGUAZO

DIRECTOR DE TESIS: ING. RAÚL BALDEÓN

QUITO – ECUADOR

JULIO - 2010

III

DECLARACIÓN:

Del contenido de la presente tesis se responsabiliza el autor:

José Luis Vivanco

CI: 1716289648

IV

CARTA DE DIRECTOR DE TESIS

V

CARTA DE LA EMPRESA

VI

D E D I C A T O R I A

A Dios, por hacer posible la culminación de una etapa muy importante en mi vida y por

regalarme los padres inigualables del mundo.

A mi hija Emily Maite por ser mi inspiración para seguir mis estudios.

A mis padres, por su dedicación, amor, apoyo, esfuerzo y comprensión quienes me han

inculcado valores, que me servirán para mi futuro y toda mi existencia.

A mis 4 hermanos por su apoyo incondicional en todos los momentos difíciles de mi

vida.

A mi familia y amigos, que fueron muy importantes para alcanzar este éxito personal.

José Luis…..

VII

A G R A D E C I M I E N T O

A la Universidad Tecnológica Equinoccial, quien me ha permitido un mayor desarrollo

tanto personal como profesional.

A nuestros profesores quienes con su sabiduría supieron impartir sus conocimientos y

experiencias, con el propósito de entregar a la sociedad seres humanos más

competitivos.

De manera especial, a mi director de tesis Ingeniero Raúl Baldeón y de igual manera a

mi hermano Ingeniero Darwin Vivanco por su apoyo incondicional para la culminación

de este proyecto.

A todo mi grupo de la universidad, amigas y amigos, en especial Andrés, Diego, Rolo,

Alejo, Pame, Vero, Alex, Joha, Pao, Fer gracias por su amistad que me han brindado

en todos estos años.

José Luis….

VIII

RESUMEN

El presente proyecto tiene como objetivo dar a conocer el desarrollo y el procedimiento

que se debe realizar antes, durante y después para un cambio de tubería en el poliducto

Esmeraldas – Quito (tramo Santo Domingo – Beaterio), con el fin de evaluar, prevenir,

y controlar el desgaste de una tubería o componentes mediante un mantenimiento

adecuado .

PETROCOMERCIAL a través de la contratista ARB Ecuador, ejecuto la obra de

cambio de tubería en el Poliducto Santo Domingo-Quito, PETROCOMERCIAL trabajó

en varios frentes para realizar la interconexión de los tramos de la tubería nueva con la

antigua en el menor tiempo posible y de forma segura y eficiente.

Con motivo de estos trabajos, PETROCOMERCIAL, dispuso que se presten todas las

facilidades que el caso requiere para lograr que estos trabajos culminen de acuerdo a lo

programado y de esta manera asegurar el abastecimiento oportuno de combustibles.

La Gerencia de Gestión Ambiental, Seguridad y Salud supervisó el procedimiento en

campo, con el fin de evitar impactos ambientales y daños al personal que estuvo

involucrado en el operativo y llevó adelante en forma conjunta con ARB un plan de

contingencia.

IX

SUMMARY

This project aims to raise awareness of the development and the procedure to be

performed before, during and after for a change of pipe in the pipeline Esmeraldas –

Quito (section Santo Domingo - Quito), to assess, prevent, check wear and a pipe or

components through proper maintenance.

PETROCOMERCIAL through the contractor ARB Ecuador, run the pipe work for

change in the Santo Domingo-Quito Pipeline, PETROCOMERCIAL worked on several

fronts to make the interconnection of the sections of the new pipeline with the old in the

shortest time possible and safely and efficiently.

On the occasion of this work, PETROCOMERCIAL, decided to provide all the

facilities required to make the case that this work will culminate in on schedule and

thereby ensure timely supply of fuel.

Management Environmental Management Health & Safety, oversaw the procedure in

the field, in order to avoid environmental and personal damage that was involved in the

operation and carried out in conjunction with a contingency plan ARB.

X

ÍNDICE GENERAL

FACULTAD ........................................................................................................................... II

DECLARACIÓN: ................................................................................................................ III

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

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

D E D I C A T O R I A ......................................................................................................... VI

A G R A D E C I M I E N T O ............................................................................................ VII

RESUMEN ........................................................................................................................ VIII

SUMMARY.......................................................................................................................... IX

ÍNDICE DE CONTENIDOS

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

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

1.1 PROBLEMA ............................................................................................................. 1

1.2 OBJETIVO GENERAL ............................................................................................ 2

1.3 OBJETIVOS ESPECÍFICOS ................................................................................... 2

1.4 JUSTIFICACIÓN ..................................................................................................... 2

1.5 IDEA A DEFENDER ............................................................................................... 3

XI

1.6 IDENTIFICACIÓN DE VARIABLES .................................................................... 3

1.6.1 VARIABLES INDEPENDIENTES ............................................................... 3

1.6.2 VARIABLES DEPENDIENTES ................................................................... 4

1.7 IDENTIFICACIÓN DE INDICADORES ................................................................ 4

1.8 DISEÑO O TIPO DE INVESTIGACIÓN ............................................................... 4

1.8.1 MÉTODOS DE INVESTIGACIÓN .............................................................. 4

1.8.2 TÉCNICAS DE INVESTIGACIÓN: ............................................................. 5

CAPÍTULO II ......................................................................................................................... 6

2 MARCO TEÓRICO ................................................................................................. 6

2.1 DEFINICIÓN DE POLIDUCTO * .......................................................................... 8

2.2 DIAGNÓSTICO DEL ESTADO ACTUAL DE LA TUBERIA ........................... 12

2.2.1 OPERACIONES .......................................................................................... 13

2.2.2 MANTENIMIENTO PREDICTIVO, PREVENTIVO Y CORRECTIVO

REALIZADO (CIVIL Y MECÁNICO), REEMPLAZO DE TUBERÍA

REALIZADA. .......................................................................................................... 23

2.2.3 INSPECCIONES REALIZADAS, RESULTADOS, Y LAS QUE SE VAN

A REALIZAR. ......................................................................................................... 31

2.2.4 SISTEMA DE INFORMACIÓN (TELECOMUNICACIONES). .............. 32

XII

2.2.5 FACTORES DE RIESGO ACTUALES EN EL DUCTO ESMERALDAS –

QUITO. .................................................................................................................... 33

2.3 REDUCTORAS. ..................................................................................................... 35

2.3.1 TERMINAL DE PRODUCTOS LIMPIOS BEATERIO ............................ 35

2.3.2 TERMINAL DE PRODUCTOS LIMPIOS SANTO DOMINGO .............. 37

2.4 ESTACIONES ........................................................................................................ 38

2.4.1 ESTACION ESMERALDAS ...................................................................... 38

2.4.2 ESTACION SANTO DOMINGO ............................................................... 40

2.4.3 ESTACION FAISANES .............................................................................. 42

2.4.4 ESTACION CORAZON .............................................................................. 44

2.4.5 ESTACION BEATERIO ............................................................................. 45

CAPÍTULO III ..................................................................................................................... 47

3 SOLDADURA. ....................................................................................................... 47

3.1 DOCUMENTOS DE REFERENCIA. ......................................................... 48

3.1.1 PERSONAL RESPONSABLE. ................................................................... 48

3.1.2 DESCRIPCIN DE LA ACTIVIDAD. .......................................................... 48

3.1.3 CALIFICACIÓN DEL PROCEDIMIENTO DE SOLDADURA (WPS) ... 49

XIII

3.1.4 CALIFICACIÓN DEL SOLDADOR .......................................................... 50

3.1.5 LA PRUEBA DE PROCEDIMIENTO DE SOLDADURA SE DETALLA

A CONTINUACIÓN: .............................................................................................. 51

3.1.6 INSPECCIÓN EN LA PREPARACIÓN DE JUNTAS ............................... 52

3.1.7 INSPECCION DURANTE EL PROCESO DE SOLDADURA ................. 53

3.1.8 REGISTROS ................................................................................................ 54

3.1.9 REPARACIÓN DE SOLDADURA ............................................................ 55

3.1.10 LINEAMIENTOS DE SEGURIDAD, SALUD Y MEDIO AMBIENTE. .. 56

3.2 INSPECCIÓN RADIOGRÁFICA DE LA TUBERÍA. .......................................... 60

3.2.1 DOCUMENTOS DE REFERENCIA. ......................................................... 60

3.2.2 DEFINICIONES .......................................................................................... 60

3.2.3 DESCRIPCIÓN DE LA ACTIVIDAD ........................................................ 62

3.2.4 MATERIAL Y ESPESORES. ..................................................................... 62

3.2.5 PELÍCULA RADIOGRÁFICA. .................................................................. 63

3.2.6 DENSIDAD. ................................................................................................ 63

3.2.7 IMAGEN. ..................................................................................................... 63

3.2.8 RADIACIÓN DISPERSA. .......................................................................... 64

3.2.9 INDICADORES DE CALIDAD DE IMAGEN (IQI). ................................ 64

XIV

3.2.10 MÉTODO RADIOGRÁFICO ..................................................................... 65

3.2.11 CERTIFICACIÓN DE PERSONAL EN ENSAYOS NO

DESTRUCTIVOS. ................................................................................................... 66

3.2.12 CRITERIOS DE ACEPTACIÓN. ............................................................... 66

3.2.13 REGISTROS. ............................................................................................... 66

3.2.14 LINEAMIENTOS DE SEGURIDAD SALUD Y MEDIO AMBIENTE. ... 67

3.3 INSPECCIÓN TÉCNICA. ..................................................................................... 70

3.3.1 REGLAMENTO AMBIENTAL PARA LAS OPERACIONES

HIDROCARBURÍFERAS EN EL ECUADOR. ..................................................... 71

3.4 PROCEDIMIENTOS. ............................................................................................ 72

3.4.1 EVACUACIÓN DE COMBUSTIBLE DE LA LÍNEA .............................. 73

3.4.2 CORTE EN FRIÓ DE LA TUBERÍA. ........................................................ 80

3.4.3 ALINEACIÓN Y SOLDADURA. ............................................................... 81

3.4.4 TOMA DE RAYOS X ................................................................................. 83

3.4.5 PRUEBA HIDROSTÁTICA ....................................................................... 86

XV

CAPÍTULO IV ..................................................................................................................... 90

4 APLICACIÓN DE LOS PROCESOS .................................................................... 90

4.1 CAMBIO DE VÁLVULAS ......................................................................... 90

4.1.2 CAMBIO DE TUBERÍA ........................................................................... 113

RESULTADOS .................................................................................................................. 129

CAPÍTULO V..................................................................................................................... 130

CONCLUSIONES ........................................................................................................ 130

RECOMENDACIONES ............................................................................................... 131

GLOSARIO ........................................................................................................................ 132

BIBLIOGRAFÍA ................................................................................................................ 134

XVI

ÍNDICE DE TABLAS Y GRÁFICOS

Tabla Nº 1 Características Generales Del Poliducto .............................................................. 9

Tabla Nº 2 Productos Transportados .................................................................................... 10

Tabla Nº 3 Descripción De Tramos ...................................................................................... 11

Tabla Nº 4 Características Generales De Los Poliductos De Petrocomercial ...................... 13

Tabla Nº 5 Condiciones De Operación Del Ducto Esmeraldas- Quito ............................... 16

Tabla Nº 6 Reporte De Reparaciones .................................................................................. 26

Tabla Nº 7 Registro De Perforaciones Clandestinas Periodo 2000-2005 ............................. 27

Tabla Nº 8 Registro De Roturas De Tubería ........................................................................ 28

Tabla Nº 9 Costos Totales De Reemplazo De Tubería Del Ducto Esmeraldas-Quito ......... 29

Tabla Nº 10 Tasas De Fallas Mas Comunes En La Industria Petrolera Mundial Vs. Tasas De

Fallas En El Ecuador. ........................................................................................................... 30

Tabla Nº 11 Penetrámetros De Hilos. ................................................................................... 64

Tabla No 12. Resultados obtenidos.* ................................................................................. 129

Gráfico Nº.1. Vista exterior e interior de una rotura de tubería por corrosión interior. ....... 19

Gráfico Nº.2 Equipo (Pig) de limpieza interior de ductos .................................................... 20

Gráfico Nº.3 Medición de la profundidad de las picaduras en el interior de una tubería

averiada. ................................................................................................................................ 21

Gráfico Nº 4 Estación Reductora (Beaterio) ........................................................................ 36

Gráfico Nº 5 Terminal Santo Domingo ................................................................................ 37

Gráfico Nº 6 Estación Esmeraldas ........................................................................................ 38

Gráfico Nº 7 Estación Santo Domingo ................................................................................. 40

Gráfico Nº 8 Estación Faisanes ............................................................................................ 42

Gráfico Nº 9 Estación Corazón ............................................................................................. 44

XVII

Gráfico Nº 10 Estación Beaterio ........................................................................................... 45

Gráfico Nº 11 Soldadura. ...................................................................................................... 47

Gráfico Nº 12 Evacuación de combustible de la tubería ...................................................... 73

Gráfico Nº 13. Válvula de retención 210+100 ..................................................................... 75



Gráfico Nº 16. Hot – Tap-ping 2” nps - 207+700 ................................................................ 78

Gráfico Nº 17. Hot – Tap-ping 2” nps en la válvula ubicada 214+150 ................................ 79

Gráfico Nº 18. Corte de Tubería. .......................................................................................... 81

Gráfico Nº 19. Soldadura de Tubería. ................................................................................. 83

Gráfico Nº. 20 Desmontaje de instrumentación y sistemas de alivio. ................................. 98

Gráfico Nº 21 Desmontaje en la junta: brida-válvula 12” clase 600 y drenaje. .................. 99

Gráfico Nº 22 Corte en frío y retiro de spool. ................................................................... 100

Gráfico Nº 23 Bentonita y soldadura de placa. .................................................................. 101

Gráfico Nº 24 Montaje y soldadura de spool. ................................................................... 102

Gráfico Nº 25 Montaje de líneas: instrumentación, alivio, drenaje ................................... 103

Gráfico Nº 26 Cierre de válvulas y drenaje de líquidos. ................................................... 104

Gráfico Nº 27 Desmontaje de válvula y absorción de líquidos. ........................................ 105

Gráfico Nº 28 Corte en frío, retiro de “spool”. .................................................................. 106

Gráfico Nº 29 Montaje de “spools”. ................................................................................. 107

Gráfico Nº 30 Aplicación de bentonita y soldadura de la junta. ........................................ 108

Gráfico Nº 31 Revestimiento de la tuberia ......................................................................... 109

Gráfico Nº 32. Perfil vertical sección 7 .............................................................................. 115

Gráfico Nº 33 Realización de un hot- tapping .................................................................... 120

Gráfico Nº 34 Recubrimiento de tubería ........................................................................................ 122

CAPÍTULO I

1

CAPÍTULO I

1 INTRODUCCIÓN

Luego de realizados los respectivos análisis a través de rascadores inteligentes se

determino que el nivel de vida útil de la tubería del Poliducto Esmeraldas – Quito había

llegado a su límite por lo que se determino el cambio de la tubería en el tramo desde la

Estación Faisanes hasta la Reductora el Beaterio.

Para este objetivo se debió establecer procedimientos en los cuales intervengan no solo

la empresa contratada para este objetivo sino el personal técnico de Petrocomercial, el

presente trabajo dará a conocer los procedimientos establecidos y su aplicación ya en

forma práctica a fin de analizar su efectividad en el campo.

1.1 PROBLEMA

El ducto Esmeraldas-Quito, desde su construcción (año 1980) registra la existencia de

un problema de la corrosión interior, causado principalmente por contaminantes

corrosivos presentes en los derivados de los hidrocarburos líquidos procesados en la

refinería Esmeraldas, tales como agua en forma emulsionada, CO2 (dióxido de carbono)

S2H (ácido sulfhídrico), estos últimos, mezclados con el agua generan ácidos

sumamente corrosivos, además se ha detectados la presencia de bacterias sulfo-

reductoras que generan el tipo de corrosión denominado bacterial.

2

1.2 OBJETIVO GENERAL

Describir los procedimientos establecidos a fin de realizar el cambio de tubería en el

Poliducto Esmeraldas Quito por parte de ARB y Petrocomercial y verificar su

efectividad en el cumplimiento de los objetivos indicados.

1.3 OBJETIVOS ESPECÍFICOS

• Describir los procedimientos para cambio de tubería en los tramos considerados

para el efecto.

• Desarrollar la planificación para su ejecución entre la empresa contratista ARB

del Ecuador y Petrocomercial.

• Describir la implantación de los mismos en los trabajos de campo efectuados.

• Verificar su efectividad de acuerdo a los resultados obtenidos y cumplimiento de

tiempos.

1.4 JUSTIFICACIÓN

Se hace necesario hoy en día la maximización de los tiempos de trabajo y el efectivo

cumplimiento de los procedimientos y programas establecidos por parte de las áreas

operativas en el desarrollo de las actividades ya sean de mantenimiento u operación, por

lo que establecer procedimientos es básico y más aun el cumplimiento de los mismos ya

que esto permite verificar que tan efectivos fueron estos.

Cabe indicar que todo esto se vería complementado con un seguimiento de los mismos a

fin de que en futuros trabajos similares se puedan corregir las falencias observados , lo

3

que redundara en tiempos mas óptimos y paros menos largos de mantenimiento, la

operatividad del proceso con mínimas interrupciones.

1.5 IDEA A DEFENDER

Verificar que con un conocimiento claro de los procedimientos operativos la efectividad

en su aplicación es más alta que la que se daría en caso de no establecer los mismos.

Se establecerá su efectividad con el análisis de su aplicación verificando los tiempos

cumplidos en el cambio de tubería.

1.6 IDENTIFICACIÓN DE VARIABLES

Las variables a ser consideradas son: los procedimientos establecidos, la disponibilidad

de las maquinarias y equipos, así como el personal involucrado, la confiabilidad del

cumplimiento operativo del Poliducto.

1.6.1 VARIABLES INDEPENDIENTES

• Procedimientos establecidos para los operativos con los contenidos

respectivos a fin de ejecutar los trabajos operativos.

• Análisis de la tubería

• Reparaciones

4

1.6.2 VARIABLES DEPENDIENTES

• Tiempos usados en el cambio de la tubería, disponibilidad de equipos,

maquinaria y personal.

• Corrosión, erosión, tiempo de vida de la tubería

• Seguridad

1.7 IDENTIFICACIÓN DE INDICADORES

Los indicadores a tomarse en cuenta son: Tiempos de ejecución, condiciones de

operación, tiempos hasta volver operativo el poliducto.

1.8 DISEÑO O TIPO DE INVESTIGACIÓN

De tipo inductiva deductiva, basada en recolección de datos para su tratamiento, análisis

y esquematización con el fin de ofrecer un compendio básico para su entendimiento por

parte de personal involucrado en estos procesos.

1.8.1 MÉTODOS DE INVESTIGACIÓN

Para la elaboración de esta tesis se emplean los siguientes métodos:

Método de observación científica: Este método se lleva a cabo mediante pasantías,

prácticas realizadas en el campo que son necesarios para adquirir conocimientos,

experiencia para cumplir los objetivos planteados en la investigación.

5

Método Deductivo: Recopilar toda la información posible con respecto a nuestro tema

de investigación en empresas, bibliotecas, Internet, la cual nos ayude al desarrollo

eficiente de la investigación.

1.8.2 TÉCNICAS DE INVESTIGACIÓN:

Se puede usar las siguientes técnicas:

• Revisión de manuales técnicos de pérdidas por evaporación en tanques de

almacenamiento de hidrocarburos.

• Entrevistas con técnicos de experiencia en este tipo de problemas.

CAPÍTULO II

6

CAPÍTULO II

2 MARCO TEÓRICO

PETROCOMERCIAL, Filial de Petroecuador dedicada al transporte, almacenamiento y

comercialización de productos derivados del petróleo, fue fundada el 26 de septiembre

de 1989, con la misión de abastecer de combustibles al país, en un mercado libre de

competencia, ya que las provocaciones de los proveedores de combustibles importados,

que imponía sus precios y condiciones en el mercado y los distribuidores al de tal, la

venta de producto adulterado y sin la medida exacta, y la presión de paros de

distribución de combustible, forzaron al gobierno a implementar la filial de

Petrocomercial.

En 1974 el almacenamiento de derivados de petróleo era precario, apenas contaba con

10 depósitos cuya capacidad de almacenaje era de 384 mil barriles. En 1976 la

comercialización interna estaba controlada por las compañías Anglo y Gulf.

En el 2007 Petrocomercial despachó 11 tipos de derivados entre gasolinas, diesel, fuel

oil, asfalto, solventes, spray oil, jef fuel, nafta, combustible para pesca artesanal y

residuo por un volumen total de 66`708.543 toneladas, superando las entregas del 2006.

Desde el 2008 el país dispone de una capacidad de almacenamiento para 3´016.035

barriles en 120 tanques de combustibles líquidos y gas, distribuidos a nivel nacional.

7

TRANSPORTE

PETROCOMERCIAL garantiza el abastecimiento de la creciente demanda nacional al

transportar los combustibles desde las Refinerías de: Esmeraldas, Shushufindi y La

Libertad, hasta los Terminales de todo el país.

A diario se transportan 170.000 barriles aproximadamente de diversos productos a

través de la red de poliductos de casi 1.400 Km de extensión, que conecta las provincias

de la Amazonía, costa y sierra del país.

El sistema de transporte por poliductos tiene varias ventajas en comparación con el que

se realiza por auto tanque, pues éste es mucho más seguro, el costo por mantenimiento

es menor y la contaminación es mínima, además se descongestionan las vías.

Los poliductos que conforman la Red son los siguientes:

1. Esmeraldas - Quito - Pascuales

2. Shushufindi - Quito

3. Quito - Ambato

4. Libertad - Manta - Pascuales

5. Tres Bocas - Pascuales

6. Tres Bocas - Fuel Oil

7. Tres Bocas - Salitral

8

2.1 DEFINICIÓN DE POLIDUCTO *

Poliducto es el ducto para el transporte de productos derivados del petróleo crudo desde

un punto de carga hasta una terminal u otro Poliducto y que comprende las instalaciones

y equipos necesarios para dicho transporte.

El sistema de poliducto de Esmeraldas a Quito, consiste de cuatro estaciones de bombeo

localizadas en: Esmeraldas, Santo Domingo, Faisanes y El Corazón y, dos estaciones

terminales localizadas en la estación de Santo Domingo y El Beaterio (Quito).

El Poliducto se origina en el punto próximo a la Refinería Estatal Esmeraldas y termina

en la terminal El Beaterio localizada al sur de Quito. La ruta corre generalmente

paralela al Oleoducto Transecuatoriano, SOTE. La longitud total del poliducto es de

aproximadamente 256.4 Km.

El Poliducto de Esmeraldas a Santo Domingo tiene un diámetro nominal de 16 pulgadas

y una longitud aproximada de 164 Km. y de Sto. Domingo a El Beaterio (Quito) tiene

un diámetro nominal de 12 pulgadas y una longitud aproximada de 93.8 km. La línea

está enterrada en toda su longitud, excepto en el punto de cruce de ciertos ríos y en

determinadas localidades. (Tabla 1)

Por este Poliducto se puede transportar combustibles como: diesel 2, diesel Premium,

gasolina extra, gasolina súper y jet fuel, producidos en la Refinería Estatal Esmeraldas,

son los productos transportados por el poliducto. (Tabla 2).

Nota: (*) Información obtenida de la página Web: www.petroecuador.com

9

Descripción del espesor de la tubería se encuentra en la (Tabla 3). La estación de

bombeo de Esmeraldas recibe productos procedentes de los tanques de la Refinería

Estatal Esmeraldas.

La estación de bombeo, consiste de bombas elevadoras de presión, bombas de la línea

troncal, detección de interfase, inhibidor de corrosión, sistema de medición (medidores

provistos de sonda), sistema de desfogue, instalaciones para lanzamiento de chanchos y

esferas, tuberías, válvulas necesarias y demás equipos auxiliares.

Tabla No 1

CARACTERÍSTICAS GENERALES DEL POLIDUCTO *

Poliducto Longitud(Km)

Diámetro tubería (pulg)

Capacidad bombeo (bls/día)

Volumen empaq. Línea (bls)

Caudal máximo (bls/hora)

Esmeraldas -Santo Domingo 164 16" 60.000 121.800 2.500Santo Domingo – Beaterio 88,87 12" 33.792 42.800 1.408Santo Domingo – Pascuales 276,48 10" 25.992 91.800 1.083

Fuente: Petrocomercial

Autor: José Vivanco


10

Tabla No 2

PRODUCTOS TRANSPORTADOS *

Poliducto Extensión

(km) Diámetro

(pulg) Transporte

(bls/día) Productos

Esmeraldas-Santo Domingo 164 16 60.000

Gasolina Súper, Gasolina Extra, Diesel 1, Diesel 2.

Santo Domingo-Beaterio 88,87 12 33.792


Santo Domingo-Pascuales 276,48 10 25.992





11

Tabla No 3

DESCRIPCIÓN DE TRAMOS *

Tramos Longitud

(km) Diámetro

(pulg) Espesor (mm)

Volumen Empaquetamiento

(bls)

Esmeraldas-Santo Domingo 164 16 0.375 121.800

Santo Domingo-Faisanes 30.325 12 0.219 14.617

Faisanes-Corazón 35.475 12 0.219 17.099

Corazón-Reductora El Beaterio 23,07

12 0.219 11.120

Santo Domingo-Pascuales 276,48 10 0.250 91.800



Nota: (*) Información obtenida de página Web: www.petroecuador.com

12

2.2 DIAGNÓSTICO DEL ESTADO ACTUAL DE LA TUBERÍA

Para determinar el estado actual de la tubería, se ha procedido a revisar la información

histórica del poliducto respecto a:

• Tiempo de operación.

• Capacidad de diseño.

• Condiciones actuales de operación.

• Análisis de las roturas, perforaciones clandestinas

• Mantenimiento

• Inspección.

La información analizada, existe en los archivos de la Superintendencia del poliducto y

los departamentos de Operaciones, e Inspección Técnica, responsable de realizar el

monitoreo de las condiciones estructurales de la infraestructura de transporte (tuberías)

y almacenamiento (tanques) y de mantenimiento de la línea que se encarga de ejecutar

el mantenimiento preventivo y correctivo, a lo largo de todo el derecho de vía,

principalmente ejecutar las recomendaciones emitidas por inspección técnica, a fin de

mantener y preservar la integridad de la tubería.

El ducto Esmeraldas – Quito, tiene un recorrido de 252 Km, desde la Refinería

Esmeraldas hasta el Terminal de almacenamiento y despacho “El Beaterio” (Quito),

para afectos del presente estudio, se analiza independientemente los tramos Esmeraldas

– Santo Domingo y de Santo Domingo – Beaterio (Quito) en virtud de uso de cada

tramo y de los diferentes trabajos de mantenimiento ejecutados en cada tramo.

13

2.2.1 OPERACIONES

En esta tabla se encuentra las características generales del poliducto de Petrocomercial.

Tabla No 4

CARACTERÍSTICAS GENERALES DE LOS POLIDUCTOS DE

PETROCOMERCIAL

Poliducto Longitud Diámetro Capacidad Volumen Caudal (Km) Tubería (Plg) Bombeo Empaq Máximo (Bls/Día) Línea (Bls) (Bls/Hora)

Esmeraldas – Sto. Domingo 164.60 16 60.000 121.800 2500 Sto. Domingo - Beaterio 88.00 12 48.000 42.800 2000 Shushufindi - Beaterio 304.80 6-4 10.800 37.000 450 Sto. Domingo – Pascuales 275.00 10 38.400 91.800 1600 Libertad – Pascuales 128.00 10 21.600 42.300 900 libertad – Mantas 170.00 6 8.400 21.500 350 Tres Bocas - Pascuales 21.00 12 75.000 10.000 3.000 Tres Bocas - Fuell Oil 5.50 14 48.000 2.700 2000 Tres Bocas – Salitral 5.50 8-6 36.000 900 1.500 Beaterio – Ambato 113.00 6 12.000 13.572 500

TOTAL DE POLIDUCTOS

1275.40 185.400

Fuente: Unidad de Programación de Petrocomercial


14

2.2.1.1 CARACTERÍSTICAS OPERACIONALES DEL POLIDUCTO

ESMERALDAS-QUITO.

• Tipo de operación: Continua.

• Capacidad de bombeo: 250 BH(tramo Esmeraldas-Santo Domingo)

250 BH (tramo Santo Domingo-Quito)

• Presión de Operación Mínima: 200 psi.

• Presión de Operación Máxima: 1500 psi.

• Presión de Diseño Máxima: en psi 2100.

• Temperatura de Operación Mínima: 67 grados F.

• Temperatura de Operación Máxima: 80 grados F.

• Temperatura de Operación Promedio: 74 grados F.

• Calculo de volumen de empaquetamiento a la presión de

empaquetamiento previo en el diseño.

Esmeraldas-Santo Domingo: 121.800 bls.

Santo Domingo- Faisanes: 13.927 bls.

Faisanes –Corazón: 17.171 bls.

Corazón –Beaterio: 11.637 bls.

• Fecha de inicio de operación : 1980.

15

MAPA DE POLIDUCTOS

Fuente: www.petrocomercial.com


16

2.2.1.2 CONDICIONES ACTUALES DE BOMBEO.

En la siguiente tabla podemos identificar las condiciones y las operaciones del

ducto Esmeraldas–Quito.

Tabla No 5

CONDICIONES DE OPERACIÓN DEL DUCTO ESMERALDAS- QUITO

Estación Presión Succión (psi) Presión de Descarga (psi)

Esmeraldas 130 1350

Santo Domingo 60 1100

Faisanes 70 1600

Corazon 60-80 1500

Beaterio 620 40



2.2.1.3 LIMITANTES POR CORROSIÓN INTERNA *

El ducto Esmeraldas-Quito, desde su construcción (año 1980) registra la

existencia de un problema de la corrosión interior, causado principalmente por

contaminantes corrosivos presentes en los derivados de los hidrocarburos

líquidos procesados en la refinería Esmeraldas, tales como agua en forma

emulsionada, CO2 (dióxido de carbono) S2H (ácido sulfhídrico), estos últimos,

mezclados con el agua generan ácidos sumamente corrosivos, además se ha

17

detectados la presencia de bacterias sulfo-reductoras que generan el tipo de

corrosión denominado bacterial.

Cabe destacar que el proceso corrosivo, se ha desarrollado fundamentalmente en

el cuadrante inferior del ducto, en donde, durante las paradas de operación, se

separa y acumula el agua que en forma de trazas (pequeñas partículas) se

encuentra presente en los hidrocarburos.

La presencia del oxido de hierro (producto del proceso de corrosión interna)

dentro del ducto ratifica el deterioro progresivo de la estructura, esto queda

demostrado al evaluar el informe de resultados al análisis químico de los

sedimentos recuperados en una corrida de limpieza interior realizada.

La corrosión del metal desgasta y debilita la pared de la tubería, lo que obliga a

disminuir las máximas presiones de operación de la tubería (MAOP), reduciendo

significativamente el caudal de bombeo en relación a la capacidad de diseño.

a) Tramo Esmeraldas-Santo Domingo

Desde su construcción (reemplazo en 1992 por problemas de corrosión interior

de la tubería de 12” a 16”), no se ha realizado ninguna inspección técnica con

sonda instrumentada, sin embargo en el año 2001-2002 y ratificada en el año

2008 se realizó una inspección ultrasónica externa por muestreo, en toda su

longitud, en donde se determino que esta tubería nuevamente presenta un

proceso de corrosión interior en el cuadrante inferior de la misma, en los tramos

18

ascendentes, similar al proceso de corrosión interior que afecto a este mismo

tramo anteriormente (cuando fue de 12”).

El proceso de corrosión detectado es claramente identificado desde el Km.58 al

Km 146, en donde se detecta pérdida de espesor de pared muy significativo, en

algunos casos alcanza la perdida de espesor llega al 45%, principalmente en el

cuadrante inferior.

Adicionalmente, de acuerdo a la información procesada, se encontró que en este

tramo, en el Km. 95 + 800, se produjo una fuga de combustible como

consecuencia de un problema de corrosión exterior.

b) Tramo Santo Domingo- Quito (Beaterio)

La tubería de este tramo viene sufriendo continuas roturas como consecuencias

del proceso de corrosión interior que fue descrito anteriormente, el proceso de

corrosión interior en este tramo es similar al registrado en el tramo Esmeraldas-

Santo Domingo.


19

Gráfico No.1. Vista exterior e interior de una rotura de tubería por corrosión interior.

Corrosión externa

Corrosión Interna

Fuente: Petroecuador


20

c) Limpieza Interior.

En el Gráfico No. 1 se observa claramente la presencia de depósitos e

incrustaciones fuertemente adheridos a la pared interior del ducto, en donde se

ha generado el proceso de corrosión interior, que finalmente produjo la rotura

del mismo. La implementación de un adecuado programa de limpieza interior de

una tubería es a menudo la mejor técnica de mantenimiento de una tubería,

ayuda a mejorar la producción del sistema de transporte, eliminando a tiempo

los depósitos de sólidos que incrementan la turbulencia.

Una tubería limpia utilizando un Pig (raspadores de tuberías) ver el Grafico No 2

permite que una herramienta de inspección pueda recoger la mayor cantidad de

información sobre el estado de la tubería. Nunca se debe inspeccionar una

tubería sino se tiene la certeza de que la tubería se encuentra totalmente limpia.

Gráfico No.2 Equipo (Pig) de limpieza interior de ductos.

Fuente: www.pipelineengineering.com


21

Gráfico No.3 Medición de la profundidad de las picaduras en el exterior de una tubería averiada.

Fuente: ARB Ecuador


El riesgo de no aplicar oportunamente un buen programa de limpieza radica en

que una gran acumulación de depósitos no permite obtener información durante

el proceso de inspección y hasta puede llegar a obstruir una tubería y a formar

picaduras externas en la tubería. Ver Grafico No 3.

En el caso de este Poliducto, se ha verificado que a más de las dificultades que

han sido descritas anteriormente, la acumulación de sedimentos y agua,

22

contribuyen directamente en el desarrollo y aceleración del proceso de corrosión

interior, que desde hace algunos años se viene tratando de controlar.

La buena práctica en la industria petrolera mundial recomienda enviar equipos

de limpieza al menos cada 30 días, esta buena práctica se viene cumpliendo en el

tramo Esmeraldas-Santo Domingo, el tramo Santo Domingo-Beaterio, no se

envían equipos de limpieza desde del año 2001.

2.2.1.4 RELACIÓN CON CAPACIDAD DE DISEÑO

De acuerdo a la información registrada, el tramo Santo Domingo-Beaterio, fue

diseñado para un caudal máximo de 2000 BH (barriles/hora), en la actualidad se

trabaja a un caudal máximo de 1300 BH.

• Capacidad de diseño: 2000 BH

• Capacidad de bombeo actual: 1300 BH

• Reducción por corrosión: 35 %

En el tramo Esmeraldas-Santo Domingo, la capacidad de bombeo actual,

corresponde a la capacidad de diseño original.

2.2.1.5 COSTOS POR LIMITANTES DE OPERACIÓN

En el tramo de Santo Domingo-Beaterio, el Área de Operaciones se ha visto en

la necesidad de reducir las presiones de trabajo y consecuentemente los caudales

y volúmenes transportados.

23

Volumen no bombeado al año: 700 BH x 24 x 360=6.048.000 barriles

PÉRDIDA AL AÑO: 6.048.480 x $ 0.51= $3.084.480.

2.2.2 MANTENIMIENTO PREDICTIVO, PREVENTIVO Y

CORRECTIVO REALIZADO (CIVIL Y MECÁNICO), REEMPLAZO

DE TUBERÍA REALIZADA.

a) Mantenimiento Predictivo.- Consiste en evaluar el medio en que se

encuentra inmerso el ducto (características físico – químicas de los

hidrocarburos, tipo de suelo, humedad, etc.) a fin de tomar las medidas

que permitan mitigar los efectos sobre la estructura.

La práctica mas recomendada para esta fase del mantenimiento es la

inspección interna de la tubería mediante sondas, equipadas con

tecnologías ultrasónicas o magnéticas.

También se logra evaluar las tuberías externamente utilizado técnicas de

ensayos no destructivos como radiografías industrial y con equipos

ultrasónico. Este monitoreo se realiza permanentemente y se encuentra a

cargo de la Unidad de Inspección Técnica, como se observa en el reporte

de medición de espesores en el tramo Esmeraldas- Santo Domingo.

b) Mantenimiento Preventivo y Correctivo.- Se refiere a las técnicas

aplicadas y medidas encaminadas a corregir condiciones inseguras que se

24

detectan durante las inspecciones de rutina, o que ayudan a minimizar los

efectos negativos sobre el ducto, las principales actividades son:

• Cambio de tubería fuera de especificación (con disminución de

espesores), generalmente a tramos de tubería que son afectadas

por el proceso de corrosión interior.

• Mantenimiento del derecho de vía, desbroce de mezcla y control

de asentamientos humanos o uso indebido del suelo por parte de

los terceros.

• Construcción de drenajes en el derecho de vía, esta medida ayuda

a evitar los deslaves.

• Obras de estabilización de taludes, la deforestación de los

terrenos aledaños al derecho de vía, desestabilizan taludes.

• Señalización horizontal y vertical: esta medida es prioritaria

principalmente en la zona suburbana de las ciudades de

Esmeraldas, Quinindé, La Unión, La Concordia, Santo Domingo

y principalmente Quito en donde al momento se desarrolla obras

de alcantarillado y construcción de vías para los nuevos

programas habitacionales en construcción.

• Aplicación y mantenimiento de revestimiento (cintas, pintura)

que protegen al ducto de la corrosión exterior.

25

• Protección catódica (control de la corrosión, exterior)

complementariamente a la medida anterior, en este ducto se

dispone de un sistema de protección catódica integrado por 6

equipos rectificadores instalados en Esmeraldas, Quinindé, La

Concordia, Santo Domingo, Faisanes y Beaterios.

• Inyección de inhibidores de corrosión, para el efecto e dispone de

tres bombas dosificadores, una instalada en la estación de

Esmeraldas y dos en la estación Santo Domingo.

26

Tabla No 6

REPORTE DE REPARACIONES

Fuente: Superintendencia Ducto Esmeraldas-Quito


27

Se ha reemplazado 3,25 Km en el tramo Santo Domingo –Beaterio y 164.00 Km. En el

tramo Esmeraldas- Santo Domingo.

Tabla No 7

REGISTRO DE PERFORACIONES CLANDESTINAS PERIODO 2000-2005



Nota: (x) Al no existir datos completos de costos de reparación: para estas se ha

estimado el valor promedio de este tipo de reparación.

28

Tabla No 8

REGISTRO DE ROTURAS DE TUBERÍA



ND: No se dispone de información.

El costo de reparación de los ítems 7 y 8 corresponden al costo directo de los

materiales y mano de obra, no incluye el costo de combustible derramado,

remediación ambiental ni lucro cesante.

29

Tabla No 9

COSTOS TOTALES DE REEMPLAZO DE TUBERÍA DEL DUCTO

ESMERALDAS-QUITO:

COSTO POR OPERACIONES Y REEMPLAZOS DE TUBERÍA POR EFECTO

DE CORROSIÓN



Los costos registrados, han sido obtenidos en el departamento de Costos de la

Unidad de Proyectos de Petrocomercial, para el ítem “Reparación de Roturas”,

se ha considerado el costo promedio de este tipo de fallas en la industria

petrolera mundial. Es importante señalar que un ducto mantenimiento, puede

tener una vida útil mayor a los 50 años, en los Estados Unidos existen ductos

con una edad mayor a los 60 años.

30

A fin de establecer la eficiencia de los programas de inspección y

mantenimiento, se ha analizado las tasas de fallas en ductos, en los países con

mayor actividad petrolera y en el Ecuador.

Tabla No 10

TASAS DE FALLAS MAS COMUNES EN LA INDUSTRIA PETROLERA

MUNDIAL vs. TASAS DE FALLAS EN EL ECUADOR.

Fuente: Penspen Grup Ltd. y archivos de Petrocomercial.


31

2.2.3 INSPECCIONES REALIZADAS, RESULTADOS, Y LAS QUE SE

VAN A REALIZAR.

En 1985 se realizo la inspección interior con equipo instrumentado (sonda

inteligente) equipado con tecnología de flujo magnético en el tramo Esmeraldas-

Santo Domingo.

En 1996 se realizo la inspección interna en el tramo Santo Domingo-Beaterio,

mediante sonda inteligente equipada con tecnología ultrasónica.

En el tramo Santo Domingo – Beaterio. Durante el periodo 1980-2005 se han

detectado las siguientes fallas:

• 15 Fugas de combustible por deterioro puntuales de tubería.

• 18 Roturas de tuberías con derrames de combustibles

• 39 Reparaciones de tubería (aproximadamente 22.156 m tubería

afectada.

A partir del año 1997 se viene realizando monitoreos del estado de la tubería

mediantes inspecciones externas puntuales con la ayuda de equipos ultrasónicos

en los mismos, se observa claramente que existe un desgaste significativo en el

cuadrante inferior de la tubería.

32

2.2.4 SISTEMA DE INFORMACIÓN (TELECOMUNICACIONES).

PETROCOMERCIAL dispone de un sistema de información integrado cuyos

elementos principales son los siguientes:

• Sistema VHF.- Es un sistema de comunicación de radio, por

rebote, utiliza repetidoras

• Sistema de telefonía móvil, se realizara en banda UHF, en la

unidad repetidora se inserta una línea telefónica y con otro

teléfono móvil se puede recibir y emitir comunicación alrededor

de unos 30 Km. A la redonda, requiere línea de vista, es decir con

pocos obstáculos físicos.

• Sistema de transmisión por vía de micro-onda, es utilizado en la

transmisión de datos de voz entre los diferentes terminales y

estaciones.

No existen un sistema de información a lo largo de la tubería, a fin de detectar

en tiempo real la ocurrencia de derrames por acción de la corrosión, deslaves o

causados por terceros (robo).

33

2.2.5 FACTORES DE RIESGO ACTUALES EN EL DUCTO

ESMERALDAS – QUITO.

a) Actualizaciones de la clase de la localización y confirmación o

establecimiento de la presión máxima de operación, de acuerdo con la clase

de localización actual.

En la zona sur de la cuidad de Quito, en los últimos diez años, se ha registrado

un elevado incremento de la densidad población en la zona aledaña al derecho

de la vía de la tubería, principalmente entre le Km 244 al Km 251 del ducto

Esmeraldas-Quito, aspecto que altera las estimaciones originales de índices de

población para definir la “clase de localización” consecuentemente, es prioritario

realizar el estudio que incluya:

• Clase de localización actual

• Condiciones estructurales de la tubería

• Evaluar la historia de la operación y el mantenimiento de la tubería

• La presión máxima de operación actual y el correspondiente esfuerzo

tangencial que produce, tomando en cuenta la gradiente de presión en

la sección de la tubería directamente afectada por el cambio de la

clase de localización.

34

b) Confirmación o modificación de la presión máxima de operación por

cambio de localización.

El estudio descrito establece que se debe modificar o confirmar la presión

máxima de operación, para esa sección del ducto.

c) Sistema de detección y localización de fallas, fugas, cambios importantes en

la protección catódica u otras condiciones de operación y mantenimiento que

afectan al sistema.

No se dispone de un sistema automático que permita identificar, localizar y

tomar las acciones oportunamente ante la presencia de derrames por fallas

materiales, corrosión, etc. que afectan la operación del sistema en la actualidad

la localización del sitio de un derrame por falla de material, corrosión u otra

causa, se realiza mediante recorridos a lo largo de todo el tramo en que se

sospecha se localiza la falla.

c) Señalización

La señalización horizontal y vertical en este ducto es incompleta, principalmente

en los cruces con calles nuevas, carreteros, en donde por falta de señalización

adecuada, se ha registrado en algunas ocasiones golpes a la tubería, que ha

puesto en alto el riesgo la integridad de la tubería.

35

d) Investigación de Fallas

Existen un gran número de fallas que no han sido plenamente investigadas, a fin

de identificar las causas e implementar correctivos con el propósito de evitar su

repetición.

En las pocas fallas que sean investigado, las causas generalmente se lo a

realizado en la Escuela Politécnica Nacional y en todas se a determinado como

causa principal “corrosión interna por picaduras, asociadas con corrosión

bacterial”.

2.3 REDUCTORAS.

En el tramo de Esmeraldas –Quito tenemos 2 reductoras que son reductora

Beaterio y reductora Santo Domingo.

2.3.1 TERMINAL DE PRODUCTOS LIMPIOS BEATERIO

El terminal de productos limpios beaterio, inició sus operaciones en el año 1980,

para recibir los combustibles provenientes de los poliductos Esmeraldas - Quito,

Santo Domingo - Beaterio –Ambato y Shushufindi - Quito. De aquí también,

parte el poliducto Quito- Ambato.

La zona de influencia la conforman las provincias de la Zona Centro Norte del

país, como: Pichincha, Carchi, Imbabura, Cotopaxi, Tungurahua, Chimborazo y

transferencias de nafta base a Esmeraldas y nafta de alto octano a Shushufindi.

36

El terminal se encuentra ubicado en Quito, provincia de Pichincha, cuenta con

un área aproximada de 27 hectáreas. Su capacidad de almacenamiento es de

600.705 barriles en 20 tanques para gasolina súper, gasolina extra, diesel 2,

diesel premium, nafta de alto octano, nafta base, jet A1 y diesel; y tres esferas

para gas licuado de petróleo (GLP).

Gráfico No 4 Estación Reductora (Beaterio)



Se reciben los productos limpios a través del Poliducto Esmeraldas - Sto.

Domingo - Quito a 900 PSI y se reduce la presión hasta 80 PSI y a través del

Poliducto Shushufindi - Quito, para ello cuenta con dos válvulas reductoras de

presión, sistema de filtrado de productos, dos trenes de medición de productos,

37

manifold de distribución, trampa de recepción de equipos de limpieza, tanques

de alivio y sumidero, sala de control de operaciones, oficina de supervisión.

2.3.2 TERMINAL DE PRODUCTOS LIMPIOS SANTO DOMINGO

El terminal de productos limpios de Santo Domingo, inició sus operaciones en

septiembre de 1980. Recibe y almacena gasolina extra, gasolina súper, diesel

premium y diesel 2 a través del poliducto Esmeraldas - Quito.

La zona de influencia la conforman las provincias de la Zona Centro Norte del

país, como: Pichincha, Carchi, Imbabura, Cotopaxi, Tungurahua, Chimborazo y

transferencias de nafta base a Esmeraldas y nafta de alto octano a Shushufindi.

Gráfico No 5 Terminal Santo Domingo



38

2.4 ESTACIONES

La estación de bombeo consiste de bombas elevadoras de presión, bombas de la

línea troncal, detección de interfase, inhibidor de corrosión, sistema de medición

(medidores provistos de sonda), sistema de desfogue, instalaciones para

lanzamiento de chanchos y esferas, tuberías, válvulas necesarias y demás

equipos auxiliares.

El sistema del poliducto de Esmeraldas a Quito, consiste de cuatro estaciones de

bombeo localizadas en: Esmeraldas, Santo Domingo, Faisanes y El Corazón y,

dos estaciones terminales localizadas en la estación de Santo Domingo y El

Beaterio (Quito).

2.4.1 ESTACION ESMERALDAS

Gráfico No 6 Estación Esmeraldas



39

Estación Cabecera de Esmeraldas.

Ubicación: Esmeraldas, provincia de Esmeraldas.

Descripción de la infraestructura:

La estación cabecera Esmeraldas, cuenta con 10 tanques de almacenamiento de

combustible con un manifold de válvulas que se utiliza para alinear el sistema de

los productos que se reciben directamente de la Refinería Estatal Esmeraldas.

Cuenta con cuatro Bombas Booster de 1.700 rpm y 100 HP respectivamente, las

cuales se alinean con los motores de combustión interna y un motor eléctrico;

estas bombas sirven para evacuar el producto desde los tanques de

almacenamiento y dar succión suficiente a los grupos principales de bombeo.

La estación Esmeraldas tiene cuatro grupos principales de bombeo, tres de

combustión interna MWM TBD-440 de 1050 HP y un motor eléctrico marca

ABB de 2.500HP.

La energía eléctrica es suministrada a través de una subestación eléctrica a nivel

de 69 Kv, del SNI (Sistema Nacional Interconectado), se cuenta también con un

grupo electrógeno MWM TBD 602-12, 699 HP 1.800 rpm y 580 Kva.

Para la medición de flujo cuenta con un meter proveer (medidor de flujo) cuyo

sistema de medición es de turbinas, las cuales envían su señal a unas

microcomputadoras de flujo marca Foxforo.

40

Personal que labora:

2 Supervisores de Estación, 6 operadores, 5 fiscalizadores. 2 laboratoristas, 2

Técnicos Mecánicos y 2 Técnicos Eléctricos.

Altura (msnm) metros sobre el nivel del mar: 38.

2.4.2 ESTACION SANTO DOMINGO

Gráfico No 7 Estación Santo Domingo



Estación Santo Domingo.

Ubicación: Santo Domingo, provincia de Santo Domingo de los Tsáchilas.

41


Estación intermedia base que recibe los productos que entrega la estación

Esmeraldas y se bombea hacia la estación Faisanes, estación Reductora

Pascuales, como también se recibe en los tanques de almacenamiento del

terminal Santo Domingo.

La estación Santo Domingo tiene cuatro grupos principales de bombeo, tres de

combustión interna MWM TBD-440 de 1050 HP y un motor eléctrico marca

ABB de 2.500HP. La energía eléctrica es suministrada a través de una

subestación eléctrica a nivel de 69 Kv, del SNI (Sistema Nacional

Interconectado), se cuenta también con un grupo electrógeno MWM TBD 602-

12, 699 HP 1.800 rpm y 580 Kva.

Para la medición de flujo cuenta con un meter proover, cuyo sistema de

medición es de turbinas, las cuales envían su señal a unas microcomputadoras de

flujo marca Foxforo.


1 Superintendente, 2 Jefe de Operaciones, 1 Jefe de mantenimiento

Electromecánico, 1 Jefe de mantenimiento de línea, 5 Supervisores de

mantenimiento de Línea, 2 Supervisores de estación, 6 Operadores, 1

laboratorista, 2 Supervisores mecánicos, 2 Supervisores eléctricos, 8 Técnicos

mecánicos, 1 Técnico automotriz, 1 Técnico Main Tracker, 4 Técnicos

Eléctricos, 1 Supervisor de seguridad física, 2 Supervisores de seguridad

42

industrial, 1 Secretaria, 2 Técnicos de Mopro, 1 Jefe de bodega y 4 Técnicos de

materiales.

Altura (msnm) metros sobre el nivel del mar: 566.

2.4.3 ESTACION FAISANES

Gráfico No 8 Estación Faisanes



Ubicación: Parroquia de Alluriquín, provincia de Santo Domingo de los

Tsáchilas

43


Estación Intermedia del poliducto que recibe los productos que entrega la

Estación de Santo Domingo y se bombea hacia la siguiente estación Corazón.

Número de grupos de bombeo:

3 Grupos diesel MWM TBD-440 1.200 HP, 1 grupo electrógeno 275 KVA.


2 Supervisores de Estación, 6 operadores, 2 Técnicos Mecánicos, 2 Técnicos

Eléctricos.

Altura (msnm) metros sobre el nivel del mar: 1.500.

44

2.4.4 ESTACIÓN CORAZON

Gráfico No 9 Estación Corazón



Ubicación: Parroquia de Ulloa, provincia de Pichincha.


Estación intermedia del poliducto que recibe los productos que entrega la

estación de Faisanes y se bombea hacia la estación Reductora El Beaterio.

Número de grupos de bombeo:

3 Grupos diesel MWM TBD-440 1.200 HP, 1 grupo electrógeno 275 KVA.

45


2 Supervisores de estación, 6 operadores, 2 Técnicos mecánicos, 2 Técnicos

eléctricos.

Número de grupos de bombeo: 3 Grupos Diesel.

Altura (msnm) metros sobre el nivel mar: 2.560.

2.4.5 ESTACION BEATERIO

Gráfico No 10 Estación Beaterio



Ubicación: El Beaterio Km 11.5, Panamericana Sur, Pichincha.

46


Estación reductora de presión desde 900 psi en dos trenes de reducción con

válvulas reductoras de 3” que reduce de 900 psi a 400 psi y reductoras de 2” de

400 psi a 70 psi.

Potencia total Instalada (kw): 250 Kw.


1 Supervisor de estación, 6 operadores, 3 fiscalizadores y 1 Técnico eléctrico.

CAPÍTULO III

47

CAPÍTULO III

3 SOLDADURA.

Gráfico No 11 Soldadura.

Fuente: ARB Ecuador Autor: José Vivanco

Consiste en establecer y mantener un procedimiento general de soldadura para el

proyecto “Cambio de tubería del poliducto Esmeraldas – Quito” Este procedimiento se

aplica en los procesos de soldadura SMAW (soldadura por arco metálico protegido),

GTAW (gas de soldadura por arco de tungsteno) y GMAW (gas de soldadura por arco

metálico), que realice la empresa en actividades de construcción mecánica en líneas de

tubería y facilidades de producción.

48

3.1 DOCUMENTOS DE REFERENCIA.

Código ASME B31.3: Process Piping

Código ASME B31.4: Pipeline Transportation Systems For Liquid

Hydrocarbons and Other Liquids.

Código API 1104: Welding of Pipelines and Related Facilities.

Código AWS A5.1: Specification for Steels to the Carbon Electrodes

for Shielded Metal Arc Welding.

Código AWS A5.5: Specification for Low-Alloy Steel Electrodes for

Shielded Metal Arc Welding.

3.1.1 PERSONAL RESPONSABLE.

Superintendente del Proyecto

Supervisor Mecánico

Supervisor de Gestión de Calidad

Supervisor SSA

3.1.2 DESCRIPCIN DE LA ACTIVIDAD.

Para la realización de esta actividad se debe tomar en consideración lo siguiente:

3.1.2.1 IDENTIFICACIÓN DE LA NECESIDAD.

Durante el desarrollo de presente proyecto se deben realizar soldaduras en línea

(ASME B31.4) y dentro de facilidades de producción (ASME B31.3) para lo

cual se requieren bases generales que rijan estas actividades, motivo de este

procedimiento.

49

3.1.2.2 LINEAMIENTOS GENERALES

En caso de ser necesaria una revisión de este procedimiento durante la ejecución

de los trabajos, esta debe ser aprobada en sitio por el Superintendente del

Proyecto.

3.1.2.3 CONSIDERACIONES DE DISEÑO.

El trabajo de soldadura debe cumplir con los requisitos que marca la sección

ASME B31.3, ASME B31.4, API1104, AWS D1.1 o aplicables según las

especificaciones y procedimientos de soldadura (WPS).

La selección del procedimiento de soldadura (WPS) requerido para una

determinada actividad, es responsabilidad conjunta del área mecánica y del área

de gestión de calidad.

Donde la temperatura de diseño de la línea esta por debajo de –18ºC (0°F), las

válvulas y la clasificación de las bridas esta en relación a ANSI 900 o mayor, el

carbono de acero equivalente (CE) sobre 0,45%, el pase de raíz puede hacerse

con electrodos EXX10 y el resto de los pases con electrodos de bajo hidrógeno.

3.1.3 CALIFICACIÓN DEL PROCEDIMIENTO DE SOLDADURA

(WPS)

Se realiza en base al código API 1104 con calificación simple en el caso del

ASME B31.4 y al código ASME IX en el caso del ASME B31.3.

Se realiza una probeta uniendo niples (en posición 6G) con dimensiones no

menores a 4.5” y lo suficientemente largas para los ensayos destructivos. Una

50

vez seleccionados los niples se unen con material de aporte considerando el

WPS y las especificaciones que allí se muestren.

Realizada la probeta se ensaya con pruebas no destructivas (radiografía y/o

ultrasonido), para determinar la validación previa a los ensayos destructivos que

son realizados por un laboratorio en base al código aplicable. Una vez aceptado

como válidos los ensayos destructivos, se realiza el registro de calificación del

procedimiento (PQR) el cual determina su aplicabilidad en los trabajos y la

calificación de soldadores.

Esta actividad requiere validación de la fiscalización de Petrocomercial.

3.1.4 CALIFICACIÓN DEL SOLDADOR

La calificación del desempeño del soldador (WPQ) se realiza previo al inicio de

la construcción en campo o en el sitio acordado con la fiscalización y de acuerdo

a los requerimientos del código aplicable.

51

3.1.5 LA PRUEBA DE PROCEDIMIENTO DE SOLDADURA SE

DETALLA A CONTINUACIÓN:

Preparar el carrete de prueba y posicionarlo adecuadamente

(6G).

Calibrar la máquina soldadora bajo las características eléctricas

según la especificación del procedimiento de soldadura

propuesto

El supervisor mecánico debe verificar y confirmar la ubicación

del carrete a prueba, las características eléctricas y los electrodos

a ser usados según el procedimiento de soldadura aceptado.

Si el procedimiento lo especifica, la junta debe precalentarse y la

temperatura debe ser verificada por medio de lápices térmicos o

pirómetros.

Al finalizar la prueba, el supervisor mecánico debe verificar la

probeta y si es aceptada, se debe analizar mediante END

(ensayos no destructivos).

Si la probeta de la prueba es rechazada, se le da una oportunidad

más para demostrar su habilidad al soldador.

Si el resultado de los END es aceptable según el código

especificado, el soldador es aprobado.

El resultado de la prueba es anotado por el supervisor de Gestión de Calidad en

el “Registro de calificación” (RG-PO-PML-04-01-2008117)

52

Cada soldador es identificado por un símbolo del soldador o estampa (W-01). El

responsable del Departamento de Gestión de Calidad debe asegurar que cada

soldador tenga una única identificación.

Ningún trabajo de la soldadura se debe llevar a cabo, sin la previa obtención de

las credenciales respectivas para cada soldador (WPQ).

Esta actividad requiere validación de la Fiscalización de Petrocomercial.

3.1.6 INSPECCIÓN EN LA PREPARACIÓN DE JUNTAS

Antes de empezar la producción de soldadura, la inspección se realiza de la

siguiente manera:

• Las superficies a soldar deben ser parejas, uniformes y estar libres

de agua, grasa, pintura, laminaciones, cascarillas de oxido,

escoria y otros materiales nocivos que pueden afectar

negativamente a la soldadura, la superficie debe tener como

mínimo 2" (50 mm) para garantizar la soldadura a ser aplicada.

• La ranura del ángulo de la junta a soldar debe seguir las

indicaciones y requerimientos del WPS (especificación y

procedimientos de soldadura).

• En el caso de tubería con costuras longitudinales se debe girar,

para que las costuras sean ubicadas aproximadamente a 45° de

la línea del centro vertical de la tubería, de ser necesario entre

ellas no debe existir en la parte superior (0) una separación menor

a 15 cm, medidos desde su centro.

53

• Para la alineación de la tubería se utiliza grapas externas.

• Los metales base se pre calientan para eliminar la humedad si la

tuvieren

3.1.7 INSPECCIÓN DURANTE EL PROCESO DE SOLDADURA

• Verificar la generación de defectos en la capa de soldadura como:

inclusiones de tungsteno, marcación de roturas, exceso y falta de material

de relleno, etc.

• Remover o quitar la escoria en cada una de los pases en el proceso de

soldadura, la limpieza pueden realizarse a manualmente o con máquinas

herramientas.

• Inspeccionar el pase de raíz en la junta de soldadura.

• Por recomendaciones y aplicaciones estándares los soldadores no deben

comenzar y terminar de soldar en el mismo lugar, pues la mayoría de los

defectos de soldadura, quedan ubicados en los empalmes.

• Una vez terminada de soldar la junta, ésta debe tener una uniformidad

esencial alrededor de la superficie.

• La soldadura no se lleva a cabo cuando exista demasiada corriente de

viento, puesto que afecta la estabilidad del gas protector o puede provocar

la desviación del arco eléctrico, causando defectos internos en la

soldadura. Se debe utilizar carpas o tiendas para poder elaborar la

soldadura y así evitar anomalías en ella.

54

• Las soldaduras no se realizan cuando las superficies estén húmedas o

expuestas a la lluvia o cuando el soldador se exponga a condiciones

inclementes del tiempo.

• Asegurarse de que cada junta soldada tenga su identificación. La

identificación debe marcarse en un sitio de fácil visibilidad. Se prohíbe el

uso de estampa de dados de metal para marcar la tubería. La marcación

debe constar al menos con los siguientes datos: fecha, número de soldador,

pase realizado y número de junta.

3.1.7.1 Inspección visual

Después de realizar la soldadura, la inspección visual se aplica como se indica a

continuación:

Terminada la soldadura, se limpia para su inspección visual.

La vista o capa de la soldadura debe estar hecha con un mínimo

de refuerzo.

3.1.8 REGISTROS

Se utiliza el registro de “Seguimiento de ensayos no destructivos” (RG-PO-

PML-05-01-2008117) para la trazabilidad completa de las juntas, en el cual

constan la identificación de la junta, tipo de material, diámetro de tubería y

espesor, símbolo del soldador, informes de ensayos no destructivos, el

proceso, fecha y WPS (especificación y procedimientos de soldadura).

55

3.1.9 REPARACIÓN DE SOLDADURA

Todos los defectos de soldadura como presencia de escoria, penetración

incompleta, falta de fusión y otros defectos que excedan los límites

especificados en el criterio de aceptación de código respectivo, se eliminan,

repararan.

En el proceso de reparación se usa el mismo WPS para las juntas durante la

producción. No se requiere un procedimiento de reparación especial.

El procedimiento es como sigue:

• Medición de la profundidad del defecto

• Inspección visual

• Soldar nuevamente y chequear visualmente

• E.N.D (ensayos no destructivos).

Las soldaduras reparadas se inspeccionan usando el método de prueba

establecido en la calificación del WPS (Radiografía y/o Ultrasonido).

El supervisor de Gestión de Calidad controla y registra todas las reparaciones en

el formato correspondiente “Seguimiento de ensayos no destructivos” (RG-PO-

PML-05-01-2008117) y asegura que todas las pruebas radiográficas o

ultrasónicas adicionales sean ejecutadas.

Cualquier junta soldada que no se encuentre dentro del criterio de aceptación del

código aplicable se marca como corte o reparación de la misma.

56

Un defecto de soldadura sólo puede repararse una vez, en la misma área. Más

de una reparación se permite en la tubería pero en diferentes áreas del

cordón de soldadura.

3.1.10 LINEAMIENTOS DE SEGURIDAD, SALUD Y MEDIO

AMBIENTE.

3.1.10.1 SEGURIDAD INDUSTRIAL

En el inicio de los trabajos se informara la Fiscalización de Petrocomercial de la

actividad a desarrollarse por medio del “Informe de Proyecto” (RG-PO-GO-01-

03) y donde se requiera, obtener los permisos de trabajo correspondientes

(estaciones y locaciones de Petrocomercial)

Se realiza el “Análisis de Trabajo Seguro” (ATS) (RG-PG-SSA-02-02), el

mismo que lo realiza el Supervisor o Responsable de Grupo que se encuentre a

cargo del trabajo conjuntamente con los trabajadores para verificar las

condiciones y medidas de seguridad con las que se va ha trabajar.

Los riesgos que presenta esta actividad para los trabajadores son los siguientes:

caídas al mismo y diferente nivel, golpes, cortes, proyección de partículas,

exposición a gases, exposición temperaturas extremas y radiación, quemaduras,

exceso de ruido, explosión e incendios, descarga eléctrica.

57

3.1.10.1.1 Las medidas de control que se debe tomar son las siguientes:

• El personal debe mantener el área de trabajo limpia, ordenada

libre de obstáculos.

• Mantener la concentración en el trabajo y uso del equipo de

protección.

• El personal debe usar las gafas de seguridad, careta facial para

evitar que sea impactado por partículas.

• El soldador debe ocupar mascarilla para gases.

• El soldador y ayudante debe ocupar guantes, mangas y delantal

de cuero para protegerse de cortes, quemaduras y de la radiación.

• Uso de tapones auditivos para minimizar el ruido.

• Asegurar las piezas a ser soldadas de tal forma que no lleguen a

causar daño al personal.

• Se debe realizar el monitoreo de gases en áreas donde lo amerite

y tener siempre un extintor en perfectas condiciones.

• Las máquinas soldadoras deben tener instalados el sistema a

tierra para evitar descargas eléctricas al personal.

• Los equipos de oxicorte que se utilicen tienen que tener las

válvulas anti-retorno de llama.

58

3.1.10.1.2 El personal debe ocupar el siguiente equipo de protección

personal:

Casco

Gafas de seguridad

Zapatos de seguridad

Protección auditiva

Guantes de cuero

Delantal de cuero

Mangas de cuero

Careta de protección facial

Careta de soldador

Mascarilla con filtro para humos metálicos

Dotación apropiada

3.1.10.2 SALUD OCUPACIONAL

Se aplica procedimiento de salud preventiva en la gestión de salud ocupacional.

3.1.10.3 MEDIO AMBIENTE

Con respecto al medio ambiente todos los desechos sólidos mientras dure la

ejecución de esta actividad, deben ser debidamente clasificados y evacuados a

un lugar autorizado, evitando hacer daño al medio, la flora y la fauna del lugar.

Las máquinas deben estar en perfectas condiciones mecánicas y no presente

fugas de aceites; las máquinas que se utilice en forma estáticas se deben ubicar

en cubetos para evitar contaminar con combustible y aceite el medio.

59

3.1.10.3.1 Modificaciones

En este modelo de tabla se llevara acabo un seguimiento de las inspecciones

que realizara la persona responsable del trabajo a ejecutarse.

Revisión No. Fecha Realizado por

1 19-05-10 Sr. José Vivanco

Registros

RG-PML-04-01-2008117: Registro de calificación

Anexos

Anexo 1: Procedimientos de soldadura (WPS) validado por Fiscalización de

Petrocomercial.

Anexo 2: Registro de calificación de procedimiento (PQR) validado por

Fiscalización de Petrocomercial.

60

3.2 INSPECCIÓN RADIOGRÁFICA DE LA TUBERÍA.

Establece los parámetros para la ejecución de la inspección radiográfica en el

Proyecto “Cambio de tubería del poliducto Esmeraldas – Quito”.

El procedimiento de inspección radiográfica se aplica en plantas o en líneas de

tubería para conocer el estado de la misma.

3.2.1 DOCUMENTOS DE REFERENCIA.

• ASME B31.3: Process piping

• ASME B31.4: Pipeline transportation systems for liquid

hydrocarbons and other liquids.

• API 1104: Welding of pipelines and related facilities.

• ASME V: Non-destructive examination

3.2.2 DEFINICIONES

Las siguientes definiciones serán indispensables para el entendimiento del

proceso planteado.

Las palabras técnicas que utilizaremos son las siguientes:

Técnica de pared simple: En la técnica de pared simple, la radiación

únicamente pasa a través de una pared del material de la soldadura, la cual es

observada en la radiografía (Panorámicas).

Técnica de doble pared: Pared doble – vista simple: Para materiales y para

soldaduras en componentes, esta técnica puede ser usada en la que la radiación

61

pasa a través de dos paredes y en la película radiográfica se observa una

soldadura.

Cuando se desea cubrir todo la circunferencia de la soldadura un mínimo de tres

exposiciones a 120°, deben ser hechas.

Pared doble – vista doble: Para materiales y para soldaduras en componentes

de 3 ½ pulgadas (89 mm) o menos de diámetro exterior nominal, esta técnica

puede ser usada en la cual la radiación pasa a través de dos paredes y se observa

ambas soldaduras en la misma radiografía. Para esta técnica únicamente debe

usarse un penetrámetro del lado de la fuente, y un mínimo de dos exposiciones a

90° deben hacerse.

Indicaciones redondeadas: Son las indicaciones con un largo máximo de 3

veces su ancho o menos. Estas indicaciones pueden ser circulares, elípticas,

cónicas o de forma irregular, y pueden tener cola, la misma que deberá ser

incluida para evaluar su tamaño. La indicación puede ser cualquier

imperfección en la soldadura, como porosidad, escoria o inclusión de tungsteno.

Responsables

Superintendente del Proyecto

Supervisor Mecánico

Supervisor de Gestión de Calidad

Supervisor SSA

62

3.2.3 DESCRIPCIÓN DE LA ACTIVIDAD

Para la realización de esta actividad se debe tomar en consideración lo siguiente:

3.2.3.1 IDENTIFICACIÓN DE LA NECESIDAD

Las juntas de soldadura de línea de tubería (ASME B31.4) y las realizadas en

estaciones de bombeo (ASME B31.3) se examinan al 100% por radiografía

industrial para asegurar su calidad y su posterior desempeño en operación del

sistema de fluidos para el cual fueron realizadas.

3.2.3.2 LINEAMIENTOS GENERALES.

En caso de ser necesaria una revisión de este procedimiento durante la ejecución

de los trabajos, esta debe ser aprobada en sitio por el Superintendente del

Proyecto.

3.2.4 MATERIAL Y ESPESORES.

• Material: API 5LX Grado A hasta X 70 (incluye accesorios) y A

106GRB (incluye accesorios)

• Espesores: 0 < t < 2”

• Proceso de fabricación: Soldadura

63

3.2.5 PELÍCULA RADIOGRÁFICA.

Se debe usar películas de tipo II o I; antes de usar cualquier película se debe

comprobar que se trate de una película fresca sin caducarse.

En cualquier caso se alcanza los niveles de calidad radiográfica establecidos en

el código de referencia (ASME V).

3.2.6 DENSIDAD.

La mínima densidad en la zona de interés es de 2.0 H&D en la soldadura junto al

hilo esencial y no más de 4.0. La densidad es medida con un densitómetro o

comparador de densidades. La tolerancia de medidas es de 0,05

3.2.6.1 VARIACIÓN DE DENSIDADES:

La densidad de la radiografía a través del área de interés puede variar de menos

15% a más 30% de la densidad. Cuando no cumpla esto debe adicionarse un

IQI en el área que no cumpla.

3.2.7 IMAGEN.

La imagen debe estar libre de imperfecciones que alteren o enmascaren los

defectos. El hilo del IQI (indicadores de calidad de imagen) que corresponda

según tabla en 6.10.1 debe distinguirse claramente en la imagen.

64

3.2.8 RADIACIÓN DISPERSA.

Para ver si existe radiación dispersa se coloca una letra B de ½’’ x 1/16’’ en la

parte posterior de la pantalla en cada exposición. Si una imagen blanca de la

letra B aparece sobre un fondo oscuro de la radiografía, la protección contra la

radiación dispersa es insuficiente y la radiografía es inaceptable. Una imagen

oscura de la letra B sobre un fondo más claro no es causa de rechazo.

3.2.9 INDICADORES DE CALIDAD DE IMAGEN (IQI).

Se debe usar el ASTM (sistema americano de pruebas de materiales) de hilos de

acuerdo a la siguiente tabla:

Tabla No 11

PENETRÁMETROS DE HILOS.

Espesor de pared más sobre-espesor

Lado fuente

Lado film

Set ASTM

Pulgadas Serie Hilo esencial a observarse

>0 – 0.250 5 4 A 3ero.

>0.250-0.375 6 5 A 2do.

>0.375-0.500 7 6 A o B 1ero de A o 6to de B

>0.500-0.750 8 7 B 5to.

>0.750-1.000 9 8 B 4to.

>1.000-1.500 10 9 B 3ero.

Autor: José Luis Vivanco

Fuente: ARB Ecuador

65

Nota: El primero es el de mayor diámetro del set. El sexto es el de menor

diámetro del set. En la imagen radiográfica debe aparecer claramente la

identificación del IQI

Número de penetrámetros.

Para radiografías de pared simple - imagen simple (panorámicas) se debe

colocar al menos 3 IQI espaciados a 120°. Cuando uno o más son usados para

una exposición, al menos un indicador debe aparecer en cada radiografía.

En el caso de reparaciones se debe colocar un IQI en la zona reparada.

Para radiografías de soldaduras usando la técnica de pared doble, imagen doble,

un penetrámetro al lado de la fuente será colocada perpendicular a la soldadura.

3.2.10 MÉTODO RADIOGRÁFICO

La secuencia de operación debe ser como sigue:

• Verificación de las dimensiones de la tubería

• Seleccionar indicador de calidad de imagen

• Montar chasis, escogiendo tipo de película y colocar letra B en la

parte posterior.

• Calcular tiempo de exposición

• Preparación de equipos y tomar providencias en cuanto a

protección radiológica.

• Verificación de la condición superficial de la zona a radiografiar.

• Colocar la película en la zona a radiografiar

66

• Aislar el área

• Realizar la toma radiográfica

• Procesar la película y verificar la calidad de la misma

• Emitir el resultado (Elaboración de informe)

3.2.11 CERTIFICACIÓN DE PERSONAL EN ENSAYOS NO

DESTRUCTIVOS. (END)

El personal que realice este procedimiento debe poseer certificado nivel I, II o

III de acuerdo con la recomendación de la práctica SNT- TC- 1 A. Únicamente

nivel II o III es quien interpreta los resultados.

3.2.12 CRITERIOS DE ACEPTACIÓN.

Para los criterios de aceptación se toman en consideración los códigos

aplicables, ASME B31.3 ó ASME B31.4 (Para soldadura se utiliza el API 1104)

según corresponda. Se pueden elaborar tablas de resúmenes de criterios de

aceptación para uso en campo en base al código aplicable, siempre y cuando

lleve la firma de responsabilidad de Fiscalización de Petrocomercial y

Superintendencia ARB Ecuador.

3.2.13 REGISTROS.

La empresa especializada en Radiografía Industrial con su técnico Nivel II emite

un registro propio de criterios de aceptación de las juntas examinadas, este es

67

validado por la Fiscalización de Petrocomercial y Gestión de Calidad, estos

resultados se plasman en el registro de “Seguimiento de ensayos no

destructivos” (RG-PML-05-01-2008117).

3.2.14 LINEAMIENTOS DE SEGURIDAD SALUD Y MEDIO

AMBIENTE.

3.2.14.1 SEGURIDAD INDUSTRIAL.

Para realizar el trabajo se informa a la Fiscalización de Petrocomercial por

medio del “Informe de Proyecto” (RG-PO-GO-01-03) y en caso de ser requerido

(estaciones y locaciones de Petrocomercial) se obtendrán los permisos de trabajo

Se realiza el “Análisis de Trabajo Seguro” (ATS) (RG-PG-SSA-02-02), el

mismo que lo realiza el Supervisor o Responsable de Grupo que se encuentre a

cargo del trabajo conjuntamente con los trabajadores para verificar las

condiciones y medidas de seguridad con las que se va a trabajar.


caídas al mismo y diferente nivel, golpes, exposición a radiación ionizante.

Las medidas de control que se debe tomar son las siguientes:

• El personal debe mantener el área de trabajo limpia, ordenada

libre de obstáculos.

• Uso del equipo de protección.

68

• Antes de iniciar la radiografía se debe notificar a todo el personal

para que no sea expuesto a la radiación.

• Se delimitara con letreros, cintas que indiquen el peligro.

• Mantener vigilancia visual para prevenir el acceso inadvertido de

personas.

• El personal debe ser calificado y de experiencia.

• En la operación del equipo deben intervenir dos personas como

mínimo.

• En el área de operación únicamente deberán estar las personas

autorizadas.

• Luego de cada exposición radiográfica, el operador debe verificar

el correcto reingreso de la fuente al contenedor.

• Utilizar los colimadores

• Extender los cables propulsores a su máxima extensión.

• Permanecer el menor tiempo posible en el área de la toma

radiográfica.

• Contar con medidor portátil de radiación ionizante calibrado y en

buen estado de funcionamiento en el lugar de operaciones.

• Durante el manejo y operación del equipo de radiografía

industrial el operador y el auxiliar deben portar un dosímetro de

lectura directa y una alarma sonora.

• Disponer en sitio de un contador Geiger.

69

El personal debe ocupar el siguiente equipo de protección personal:

• Casco

• Gafas de seguridad

• Zapatos de seguridad

• Protección auditiva

• Guantes

• Dotación

• Alarma sonora

• Dosímetro

• Geiger

3.2.14.2 MEDIO AMBIENTE.

Con respecto al medio ambiente todos los desechos sólidos mientras dure la

ejecución de esta actividad, serán debidamente clasificados y evacuados a un

lugar autorizado, evitando hacer daño al medio, la flora y la fauna del lugar de

acuerdo al “Procedimiento para Manejo de Residuos” (PO-SSA-34).

3.2.14.3 SALUD OCUPACIONAL.

Se aplica procedimiento de salud preventiva en la gestión de salud ocupacional

PO-SSA-46.

RG-PO-PML-05-01-2008117: Seguimiento de ensayos no destructivos (ver

Anexo 3)

70

3.3 INSPECCIÓN TÉCNICA.

Estas especificaciones constituyen las reglas mínimas que deberán ser cumplidas

por el contratista en y durante la construcción para el cambio de tubería y

válvulas Poliducto Santo Domingo – El Beaterio y sus respectivas

interconexiones con el poliducto existente, de manera que al final del trabajo se

obtenga una obra de características adecuadas en cuanto al funcionamiento,

seguridad, estabilidad, resistencia y durabilidad.

La responsabilidad de la interpretación correcta de estas especificaciones

corresponde a PETROCOMERCIAL. Si el Contratista tiene dudas o no

comprende claramente algún aspecto de estas especificaciones, deberá obtener

una aclaración de parte de PETROCOMERCIAL, la cual será considerada como

parte de esta especificación.

Forman parte de esta especificación la última edición de las normas y estándares

que se detallan a continuación:

PETROECUADOR “Normas de Seguridad”

C.E.C. "Código Ecuatoriano de la Construcción"

M. O. P. "Ministerio de Obras Públicas y Comunicaciones del Ecuador"

INEN Normas del Instituto Ecuatoriano de Normalización

ANSI B 31.4 American National Standard Institute, “Liquid Petroleum

Transportation Piping Systems”.

API 1104 American Petroleum Institute, “Standard for Welding Pipelines

and Related Facilities”

71

API 1105 American Petroleum Institute, “Bulleting on Construction

Practice for Oil and Products Pipeline”

API RP1110 American Petroleum Institute, “Recommended Practice for the

Pressure Testing of Liquid Petroleum Pipelines”

API-SPEC-5L American Petroleum Institute "Specification for Line Pipe"

MSS-SP-56 "Soportería para tubería, diseño y materiales"

MSS-SP-69 "Colgantes y soportes para tuberías, selección y aplicación"

NACE-MR-02-74 National Association of Corrosion Engineers, "Material

Requirements in prefabricated plastic films for pipeline coating"

NACE-RP-02-74 National Association of Corrosion Engineers, "High

voltage electrical inspection of pipeline coating prior to installation"

NFPA 30 "National Fire Protection Association"

3.3.1 REGLAMENTO AMBIENTAL PARA LAS OPERACIONES

HIDROCARBURÍFERAS EN EL ECUADOR.

Forman también parte de estas especificaciones todos los planos elaborados para

el proyecto, planos de alineamiento de la línea del poliducto existente entregados

al contratista.

PETROCOMERCIAL entregará al contratista los planos as-built de la línea de

poliducto existente, cuyos datos e información contenida se consideran

correctos, pero en el caso de que esto no ocurriera, no exime al Contratista de su

responsabilidad de realizar previo a la construcción de la obra las revisiones

72

correspondientes para asegurar que los mismos se ejecuten en forma segura y

confiable.

En estas especificaciones se considera que están contemplados todos los trabajos

necesarios y suficientes para realizar totalmente el "Objeto del Contrato”; sin

embargo, de presentarse la necesidad de realizar alguna obra adicional o especial

no contemplada en estas especificaciones, el Contratista presentará para

aprobación de PETROCOMERCIAL los respectivos diseños y especificaciones

técnicas para su construcción, de forma que se obtenga al final del trabajo, una

obra de características adecuadas en cuanto a funcionamiento, seguridad,

resistencia y durabilidad.

3.4 PROCEDIMIENTOS.

Para realizar el trabajo se procedió a evacuar el combustible de la línea, a cortar

en frío la tubería existente, hacer alineación y soldadura, para luego realizar la

toma de rayos X, prueba hidrostática y las especificaciones técnicas requeridas

para reiniciar el bombeo.

73

3.4.1 EVACUACIÓN DE COMBUSTIBLE DE LA LÍNEA

Gráfico No 12 Evacuación de combustible de la tubería

Fuente: www.petroecuador.com Autor: José Vivanco

Para realizar la actividad el tramo de la línea a partir de la abscisa 206+520 hasta

214+150 esta despresurizado (P=0 psi) y drenado.

El producto a contener, para la realización de estos trabajos es necesariamente

diesel.

Las actividades deben ser coordinadas con el personal de operaciones de

Petrocomercial, en la terminal de “Santo Domingo” y las estaciones de bombeo

“Faisanes” (capacidad de almacenamiento tanque de alivio: 70000 galones

operativos) y “El Corazón” (capacidad de almacenamiento tanque de alivio:

70000 galones operativos) y los diferentes puntos en que se ubican las válvulas a

operar.

74

Se coordina con el personal de operaciones de Petrocomercial, la evacuación del

producto y alivio de la línea en la terminal de “Santo Domingo” y las estaciones

de bombeo “Faisanes” y “El Corazón”

El remanente del producto una vez terminados los trabajos de interconexión se

lo evacua por soplado con un poly-pig desde la abscisa 210+100 hasta 213+200

hasta la terminal “Santo Domingo”

La evacuación y alivio de la línea esta en perfecta coordinación con

Petrocomercial, de esto depende el éxito de la operación.

El tiempo estimado para la ejecución de las interconexiones es no menor a 24h.

El combustible a ser evacuado en estas secciones es el contenido dentro de las

abscisas desde 206+500 hasta 210+100 con un volumen aproximado de 72000

galones (1700 barriles) retorno de combustible a la Estación “Faisanes” último

viaje aproximadamente 16000 galones retornan al Terminal Santo Domingo y

desde 213+200 hasta 216+186 con un volumen aproximado de 58000 galones

(1380 barriles) retorno de combustible a la Estación “El Corazón”.

Para esta operación se cuenta con el apoyo de la Policía Nacional y Cuerpo de

Bomberos

3.4.1.1 APERTURA Y CIERRE DE VÁLVULAS POR PARTE DE

PETROCOMERCIAL.

El personal de Petrocomercial opera las válvulas en las diferentes abscisas en las

que se encuentran ubicadas, realizando las siguientes maniobras en cada una de

ellas:

75

206+500: apertura de válvula de retención

210+100: apertura de válvula de bloqueo

213+200: apertura de válvula de retención

Gráfico No 13. Válvula de retención 206+500


76

Gráfico No 14. Válvula de bloqueo 210+100


Gráfico No 15. Válvula de retención 213+200


Tomar en cuenta que las cuatro válvulas son operadas al mismo tiempo, para

evitar la caída del peso de columna del producto.

77

3.4.1.2 EVACUACIÓN DEL COMBUSTIBLE.

Se accionarán las válvulas la del 210+100 (retención) y la del 213+200

(bloqueo) por parte de PETROCOMERCIAL

EL combustible que queda retenido desde la abscisa 210+100 hasta 213+200,

posteriormente es evacuado enviando un poly-pig.

Se accionará la válvula del 206+500 para retención del combustible, por parte de

PETROCOMERCIAL

Para proceder con la evacuación de combustible en el sitio de interconexión es

necesario evacuar desde la abscisa 206+500 hasta 210+100, mediante un hot –

tapping 2” NPS (12 horas), ubicado 207+700 un recorrido 3.6Km que representa

72000 galones de diesel (1700 Bls), para la evacuación de combustible se

utilizará 4 tanqueros de 4000 galones y un tanque estacionario de 10000 galones,

tiempo de evacuación retorno de combustible a la Estación de Bombeo

“Faisanes” (capacidad de almacenamiento tanque de alivio: 70000 galones) 24

horas, esta planificado que ultimo viaje de los 4 tanqueros de 4000 galones,

aproximadamente 16000 galones evacue el producto directamente en Santo

Domingo.

78

Gráfico No 16. Hot – Tap-ping 2” nps - 207+700

Fuente: ARB Ecuador


Se accionarán las válvulas del 216+186 (retención) por parte de

PETROCOMERCIAL

Para proceder con la evacuación de combustible en el sitio de interconexión es

necesario evacuar desde la abscisa 213+200 hasta 216+186, mediante un hot tap

ping 2” NPS (12 horas) aguas arriba de la válvula retención ubicada en el

214+150, un recorrido 2.9 Km que representa 58000 galones de diesel (1380

barriles), para la evacuación de combustible se utilizará 4 tanqueros de 4000

galones y un tanque estacionario de 10000 galones, tiempo de evacuación

retorno de combustible a Estación “El Corazón” 24 horas.

79

Gráfico No17. Hot – Tap-ping 2” nps en la válvula ubicada 214+150


3.4.1.3 REALIZACIÓN DE HOT-TAPPING.

Para evacuación del producto de la línea se realiza hot-tapping en las abscisas

207+200 y agua arriba de la válvula ubicada 214+150, se procede como sigue:

Se instala dos abrazaderas unidas por medio de pernos

La abrazadera que va en la parte superior del tubo tiene una

perforación de 2” NPS de diámetro con un niple roscado soldado.

80

Instalamos el tapping-machine sobre la tubería y procedemos con

la perforación del tubo.

Realizada la perforación, desmontamos la maquina y verificamos

la presencia del producto en este punto.

3.4.2 CORTE EN FRIÓ DE LA TUBERÍA.

Para realizar el corte de la tubería se procederá de la siguiente manera:

Identificamos los puntos a elaborar los tie-inis (corte de tuberia) y

las interconexiones.

Con el equipo topográfico marcamos el sitio de corte.

Aseguramos por medio de fajas la tubería a ser cortada o

anclamos y apuntalamos con esto impedimos que al provocar el

corte la tubería no produzca algún cabeceo y golpee al personal

involucrado.

Instalamos la cortadora en frío y la posicionamos en la marca de

corte.

Con movimientos alternados, cortamos el material de la tubería.

81

Gráfico No 18. Corte de Tubería.

Fuente: ARB Ecuador


3.4.3 ALINEACIÓN Y SOLDADURA.

El Contratista debe suministrar los equipos para el proceso de soldadura, de

tamaño y tipo apropiados, y debe mantenerlos en buenas condiciones para

obtener soldaduras aceptables, continuidad de funcionamiento y seguridad del

personal. Todos los equipos de soldadura deben ser aprobados por

PETROCOMERCIAL. Las máquinas de soldar deben ser operadas dentro de los

rangos de amperaje y voltaje estipulados en el procedimiento. Las máquinas de

soldar serán del tipo de corriente directa, con una capacidad mínima de 300

amperios. En el sistema manual, semiautomático o automático.

82

La longitud máxima de los cables terminales, deberán tener para el porta

electrodo 45 metros y para los de tierra 15 metros. Todos los cables serán de una

pieza y no se permitirán más conexiones que las de los dos terminales de

conexión. Las conexiones a tierra, se diseñaran e instalaran de tal modo, que

eviten cualquier "arco" entre el cable terminal de tierra y la tubería o aditamento

por soldar.

El Contratista debe suministrar todo el material necesario para soldar la tubería

de acero de alta resistencia manufacturada en conformidad con las normas

API-5LX-56 (American Petroleum Institute 5L). Los electrodos o alambres

deben estar de acuerdo a las normas AWS (Americam Welding Society), A-5.1

y A-5.5, " Specificatión for Mild Steel Covered Arc Welding Electrodes ".

El contratista debe tener cuidado especial en el manejo y almacenamiento de

los electrodos. Los electrodos deben permanecer en sus empaques originales sin

ser abiertos hasta el momento de usarlos. Los electrodos deben ser protegidos

durante su almacenamiento contra la humedad en hornos adecuados, daños

mecánicos y físicos. Aquellos electrodos que muestren señales de deterioro o

daño no se deben usar en el curso de la obra. El contratista debe disponer

oportunamente de stock de electrodos en forma satisfactoria para

PETROCOMERCIAL.

Durante toda la ejecución de la obra, la soldadura (ver Grafico No 19) de tube-

ría debe estar de acuerdo a estas especificaciones, a las normas ANSI B-31.4 (

American National Standard Institute ) "Liquid Petroleum Transportation Piping

Systems ", las normas API 1104 ( American Petroleum Institute ) “ Standard for

83

WeIding Pipelines and Related Facilities" y las normas AWS ( American

Welding Society). En el sector poblacional (sur de Quito) la ejecución de la

obra, la soldadura de la tubería debe estar de acuerdo a la norma ANSI/ASME B

31.3 y la calificación de procedimientos y soldadores de acuerdo a ASME

Sección IX.

Gráfico No 19. Soldadura de Tubería.

Fuente: ARB Ecuador


3.4.4 TOMA DE RAYOS X

PETROCOMERCIAL procederá a solicitar los resultados radiográficos de las

soldaduras, el mismo día de su terminación y comunicará al contratista el

resultado de análisis de las radiografías obtenidas en la mañana siguiente.

Todas las soldaduras del poliducto deberán ser inspeccionadas por medio de

rayos gamma en el siguiente porcentaje:

• Línea regular 100%

84

• Pasos especiales 100%

• Pasos en la ciudad 100%

• Puentes 100 %

Nota: De no ser posible la ejecución de inspección radiográfica en el sector

habitado de la ciudad de Quito, se deberá utilizar el método de inspección por

ultrasonido previo la coordinación y aprobación de la fiscalización de

PETROCOMERCIAL.

Cuando la inspección visual o radiográfica indique defectos en la soldadura

que estén fuera de los límites de tolerancia señalados en la Norma API 1104 y

ANSI B 31.3 en lo referente a este capítulo, el contratista podrá hacer la

reparación de las soldaduras defectuosas solo en los casos que satisfaga las

condiciones siguientes: (según el caso).

• Cuando no se necesite más de una reparación en cada 0.30 metros de

soldadura.

• Cuando la distancia mínima entre reparaciones sea mayor de 0.15

metros.

• Cuando se necesiten una o dos reparaciones en una junta.

• Si exceden estas tolerancias, se procederá al corte de la junta soldada.

Todas las reparaciones que deba efectuar el contratista, deben ser autorizadas

por la fiscalización de PETROCOMERCIAL. Se rechazarán las soldaduras que

85

muestren trabajos de reparación hechos sin la autorización de la fiscalización de

PETROCOMERCIAL.

PETROCOMERCIAL no aceptará la reparación de soldaduras que presenten

fisuras, no importando su tamaño ni su localización.

Todas las soldaduras reparadas, deben ser nuevamente radiografiadas.

Las soldaduras, que por inspección visual o radiográfica sean rechazadas, serán

cortadas con una máquina biseladora a una distancia de 2.1 m a cada lado de la

soldadura rechazada y se soldará un tramo de tubo de la longitud necesaria. Para

unir este tubo con la línea, se debe usar un alineador externo mecánico y el

contratista debe tener especial cuidado en asegurar que el alineamiento sea

perfecto.

En caso de descubrirse una soldadura defectuosa de fábrica en un tubo ya

soldado en la línea, el contratista tiene la obligación de cortar el tramo

defectuoso y reponer el correspondiente tramo de tubo.

El contratista no podrá proceder a la ejecución de los trabajos subsecuentes a la

fase de soldadura sin haber reparado o repuesto satisfactoriamente, todas y cada

una de las soldaduras defectuosas.

Antes de comenzar las operaciones de soldadura, el Contratista debe establecer

un procedimiento detallado de soldadura de acuerdo a las normas ANSI B31.4 y

API Standard 1104, o ANSI B 31.3 y ASME IX (según el caso), que será

aprobado por PETROCOMERCIAL con el objeto de demostrar que las

soldaduras tendrán las propiedades mecánicas necesarias para que las mismas

sean aceptadas. La calidad de soldadura, de acuerdo a dicho procedimiento debe

86

ser controlado visualmente y por medio de Rayos Gamma para que pueda ser

inspeccionada y evaluada.

La calificación de los Procedimientos de soldadura debe ser determinada por

pruebas destructivas especificadas en la Norma API-1104 o ASME IX (según

sea el caso), para poder ser aceptadas por PETROCOMERCIAL.

El Contratista debe suministrar sin costo adicional para PETROCOMERCIAL,

todo el equipo, material y mano de obra necesarios para establecer dicho

procedimiento y estas pruebas se repetirán cada vez que cambien las condiciones

que sirvieron de base para la calificación, sin costo adicional para

PETROCOMERCIAL.

3.4.5 PRUEBA HIDROSTÁTICA

Cada una de las pruebas hidrostáticas debe cumplir con los requisitos de las

normas API-RP-1110 y ANSI-B 31.4.

Todas las pruebas hidrostáticas deben hacerse con agua limpia, libre de

contaminación, para lo cual el contratista deberá presentar los análisis químicos

del agua a utilizar y ser aprobadas por la fiscalización de

PETROCOMERCIAL. Si del análisis del agua a criterio de

PETROCOMERCIAL es necesario realizar al agua algún proceso químico, el

Contratista debe hacerlo bajo su responsabilidad y sin costo adicional para

PETROCOMERCIAL. El agua deberá disponerse en cantidades suficientes

como para completar las pruebas y debe ser filtrada antes de introducirse en la

tubería. Antes del llenado con agua, el tramo de tubería que se pondrá a prueba

87

debe ser inspeccionado con un raspa tubos calibrador (gauging pig) de un

diámetro 5% menor al diámetro interior de la tubería.

Para el llenado con agua de la tubería que se pondrá a prueba, se debe usar por

lo menos dos raspatubos (pigs) del tipo adecuado para estas operaciones, con

objeto de limpiar las impurezas y desplazar todo el aire atrapado en la tubería.

Estos raspa tubos deben ser suministrados por el Contratista sin costo adicional

para PETROCOMERCIAL. Una vez desplazado el aire de la tubería, se debe

dejar correr libremente el agua, en el sitio de salida del raspa tubo, durante

algunos minutos o hasta que el agua empiece a salir limpia, con el objeto de

terminar la limpieza de la tubería internamente antes de ejecutar la prueba

hidrostática.

El Contratista debe suministrar los equipos e instrumentos necesarios, los que

deben estar en buenas condiciones de operación, como: registradores de presión

y de temperatura y el instrumento de medición de presión de pesos muertos

("déadweight"). Antes del inicio de las pruebas hidrostáticas, el Contratista

deberá entregar a PETROCOMERCIAL copias de los certificados de calibración

de los instrumentos a usarse en las pruebas hidrostáticas.

La prueba hidrostática de los diferentes tramos instalados se realizará en forma

individual e independiente de los demás tramos. El contratista presentará para

aprobación de PETROCOMERCIAL el procedimiento para la ejecución de las

pruebas hidrostáticas.

Las pruebas hidrostáticas en los cruces de ríos, carreteras, tramos que estén

cubiertos de agua constantemente y cualquier otro tramo que

88

PETROCOMERCIAL crea conveniente, se deben efectuar antes de instalar la

tubería en zanja. Estas pruebas se efectuarán a una presión mínima estipulada en

el API-RP-1110, la misma que se mantendrá durante un periodo mínimo de

cuatro (4) horas, con la estipulación de que en las últimas tres(3) horas de la

prueba no haya cambiado de presión, es decir, que la tubería en prueba

mantenga una presión constante y a satisfacción de PETROCOMERCIAL.

En el caso de presentase fugas durante la ejecución de la prueba hidrostática,

éstas serán reparadas a satisfacción de PETROCOMERCIAL e inspeccionadas

radio gráficamente. El costo de estas reparaciones será asumido en su totalidad

por el contratista. Luego de terminadas las reparaciones, se realizará nuevamente

la prueba hidrostática hasta obtener resultados satisfactorios en la misma.

Una vez terminadas las pruebas hidrostáticas y después que hayan sido

aprobadas por PETROCOMERCIAL, el contratista procederá a evacuar toda el

agua que se encuentre en el tramo que se efectuó la prueba. La evacuación del

agua se efectuará corriendo varios raspatubos del tipo adecuado para estas

operaciones y según lo determine PETROCOMERCIAL. El objetivo de correr

varios raspatubos es desplazar completamente el agua que haya quedado en la

tubería, especialmente en las partes bajas del poliducto. Estos raspatubos serán

corridos con aire presurizado, para cuyo efecto el contratista proveerá los

compresores con capacidad suficiente para la ejecución de este trabajo y su

costo deberá ser contemplado dentro del rubro correspondiente a la prueba

hidrostática.

89

Los reportes de las pruebas hidrostáticas serán firmados por el representante del

contratista en campo y la fiscalización de PETROCOMERCIAL, previo a su

aceptación final.

CAPÍTULO IV

90

CAPÍTULO IV

4 APLICACIÓN DE LOS PROCESOS

Para el cambio de tubería en el tramo Santo Domingo- Beaterio se realizo la

aplicación de dos procesos que son:

• Cambio de válvulas

• Cambio de tubería

4.1 CAMBIO DE VÁLVULAS

Este procedimiento comprende la realización de dos interconexiones (Tie-Ins)

dentro de la Terminal “El Beaterio”, como parte del proyecto “Cambio de

Tubería y Válvulas del Poliducto Santo Domingo-El Beaterio”.

Documentos de referencia

• Especificaciones contractuales

• ASME B31.4: Liquid Transportation Systems for liquid hydrocarbons

and others liquids

• API 5L: Specification for line pipe

• API 2201: Procedures for welding or Hot Tapping on Equipment in

service.

• PO-PML-81-2008117: Procedimiento general para interconexiones del

nuevo poliducto con el existente.

91

• PO-PML-09-2008117: Procedimiento específico para interconexiones

entre las abscisas 252+900 y 244+851.

• PO-SSA-09: Procedimiento para el manejo y transporte de líquidos

combustibles e inflamables;

• Sistema Integrado de Gestión ARB Ecuador Cía. Ltda.

• PO-SSA-34: Procedimiento para manejo de residuos;

• PO-SSA-35: Procedimiento de manejo de suelos contaminados;

• PO-SSA-36: Procedimiento para control de derrames;

• PO-SSA-46: Procedimiento de salud preventiva

• PG-SSA-05: Plan de respuesta ante emergencias para el proyecto cambio

de tubería y válvulas en el poliducto El Beaterio – Santo Domingo”

• RG-PG-SSA-02-02: Análisis de trabajo seguro

• PO-PML-05-2008117: Procedimiento para Radiografía Industrial.

• NACE Standard RP0274-2004: “ Standard Recommended Practice High-

Voltaje Electrical Inspection of Pipeline Coatings”

4.1.1 RESPONSABLES

• Superintendente del Proyecto

• Supervisor de Construcción (Mecánico).

• Supervisor Eléctrico e Instrumentación

• Supervisor de Gestión de Calidad

• Supervisor SSA.

• Representantes de Petrocomercial.

92

4.1.1.1 DESCRIPCIÓN DE LA ACTIVIDAD

a) Identificación de la necesidad

Realizar la interconexión de la nueva línea con la trampa receptora de “pigs”, y

la interconexión del medidor de flujo luego de las válvulas reductoras en la parte

posterior de la trampa receptora.

b) Consideraciones Generales.

Tomar en cuenta los procedimientos ya establecidos y aprobados para

construcción mencionados anteriormente en los documentos de referencia. En el

presente documento se puntualiza aquellos temas que no se han considerado en

procedimientos anteriores.

Se inspecciona los sitios a intervenir constantemente con el fin de determinar los

trabajos a realizar.

4.1.1.2 EQUIPOS Y PERSONAL.

a) Equipo

DESCRIPCIÓN CANT.

Excavadora 2

Retro excavadora 1

Camión Vacuum 1

Hoja 1 de 2

93

DESCRIPCIÓN CANT.

Bob Cat 1

Camioneta 4 X 4 1

Moto-soldadora 2

Equipo de oxicorte 1

Bomba de achique anti-explosión 1

Explosímetro. 1

Extintores de 10lb. / 125lb. 1

Luminarias. 1

Moto generador. 1

Camión grúa. 1

Compresor de aire 1

Cama baja 1

Camión suelda 4Ton. 1

Equipo de Gammagrafía 1

Fuente: ARB Ecuador


Hoja 2 de 2

94

c) Herramientas

DESCRIPCIÓN CANT. UNIDAD

Cortadora en frío 2 u

Grapa para 12” 1 u

Grapa de 8” 1 u

Biseladota 1 u

Amoladoras 3 u

Llaves de golpe 6 u

Placa de biselado 1 u

Fuente: ARBEcuador


c) MATERIALES

MATERIALES CANT. UNIDAD

Spool de Tie in para válvula. 1 u

Spool de Tie in Medidor Flujo. 1 u

Electrodos. 4 Kg

Gratas. 2 u

Disco de corte. 2 u

Hoja 1 de 2

95

MATERIALES CANT. UNIDAD

Disco de desbaste. 2 u

Vidrios transparentes. 2 u

Plástico. 1 rollo

Cuchillas para cortadora en frío. 6 u

Bentonita. 50 lb.

Guantes API. 4 pares

Guantes de nitrilo. 10 pares

Caretas faciales. 4 u

Guantes de tubero. 4 pares

Polines de madera. 80 u

Sacos de yute. 200 u

Fajas 4 u

Cinta blanca de revestimiento

(Protección mecánica)

2 rollos

Cinta negra de revestimiento

(Protección anticorrosiva)

2 rollos

Primer de revestimiento. 2 galones

Lija 1 rollo

Trapos. ½ rollo

Carpa 1 U


Hoja 2 de 2

96

d) PERSONAL

PERSONAL CANT.

Superintendente 1

Jefe de Línea 1

Supervisor de Gestión de Calidad 1

Supervisor SSA 1

Supervisor Mecánico 1

Alineador 1

Tubero 1

Mecánico/Montador 1

Ayudante Mecánico 1

Logístico 1

Soldador 2

Esmerilador 2

Operador de excavadora 2

Ayudante de máquina 2

Operador de Retro excavadora 1

Operador de camión grúa 1

Chofer de camión suelda 1

Obreros 4

Mecánico 1

Ayudante Mecánico 1


97

4.1.1.3 INTERCONEXIÓN DE LA LÍNEA NUEVA CON LA TRAMPA

DE RECEPCIÓN.

Se dispone de un “spool” prefabricado que conecta la línea nueva con la trampa

de recepción; dicho * “spool” comprende la ruta desde la soldadura con la curva

inducida de salida de la nueva línea hasta la junta bridada con el receptor y tiene

las conexiones para la instrumentación, válvulas de alivio y drenaje.

a) Desmontaje de Instrumentación y sistemas de alivio.

Se desmonta los dos puntos que interconectan a la línea principal formados por

válvulas de aguja, accesorios, tubing de ¾” de diámetro, los mismos que se los

aloja en un sitio determinado para instrumentos, al mismo tiempo se desmonta

los tres sistemas de alivio formados por tres válvulas de compuerta de 1 ½” y

tres válvulas de alivio de 1½” x 2”. Estos elementos y válvulas son reinstalados

excepto las tres válvulas de compuerta de 1 ½” que son renovadas (ver Grafico

No 20).

98

Gráfico Nº. 20 Desmontaje de instrumentación y sistemas de alivio.

Fuente: ARB Ecuador


b) Desmontaje en la junta: brida-válvula 12” clase 600 y drenaje.

Una vez que se ha liberado la parte correspondiente a instrumentación, se

procede a desmontar en el drenaje de 1 ½”, para esto se desmonta en la brida de

1 1/2” y libera la válvula de la línea principal, seguidamente se desmonta la

brida de 12” que une a la válvula de la Estación que esta seguido de la trampa de

“pigs” (ver Grafico No 21).

99

Gráfico Nº21 Desmontaje en la junta: brida-válvula 12” clase 600 y drenaje.


c) Corte en frío y retiro de spool.

Luego de verificar que el “spool” está completamente aislado de las demás

líneas, se procede a realizar el corte en frío con la ayuda de un cortador en frío

Marca Ridgid, en la junta: codo inducido–“spool”, el mismo que está sujeto con

la excavadora Cat 320; finalizado el trabajo, el operador de la excavadora y su

ayudante elevan el “spool” cortado y lo separan de la línea a un lugar

previamente determinado, los extremos son cubiertos para evitar goteo de

líquidos remanente. Posteriormente se colocan bridas hechizas en las juntas

desmontadas para evitar el goteo de líquidos y expansión de posibles gases (ver

Grafico No 22).

100

Gráfico Nº 22 Corte en frío y retiro de spool.


d) Bentonita y Soldadura de placa.

Una vez comprobado la no existencia de gases inflamables en el área de trabajo,

se coloca bentonita de manera que selle el extremo cortado de la tubería que sale

de funcionamiento, se suelda una placa metálica para de esta manera evitar

presencia de gases de la tubería que queda fuera de funcionamiento (ver Grafico

No 23)..

101

Gráfico Nº 23 Bentonita y soldadura de placa.


e) Montaje y soldadura de spool.

Con el retiro del “spool” que estuvo en funcionamiento, se dispone el área lista

para proceder con la ejecución del tie-in (corte de tubería) , se realiza el montaje

del nuevo “spool” en la válvula existente, se monta los espárragos y tuercas en la

junta brida-válvula; se comprueba la no existencia de gases inflamables en el

área de trabajo para alinear el codo inducido con el “spool” y poder cortar a la

medida exacta, seguido se ejecuta la alineación y soldadura de la junta.

Finalmente se realiza la inspección de la junta soldada con gammagrafía (ver

Grafico No 24).

102

Gráfico Nº 24 Montaje y soldadura de spool.

Fuente: ARB Ecuador


f) Montaje de Líneas: Instrumentación, Alivio, drenaje

Como parte complementaria se realiza la reinstalación de los tres sistemas de

alivio, correspondientes a tres válvulas de bola de 1 ½” y de las válvulas de

alivio de 1 ½” X 2”, seguidamente se reinstala las dos acometidas de

instrumentos(ver Grafico No 25)..

103

Gráfico Nº 25 Montaje de líneas: instrumentación, alivio, drenaje

Fuente: ARB Ecuador


4.1.1.4 INTERCONEXIÓN DE “SPOOL”: MEDIDOR ULTRASÓNICO

DE FLUJO.

Para este trabajo, personal de Operaciones de Petrocomercial suspende todas las

válvulas que están instaladas en el manifold que distribuye a los tanques de

combustibles, luego se ejecuta las siguientes actividades:

a) Cierre d válvulas y drenaje de líquidos.

Se cierra las válvulas que están a continuación a las reductoras de presión, para

poder drenar el tramo pequeño que conecta al punto de tie-in. Luego se continúa

con el drenaje de líquidos en recipientes pequeños y posteriormente trasladarlos

a recipientes de almacenamiento (ver Grafico No 26).

104

Gráfico Nº 26 Cierre de válvulas y drenaje de líquidos.

Fuente: ARB Ecuador


b) Desmontaje de válvula y absorción de líquidos.

Se desmonta la válvula de 6” clase 150, para extraer los líquidos que están en el

tramo a intervenir, debido a que no existe un punto de drenaje se lo hace con la

ayuda de un camión vacuum que está en el área de trabajo (ver Grafico No 27).

105

Gráfico Nº 27 Desmontaje de válvula y absorción de líquidos.

Fuente: ARB Ecuador


4.1.1.5 CORTE EN FRÍO, RETIRO DE “SPOOL”.

Para cortar la tubería, el tubero traslada la medida del “spool”(sistema de tubería

soldada) nuevo a la tubería de interconexión (6” y 8”), luego se interviene en

una tubería de ½” que dificulta el corte, para lo cual se realiza un corte con una

sierra manual en un tramo de 1,2 m, seguido se cierre de válvulas drenaje

absorción de líquidos aplica el corte con un cortador frío Ridgid de 8” a 12”, en

la tubería del tie-in (corte de tubería). Finalmente se retira el “spool” con un

camión grúa y/o Bob Cat, y al mismo tiempo se cubre los extremos para evitar

liqueo de combustibles (ver Grafico No 28).

106

Gráfico Nº 28 Corte en frío, retiro de “spool”.


4.1.1.6 MONTAJE DE “SPOOLS”.

Con el espacio libre seguido de la línea donde se desmontó la válvula a ser

reinstalada, se monta el “spool” en el cual está el medidor de flujo para luego

proceder a preparar el punto de interconexión y montar el otro “spool” donde se

montará la válvula de 6” (reinstalada) y poder ejecutar la soldadura del tie-in

(ver Grafico No 29).

107

Gráfico Nº 29 Montaje de “spools”.

Fuente: ARB Ecuador


4.1.1.7 APLICACIÓN DE BENTONITA Y SOLDADURA DE LA

JUNTA.

Previo al montaje del “spool” donde está la válvula reinstalada, se procede a

preparar la tubería donde es el Tie-In, se aplica la bentonita en la tubería de 8”

existente y se comprueba la no existencia de gases inflamables en el área de

trabajo, luego se procede a la alineación del “spool” con la tubería existente y

seguido la soldadura. Esta actividad culmina con el resultado satisfactorio de la

inspección radiográfica Finalmente, se realiza el apriete de espárragos en la

unión del “spool” del medidor de flujo y el “spool” de la válvula reinstalada (ver

Grafico No 30).

108

Gráfico Nº 30 Aplicación de bentonita y soldadura de la junta.

Fuente: ARB Ecuador


4.1.1.8 REVESTIMIENTO DE TUBERÍA.

La tubería a ser enterrada en el Terminal El Beaterio es revestida y probada con

el generador de Kv (Holiday detector) de acuerdo a la NACE RP274, se reviste

manualmente las juntas realizadas en la Estación. Para revestir la junta de

campo, se realiza una limpieza mediante grasa, posteriormente se coloca el

imprimante, y finalmente se aplica la cinta anticorrosiva y de protección

mecánica. Luego se realizan las pruebas de verificación de aislamiento

dieléctrico de la cinta, con la utilización del equipo “Holiday detector”. Spool

Medidor de Flujo Spool Válvula reinstalada (ver Grafico No 31).

109

Gráfico No 31 Revestimiento de la tuberia

Fuente: ARB Ecuador


4.1.1.9 TAPADO

• La zanja se cubre y compacta con material de préstamo hasta el nivel

requerido.

• Se coloca un replantillo de 0,05m de espesor de hormigón de 180kg/cm2

en el área que cubre el área de las losas, se procede al encofrado y

armado del acero de refuerzo, para finalmente hormigonar; la resistencia

del hormigón es de 210kg/cm2. Se toman muestras de hormigón para

realizar los ensayos de resistencia a la compresión a los 7, 14 y 28 días

más un testigo.

110

4.1.1.10 LINEAMIENTOS DE SEGURIDAD, SALUD Y MEDIO

AMBIENTE

Para iniciar la actividad se cuenta con el permiso de trabajo autorizado, el mismo

que lo extiende Petrocomercial. El Supervisor que se encuentra a cargo del

trabajo conjuntamente con el personal realizan el “Análisis de Trabajo Seguro”

(ATS) (RG-PG-SSA-02-02), , para verificar las condiciones y medidas de

seguridad con las que se va a trabajar.


caídas al mismo y diferente nivel, golpes, cortes al trabajar con herramienta

menor, atropellamientos, arrollamientos tanto por vehículos como por el equipo

pesado, riesgos eléctricos, quemaduras, inhalación de polvo, gases y humo,

ingreso de objetos extraños a los ojos, lesiones de manos, atrapamientos,

derrumbe de material suelto, exposición al ruido.

Las medidas de control y de seguridad que se adoptan son las siguientes:

• El personal mantiene el área de trabajo limpia, ordenada y libre de

obstáculos.

• Se inspecciona previamente el lugar de trabajo.

• Los trabajadores están constantemente supervisados.

• Los trabajadores están plenamente concentrados en sus actividades

laborales.

• Es obligatorio el uso permanente del equipo de protección personal y de

acuerdo a la actividad.

111

• Se coloca señalización colectiva de advertencia en las áreas a intervenir.

• Antes de encender la maquinaria se monitorea la atmósfera con el

explosímetro, periódicamente durante todo el día en períodos de tiempo

(cada hora) para verificar que el oxígeno este entre 19.5% - 21.5% y no

haya ningún gas inflamable que pueda provocar un incendio y/o

explosión.

• Para evitar que las máquinas a utilizar sean causantes del inicio de un

conato de incendio, están en perfectas condiciones mecánicas y

eléctricas.

• Las máquinas de soldar tienen colocados un arresta-llamas en su escape

para evitar que algún gas inflamable ingrese por el mismo y provoque un

incendio y/o explosión.

• Se colocan extintores cerca de cada máquina, en caso de que sea

necesario su utilización.

• El personal que trabaja en esta área debe tener pleno conocimiento de

cómo utilizar los extintores.

• Todo el personal que ingresa a laborar dentro de la Estación El Beaterio

recibe la inducción de seguridad por parte de Petrocomercial y tiene bien

claro que en caso de emergencia deben saber reaccionar ante la misma,

los puntos de encuentro, las vías de escape, etc.

112

El personal usa el siguiente equipo de protección personal:

• Casco


• Zapatos de seguridad.

• Botas de caucho.

• Impermeables.

• Protectores auditivos.

• Mascarillas desechables para polvo y gases.

• Ropa de seguridad

• Guantes de protección, de acuerdo a cada actividad.

• Equipo de protección especial para actividades de soldadura y oxicorte.

Se aplica procedimiento de salud preventiva en la gestión de salud ocupacional.

Con respecto al medio ambiente todos los desechos sólidos y orgánicos

generados durante la ejecución de esta actividad, son debidamente clasificados y

retirados a un lugar autorizado. Para evitar contaminación de combustibles los

equipos estáticos se colocan en cubetos, y se dispone de un set anti derrames.

113

4.1.1.11 MODIFICACIONES

Revisión No. Fecha Realizado por:

4.1.2 CAMBIO DE TUBERÍA

Para el cambio de tubería hemos tomado un tramo como ejemplo el cual vamos

a describir los procesos que se realizaron para el cambio de tubería como:

evacuación de combustible hacia la estación “Faisanes”, estación “El Corazón”,

terminal “Santo Domingo” y paros de despacho de combustible en el poliducto

necesarios para realizar cada interconexión y los tiempos requeridos para

realizar los “tie – in” (corte de tubería), cronograma de interconexiones y detalle

de personal, equipo y materiales.

4.1.2.1 DOCUMENTOS DE REFERENCIA

• Especificaciones contractuales

• ASME B31.4, Liquid Transportation Systems for liquid hydrocarbons

and others liquids

• API 5L, Specification for line pipe

114

• API 2201, Procedures for welding or Hot Tapping on Equipment in

service.

• Procedimiento general para interconexiones del nuevo poliducto con el

existente PO-PML-81-2008117

• Sistema Integrado de Gestión ARB Ecuador Cia. Ltda.

• PO-SSA-09: Procedimiento para el manejo y transporte de líquidos

combustibles e inflamables;

• PO-SSA-26: Procedimiento de seguridad para perforación en caliente; �

PO-SSA-34: Procedimiento para manejo de residuos;

• PO-SSA-35: Procedimiento de manejo de suelos contaminados;

• PO-SSA-36: Procedimiento para control de derrames;

• PO-SSA-46: Procedimiento de salud preventiva

• PG-SSA-05: Plan de respuesta ante emergencias para el proyecto cambio

de tubería y válvulas en el poliducto El Beaterio – Santo Domingo”

4.1.2.2 RESPONSABLES

• Superintendente del Proyecto.

• Jefe de línea.

• Supervisor de Construcción.

• Supervisor de Gestión de Calidad.

• Supervisor SSA.

• Representantes de Petrocomercial.

115

4.1.2.3 DESCRIPCIÓN DE LA ACTIVIDAD

a) Identificación de la necesidad

Se realizo la interconexión de la nueva línea de 12” NPS instalada con la

existente, a lo cual se ha planificado por secciones (ver Grafico. No 32), las

secciones para esta parada corresponden a:

Sección 7: Desde 206+520 (T-13) hasta 207+140 (T-14)

Gráfico No 32. Perfil vertical sección 7

Fuente: ARB Ecuador


116

4.1.2.4 MATERIALES, HERRAMIENTAS, EQUIPOS, Y PERSONAL.

Sección 7: desde abscisa 206+520 hasta 207+140 Los materiales, equipos y

personal que fueron necesarios para los trabajos de interconexión en esta sección

son:

a) Materiales

DESCRIPCIÓN CANT. UNID.

Empaques espirometálicos 12” ANSI 900 2 U

Espárragos 8 U

Neopreno 1 Plancha

Bentonita 2 Qq

Fajas de izaje 4”x4m tipo U 22000 Lb., tipo I 11000 Lb. 4 U

Fajas de izaje 6”x4m tipo U 33000 Lb. tipo I 16000 Lb. 4 U

Weldolet 12” x 2” 1 U

Extensiones eléctricas 10m 3 U

Electrodos 60-10 35 U

Electrodos 80-10 50 U

Disco desbaste ¼ 2 U

Disco desbaste 3/16 2 U

Disco corte 2 u

Gratas 2 u

Cinta Scapa Blanca 1 rollo

Cinta Scapa Negra 1 rollo

Válvula de retención 2” 1 u

Fuente: ARB Ecuador


Nota: como herramienta menor se considera: esmeril (4), oxicortes (2), cortafrío (2) y

biseladoras (2)

117

b) Equipos


Excavadora 2 U

Camioneta 4x4 1 u

Moto soldadoras 4 u

Generador 2 u

Tanquero combustible de 4000 galones 4 u

Tanquero estacionario de 10000 galones 1 u

Equipo hot – tapping 1 u

Fuente: ARB Ecuador


c) Personal.

DESCRIPCIÓN CANT.

Superintendente 1

Supervisor de fase 2

Supervisor de gestión de la calidad 2

Supervisor de Salud, Seguridad y Ambiente 3

Alineador 2

Operadores de maquinaria 2

Soldador API 4

Esmeriladores 4

Ayudantes 4

Chofer 1

Mecánico 2

Obreros 10

Fuente: ARBEcuador Autor: José Vivanco

118

d) Herramienta menor


Llaves de Golpe para Bridas de 12” 1 u

Combos antichispas 2 u

Herramienta menor 10 u

Fuente: ARB Ecuador


4.1.2.5 APERTURA Y CIERRE DE VÁLVULAS POR PARTE DE

PETROCOMERCIAL.

El personal de Petrocomercial opera las válvulas en las diferentes abscisas en las

que se encuentran ubicadas, realizando las siguientes maniobras en cada una de

ellas: 206+500: apertura de válvula de retención 210+100: apertura de válvula

de bloqueo 213+200: apertura de válvula de retención 216+186: apertura de

válvula de retención Fig2. Válvula de retención 210+100 Fig3. Válvula de

retención 216+186 Fig4. Válvula de retención 206+500 Tomar en cuenta que las

cuatro válvulas son operadas al mismo tiempo, para evitar la caída del peso de

columna del producto.

119

4.1.2.6 EVACUACIÓN DEL COMBUSTIBLE.

Para la sección 7:

• Se accionarán las válvulas la del 210+100 (retención) y la del 213+200

(bloqueo) por parte de Petrocomercial

• El combustible que queda retenido desde la abscisa 210+100 hasta

213+200, posteriormente es evacuado enviando un poly-pig (raspador de

tubería).

• Se accionará la válvula del 206+500 para retención del combustible, por

parte de PETROCOMERCIAL

• Para proceder con la evacuación de combustible en el sitio de

interconexión es necesario evacuar desde la abscisa 206+500 hasta

210+100, mediante un hot – tapping 2” NPS (12 horas), ubicado

207+700 un recorrido 3.6Km que representa 72000 galones de diesel

(1700 Bls), para la evacuación de combustible se utilizará 4 tanqueros de

4000 galones y un tanque estacionario de 10000 galones, tiempo de

evacuación retorno de combustible a la Estación de Bombeo “Faisanes”

capacidad de almacenamiento tanque de alivio: 70000 galones) 24 horas,

esta planificado que ultimo viaje de los 4 tanqueros de 4000 galones,

aproximadamente 16000 galones evacue el producto directamente en

Santo Domingo. Fig5. Hot – tapping 2” NPS - 207+700

120

4.1.2.7 REALIZACIÓN DE HOT-TAPPING.

Para evacuación del producto de la línea se realiza Hot-tapping (ver Grafico No

33) en las abscisas 207+200 y agua arriba de la válvula ubicada 214+150, se

procede como sigue:

• Se instala dos abrazaderas unidas por medio de pernos

• La abrazadera que va en la parte superior del tubo tiene una perforación

de 2” NPS de diámetro con un niple roscado soldado.

• Instalamos el tapping-machine sobre la tubería y procedemos con la

perforación del tubo.

• Realizada la perforación, desmontamos la maquina y verificamos la

presencia del producto en este punto.

Gráfico No 33 Realización de un hot- tapping

Fuente: ARB Ecuador


121

4.1.2.8 ELABORACIÓN DE TIE-IN EN LAS ABSCISAS 206+520,

207+140, 207+789

a) Corte en frío.

• Identificamos los puntos a elaborar los tie-in y las interconexiones.

• Con el equipo topográfico marcamos el sitio de corte.

• Aseguramos por medio de fajas la tubería a ser cortada o anclamos y

apuntalamos con esto impedimos que al provocar el corte la tubería no

produzca algún cabeceo y golpee al personal involucrado.

• Instalamos la cortadora en frío y la posicionamos en la marca de corte.

• Con movimientos alternados, cortamos el material de la tubería.

b) Preparación de bisel, alineado, soldadura y radiografía industrial.

• Realizado el corte en frío de la tubería existente, biselamos y preparamos

la tubería existente así como también la nueva línea.

• Con la ayuda de dos máquinas (excavadoras), alineamos estas dos

tuberías.

c) Hot tapping 2”

• Juntamos los biseles de estas dos líneas, dejando la luz necesaria para

efectuar la soldadura.

• Cerramos esta junta por medio de soldadura, con su respectiva

identificación.

122

• Terminada la unión mediante soldadura, procedemos a realizar

radiografía industrial en esta junta.

• Liberación de la radiografía de la junta soldada.

d) Recubrimiento con primera, cinta y tapado de la línea.

Gráfico No 34 Recubrimiento de tubería


• Obtenidos los resultados radiográficos positivos, lijamos y limpiamos el

tramo intervenido.

• Aplicamos una capa de primer, para luego cubrir con cinta, dos capas de

protección (anti corrosiva y mecánica) ver Grafico No 34.

• Comprobamos el aislamiento dieléctrico con el Holliday.

• Procedemos con el tapado del tramo y re conformación del lugar.

123

4.1.2.9 ELABORACIÓN DE “TIE-IN” EN LA ABSCISA 214+150.

(VÁLVULA DE RETENCIÓN Y DRENAJE)

• Desmontamos la válvula antigua, con la ayuda de una excavadora.

• Alineación y soldadura de las bridas de las válvulas a colocar en el nuevo

poliducto.

• Radiografía industrial de las juntas soldadas

• Liberación de la radiografía de la junta soldada.

• Instalación de válvulas

• Alineamos la junta bridada.

• Ajuste y torque de los pernos de la brida

Nota: Previa a ejecución de los trabajos de interconexión se realiza una

adecuación del área de trabajo, con la respectiva la instalación de piscinas,

cubetos, lainer y tanque estacionario 10000 galones.

4.1.2.10 SEGURIDAD, SALUD Y MEDIO AMBIENTE.

a) Actividades previas a los trabajos.

• Reconocimiento, inspección del sitio de trabajo.

• Verificar el estado del camino, puentes, áreas pobladas y tener un carro

grúa.

• Reunión previa a los trabajos.

124

• Capacitación en el plan de contingencia.

• Inspección de tanqueros, equipo de trabajo y accesorios.

• Construcción de cubetos.

• Construcción de un remanso de río, en el lugar de la evacuación cerca al

río como en la 214+150, donde serán ubicados tres cuellos de ganso.

• Ubicación del equipo y material.

• Delimitación del área de trabajo.

Para iniciar la actividad, se requirió de un permiso de trabajo aprobado por

Petrocomercial, que responde a una planificación inicial y ser llenado por la

supervisión involucrada en la actividad.

Luego se realiza la charla pre-jornada, en la cual se identifican los principales

peligros y se evalúa los riesgos, tomando en cuenta los equipos a usarse, las

condiciones del trabajo, el combustible a manipular y almacenar y los equipos

de protección personal y colectivo disponibles en el sitio. Se realiza el “Análisis

de Trabajo Seguro” (ATS) (RGPG-SSA-02-02), que lo efectúa el supervisor a

cargo del trabajo conjuntamente con el personal y supervisor de seguridad.

b) Gestión de seguridad


caídas al mismo y diferente nivel, golpes, cortes al trabajar con herramienta

menor, atropellamientos, arrollamientos tanto por vehículos como por el equipo

125

pesado, riesgos eléctricos, quemaduras, ingreso de objetos extraños a los ojos,

lesiones de manos, contaminación con combustible, explosión, incendio.

Las normas de seguridad a cumplir por parte de todos los trabajadores asignados

a los diferentes puntos de las fases de interconexión son las siguientes:

• El personal tiene el área de trabajo limpia, ordenada.

• Inspeccionar el lugar para iniciar los trabajos.

• Mantener la concentración en las diferentes actividades.

• Tener equipo de protección colectiva disponible: cinta de seguridad,

letreros para señalización, paleteros, dotación de agua fresca y potable,

botiquín de primeros auxilios, etc.

El personal debe usar el equipo de protección:

• Casco


• Zapatos de seguridad

• Protectores auditivos

• Ropa de seguridad adecuada para cada actividad.

• Guantes de protección, de acuerdo a cada actividad.

• Equipo de protección especial para actividades de soldadura y oxicorte.

126

4.1.2.11 MATERIALES, HERRAMIENTAS, EQUIPOS Y PERSONAL.

Se cuenta en cada uno de los puntos de descarga con los siguientes equipos,

herramienta, materiales y personal capacitado.

a) Materiales.

MATERIALES Y HERRAMIENTAS CANT. UNIDAD

Bomba de achique anti explosión a diesel con mangueras.

Extintores de 125 libras dos por cada punto.

Material de contingencia:

Paños absorbentes

Material absorbente biodegradable

Salchichas

Explosímetro

Overoles blancos desechables

Sacos de polietileno

Tambores de 55 galones vacíos

Mascarillas para vapores orgánicos

Linternas anti explosión.

Guantes de nitrilo

Palas, picos y barras

Baldes de 5 galones.

Embudos

Plástico

Linner

Fundas de plástico

Generador

Torre de iluminación

Auto tanques.

Vaccum.

Tanques de armado rápido de 2000 galones

1

2

50

20

10

1

20

200

10

40

4

40

10

10

5

1

1

100

1

1

1

1

1

u

u

u

u

u

u

u

u

u

u

u

Pares

u

u

u

Rollo

Rollo

u

u

u

u

u

u


127

b) Equipos.

EQUIPOS CANT.

Camioneta

Volqueta

Ambulancia

Furgoneta

1

1

1

1


4.1.2.12 PERSONAL BÁSICO DE CAPACITADO EN UN PLAN DE

CONTINGENCIA.

Se aplica el “Procedimiento de seguridad para perforación en caliente” (PO-

SSA-26) y el “Compendio de normas de seguridad e higiene industrial de

Petroecuador”.

a) Gestión de salud

Se aplica el “Procedimiento de salud preventiva” (PO-SSA-46).

b) Gestión ambiental

En la gestión ambiental se aplica el “Procedimiento de manejo de desechos”

(PO-SSA- 34”, “Procedimiento para control de derrames” (PO-SSA-36),

“Procedimiento para manejo de suelos contaminados” (PO-SSA-35), “Plan de

128

respuesta ante emergencias para el proyecto cambio de tubería y válvulas en el

poliducto El Beaterio-Santo Domingo” (PG-SSA-05-P).

Con respecto al medio ambiente los desechos sólidos, líquidos comunes y

peligrosos generados mientras dure la ejecución de esta actividad, deben ser

debidamente clasificados y retirados a un sitio de almacenamiento temporal,

hasta que se efectúe su evacuación y disposición final.

c) Personal

PERSONAS CANT.

Supervisor SSA

Supervisor Calidad

Supervisor

Montador

Ayudantes

Medico

Paramédico

Chofer

3

1

1

1

4

1

1

1

Fuente: ARB Ecuador


129

RESULTADOS

Mediante la aplicación de los procesos mencionados en este trabajo, se realizo el cambio de tubería y de esta manera se verifica su efectividad tal como el incremento de caudal, un mejor funcionamiento etc. del poliducto así lo podemos visualizar en la siguiente tabla que nos indica los resultados obtenidos.

Tabla No 12. RESULTADOS OBTENIDOS.*

INCREMENTO DE PRODUCTIVIDAD ANTES ACTUAL INCREMENTO BRLS/DIA

BRRL TRANSPORTADOS / DIA 36000 48000 12000 INCREMENTO DEL CUMPLIMIENTO DE LA DEMANDA ESPERADA

TIEMPO EMPLEADO EN HORAS PARA TRANSPORTAR 48000 BRLS 32 24 - 8 horas

Fuente: EPPetroecuador.


Nota: * Información obtenida en EPPetroecuador.

RESULTADOS OBTENIDOS POR EL CAMBIO DE TUBERIA ANTERIOR ACTUAL

INCREMENTO DE CAUDAL (BRLS / HORA) DIESEL 1500 2000

GASOLINA 2000 2300

MENOR RANGO DE INTERFASES NO SI

MEJOR FUNCIONAMIENTO DE LOS GRUPOS DE BOMBEO (RMP) 800 840

MAYOR ABASTECIMIENTO DE COMBUSTIBLE A TERMINAL BEATERIO NO SI

AUMENTO DE LA SEGURIDAD EN EL TRANSPORTE DEL COMBUSTIBLE NO SI

MEJOR EMPAQUETAMIENTO DEL PRODUCTO LO QUE SIGNIFICA MENOR CORROSIÓN, NO EXISTE GOLPES DE ARIETE NO SI

SE ELIMINA PRESIONES NEGATIVAS SI NO

SE ELIMINA EL EFECTO CASCADA / SIFON SI NO

INCREMENTO EN LAS PRESIONES DE DESCARGA EN LAS ESTACIONES NO SI

REDUCCIÓN DE PÉRDIDAS HIDRAÚLICAS NO SI

REDUCCIÓN DE COSTOS PARA INSPECCIÓN TÉCNICAS NO SI

SE REINICIO EL ENVIO DEL EQUIPOS DE LIMPIEZA BEATERIO NO SI

CAPÍTULO V

130

CAPÍTULO V

CONCLUSIONES

1. Todo proceso bien desarrollado deberá tener siempre un plan de operación

en cual se involucre a las áreas más representativas e importantes.

2. Un factor fundamental en este tipo de trabajo es la preparación del área de

Seguridad Industrial con todos los equipos necesarios y el cumplimiento de

la Normativa Ambiental.

3. Pese al adecuado proceso de mantenimiento no se puede desechar el tiempo

de vida útil de elementos como: tuberías, válvulas, etc. Ya que esto implica

correr riesgos innecesarios en la operación.

4. El trabajo de un tecnólogo en Petroecuador no solo se rige a la operación en

un cuarto de control sino al conocimiento en campo de trabajos de

mantenimiento preventivo y correctivo como el detallado en esta tesis.

5. El sistema de operación luego de este trabajo incremento el caudal en 2000

bl/h a 2300 bl/h (barriles por hora), con gasolina, y de diesel de 1500 bl/h a

2000 bl/h, lo que implica tomar en cuenta una mejor provisión de productos

limpios a las terminales para la comercialización de los mismos.

6. Este trabajo realizado pese a estar a cargo de una compañía contratista ARB

Ecuador. Ltda. Estuvo siempre fiscalizado por personal del entonces

Petrocomercial, lo que permitió mantener condiciones operativas apropiadas

en todo momento.

131

RECOMENDACIONES

Se recomienda:

1. Trabajos realizados como el mencionado en esta tesis están programados

para los restantes poliductos que maneje EP Petroecuador a futuro por lo

que es importante enmendar los errores cometidos en este trabajo de tal

magnitud a fin de que los tiempos planteados se cumplan oportunamente.

2. Deberá evaluarse oportunamente mediante raspadores inteligentes el estado

de esta tubería, a fin de optimizar su uso y no llegar a extremos como el

actual que ocasiono el desgaste de la tubería.

3. Es recomendable antes de que estos contratos se ejecuten y se asignen, estos

trabajos se verifique la capacidad operativa de las empresas que las van a

realizar al igual de las subcontratadas de las mismas ya que es notorio la

capacidad operativa entre una empresa del mismo ramo y otra improvisada.

4. La planificación de los trabajos deben tener una antelación de por lo menos

unos tres meses, cuando se va a parar el abastecimiento a un terminal de

productos limpios ya que de no hacerlo esto podría ocasionar

desabastecimiento de producto a los clientes de los mismos.

5. El trabajo en el campo es una aplicación de los conocimientos adquiridos así

que es recomendable que el tecnólogo conozca los procesos para cuales han

sido preparados a fin de que su respuesta sea óptima y valedera al tomar

decisiones en los procesos operativos mencionados.

132

GLOSARIO

Soldadura.- Es la unión de dos metales que puede originarse por: la aplicación de calor,

con o sin fusión; con o sin adición de metal de aporte.

Evacuación.- Desalojo o retiro de combustible de una línea en producción,

temporalmente despresurizada, para el presente caso comprende el producto diesel.

By pass.- Ruta, segmento adicional o alterno que permite el paso de combustible,

cuando existe interrupción en un trazado original.

Hot tapping.- Procedimiento mediante el cual se produce una perforación en una

tubería en operación, para nuestro caso el producto estará en reposo.

Poly-pig o “chancho de limpieza”.- Accesorio que se emplea como tapón que se

introduce en el interior de la tubería, provocando un estancamiento interno, con el fin de

dar un movimiento de fluido dentro de la tubería mediante el uso de aire a presión.

Corte en frío.- Método empleado para realizar cortes en tramos de tubería con la

ausencia de cualquier material inflamable.

Sección.- Tramo de línea nueva o existente.

Obra especial.- Trabajos que reviertan mayor dificultad en las actividades, que lo

normal de una instalación de línea de tubería.

Atmósfera peligrosa.- Conjunto de gases en suspensión en la atmósfera y de fácil

ignición.

Trabajo en caliente.- Actividad que genera calor o chispa.

Excavación manual.- Es la actividad relacionada con el retiro de suelo compactado y/o

suelto que se la ejecuta con la ayuda de personal y herramienta menor.

Drenajes.- Son los trabajos necesarios para mantener con la menor humedad posible el

área de trabajo.

133

Spool.- Parte o sistema mecánico de tuberías soldadas y/o empernadas

API: American Petroleum Institute

ASME: American Society of Mechanical Engineers

SMAW: Shielded Metal Arc Welding.

GTAW: Gas Tungsten Arc Welding.

GMAW: Gas Metal Arc Welding.

WPS: Welding Procedure Specification.

PQR: Procedure Qualification Record.

WPQ: Welder Performance Qualification.

END: Ensayos no destructivos.

134

BIBLIOGRAFÍA

Documentos de referencia

PG-SIG-09: Calibración de equipos de medición;

PO-SSA-05: Uso y mantenimiento de EPP;

PO-SSA-18: Procedimiento de seguridad para uso de herramientas manuales;

PO-SSA-34: Procedimiento para manejo de residuos;

PO-SSA-46: Procedimiento de salud preventiva;

RG-PG-SSA-02-02: Análisis de Trabajo Seguro;

Páginas Web

www.petroecuador.com

ANEXOS

Anexo No 1 Especificaciones del procedimiento de soldadura

Fuente: ARB Ecuador


Anexo No 2 Registro de Calificaciones de Procedimientos

Fuente: ARB Ecuador CIA. Ltda. Autor: José Vivanco

Anexo No 3 RG-PO-PML-05-01-2008117: Seguimiento de ensayos no

destructivos


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