FACULTAD DE CIENCIAS DE LA INGENIERÍA CARRERA...
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I
II
UNIVERSIDAD TECNOLÓGICA EQUINOCCIAL
FACULTAD DE CIENCIAS DE LA INGENIERÍA
CARRERA DE TECNOLOGÍA DE PETRÓLEOS
TEMA:
“DESARROLLO DEL MANUAL DE SEGURIDAD PARA PRUEBAS
HIDROSTÁTICAS EN TANQUES Y TUBERÍAS DE TRANSPORTE DE
PETRÓLEO O SUS DERIVADOS EN EL AÑO 2011”
TESIS DE GRADO PREVIA LA OBTENCIÓN DEL TÍTULO DE
TECNÓLOGA DE PETRÓLEOS.
Elaborado por: Grace Elizabeth Caza Valencia
Director de Tesis: Ing. Raúl Baldeón López.
Quito – Ecuador
2011
III
DECLARACIÓN
Del contenido delpresente trabajo se responsabiliza la autora.
______________________________________
GRACE ELIZABETH CAZA VALENCIA
IV
CERTIFICACIÓN
Certifico que la presente tesis de grado fue elaborada en su totalidad por la
señorita, GRACE ELIZABETH CAZA VALENCIA.
Ing. Raúl Baldeón
DIRECTOR DE TESIS
V
AGRADECIMIENTO
En primer lugar a Dios, por darme salud y vida cada día, a mi abuelito por haberme
enseñado que lo más importante en la vida no llega fácil sino que se lo logra con trabajo
duro y siempre siendo honestos, a mi querida madre que cada día me da ánimos para
cumplir mis metas y por ser el motor de mis más grandes sueños, a mis hermanos por
acompañarme siempre y ser mi gran apoyo, a mi querido tío Arce porque gracias a sus
consejos me dio la fuerza para levantarme a pesar de las caídas.
Al Ing. Raúl Baldeón por ser más que un profesor un amigo, en el cual siempre encontré
las palabras precisas en todo momento, aquellas que complementaron mi crecimiento no
solo profesional sino personal.
A la Universidad Tecnológica Equinoccial, como a sus profesores que cada día me
transmitieron sus acertados conocimientos, que ayudaron a que culmine mi carrera.
Grace
VI
DEDICATORIA
Este trabajo lo dedico de manera muy especial a mi papito Pedro (+) que desde pequeña
me enseño que lo mejor está reservado para los que pelean, luchan y son honestos cada
día, a mi mamita Gloria por ser mi ejemplo a seguir, a mi madre por su esfuerzo,
dedicación, comprensión y sobre todo por el gran amor que siempre me ha dado, una
vez más a mi querido tío Arce por ser más que mi tío, mi padre, por siempre tener el
consejo adecuado a lo largo de mi vida y por todo el apoyo que me ha dado siempre, a
mis hermanos, mis primos, pero en especial para mis primos hermosos Mateo y Pancho
por regalarme la ilusión de su mirada y sus ganas de vivir.
Grace
VII
ÍNDICE GENERAL
CARÁTULA ............................................................................................................... II
DECLARACIÓN ....................................................................................................... III
CERTIFICACIÓN ..................................................................................................... IV
AGRADECIMIENTO ................................................................................................ V
DEDICATORIA ........................................................................................................ VI
ÍNDICE GENERAL ................................................................................................ VII
ÍNDICE DE CONTENIDOS .................................................................................. VIII
ÍNDICE DE FIGURAS ............................................................................................ XV
ÍNDICE DE CUADROS ......................................................................................... XVI
ÍNDICE DE ECUACIONES ..................................................................................XVII
ÍNDICE DE ANEXOS ......................................................................................... XVIII
RESUMEN ............................................................................................................. XIX
SUMMARY ............................................................................................................ XXI
VIII
ÍNDICE DE CONTENIDOS
CAPÍTULO I ............................................................................................................... 1
1. INTRODUCCIÓN ................................................................................................... 1
1.1 OBJETIVO GENERAL .............................................................................................. 2
1.2 OBJETIVOS ESPECÍFICOS ..................................................................................... 2
1.3 JUSTIFICACIÓN........................................................................................................ 2
1.4 IDEA A DEFENDER ................................................................................................. 3
1.4.1 Identificación de variables ................................................................................... 3
1.4.1.1 Variables Independientes: ............................................................................. 4
1.4.1.2 Variables Dependientes: ............................................................................... 4
1.4.2 Identificación de Indicadores ............................................................................... 4
1.5 MARCO DE REFERENCIA...................................................................................... 4
1.5.1 Marco Teórico ...................................................................................................... 4
1.5.2 Marco Conceptual ................................................................................................ 5
1.6 METODOLOGÍA ....................................................................................................... 6
1.6.1 Diseño o tipo de investigación ............................................................................ 6
1.6.2 Métodos de investigación .................................................................................... 6
1.6.2.1 Método de observación científica................................................................. 6
1.6.2.2 Método Deductivo ......................................................................................... 6
1.6.3 Técnicas de investigación .................................................................................... 6
CAPÍTULO II .............................................................................................................. 8
2. NORMAS Y CÓDIGOS APLICABLES ................................................................. 8
IX
2.1 Generalidades .............................................................................................................. 8
2.1.1 Definiciones .......................................................................................................... 8
2.2 Clasificación de las normas ...................................................................................... 11
2.3 Normas Nacionales e Internacionales ...................................................................... 12
2.4 Normas API ............................................................................................................... 14
2.4.1 API-SPEC-5A-(1987) ........................................................................................ 14
2.4.2 API-SPEC-5AX-(1987) ..................................................................................... 16
2.4.3 API-BULL-5C2-(1987) ..................................................................................... 16
2.4.4 API-SPEC-6A-(1986) ........................................................................................ 17
2.4.5 API-RP-7G-(1987) ............................................................................................. 17
2.4.6 API-RP-14E-(1984) ........................................................................................... 18
2.4.7 API-RP-53-(1984) .............................................................................................. 19
2.4.8 API-STD-660-(1982) ......................................................................................... 20
2.4.9 API-SDT-661-(1978) ......................................................................................... 20
2.4.10 API-RP-1110-(1981) ........................................................................................ 21
2.4.11 API 620 ............................................................................................................. 22
2.4.12 API 650 ............................................................................................................. 23
2.4.13 API 653 ............................................................................................................. 24
2.4.14 API-RP-1111-(1976) ........................................................................................ 25
2.5 NORMAS ANSI........................................................................................................ 26
2.5.1 ANSI B31.1 –(1986) .......................................................................................... 27
2.5.2 ANSI B31.3 –(1984) .......................................................................................... 28
2.5.3 ANSI B31.4 –(1979) .......................................................................................... 29
2.5.4 ANSI B31.5 –(1983) .......................................................................................... 31
X
2.5.5 ANSI B31.8 –(1986) .......................................................................................... 32
2.5.6 ANSI B16.5 –(1981) .......................................................................................... 34
2.6 NORMAS ASME ...................................................................................................... 34
2.6.1 ASME .................................................................................................................. 35
CAPÍTULO III ........................................................................................................... 39
3. FUNDAMENTACIÓN TEÓRICA ........................................................................ 39
3.1 EQUIPOS SOMETIDOS A PRUEBAS .................................................................. 39
3.1.1 Tuberías ............................................................................................................... 39
3.1.1.1 Fabricación................................................................................................... 39
3.1.2 Criterios generales de selección de tubería ....................................................... 40
3.1.3 Tuberías de perforación (Drill Pipe) ................................................................. 41
3.1.3.1 Partes principales de una tubería de perforación ....................................... 42
3.1.3.2 Tuberías de revestimiento ........................................................................... 43
3.1.3.2.1 Descripción ........................................................................................... 43
3.1.3.2.2 Tubería guía .......................................................................................... 45
3.1.3.2.3 Tubería de superficie ............................................................................ 45
3.1.3.2.4 Tubería Intermedia ............................................................................... 46
3.1.3.2.5 Tubería de producción .......................................................................... 47
3.1.3.2.6 Liner ...................................................................................................... 47
3.1.3.2.7 Función .................................................................................................. 48
3.1.3.3 Criterios generales para la selección de tubería ........................................ 48
3.1.3.4 Tubería de producción (Tubing) ................................................................. 49
3.1.3.4.1 Descripción ........................................................................................... 49
XI
3.1.4 Tanques ............................................................................................................... 51
3.1.4.1 Descripción de los tanques de almacenamiento ........................................ 52
3.1.4.1.1 Tanques Verticales ............................................................................... 53
3.1.4.1.2 Tanques Horizontales ........................................................................... 54
3.1.4.1.3 Esferas ................................................................................................... 55
3.1.5 Recipientes de presión ....................................................................................... 57
3.1.6 Intercambiadores de Calor ................................................................................. 58
3.1.7 Válvulas .............................................................................................................. 60
3.1.8 Cabezal de pozo .................................................................................................. 61
3.1.9 Equipo Impiderrventones (“Blow-out Preventer) ............................................ 64
3.2 Fundamento teórico de la prueba ............................................................................. 65
3.2.1 Pruebas Hidrostáticas (Ph) ................................................................................. 65
3.2.2 Presión de diseño (Pd)........................................................................................ 65
3.2.3 Presión de operación (Po) .................................................................................. 65
3.2.4 Presión de Prueba hidrostática(Pph) ................................................................. 65
3.2.5 Desalojo de agua ................................................................................................ 65
3.2.6 Registrador de presión ....................................................................................... 66
3.2.7 Temperatura de diseño (Td)............................................................................... 66
3.2.8 Temperatura de operación (To) ......................................................................... 66
3.2.9Temperatura de prueba (Tp) ............................................................................... 66
3.2.10 Recalificación “Rerating” ................................................................................ 66
3.2.11 Reparación mayor ............................................................................................ 67
XII
CAPÍTULO IV........................................................................................................... 68
4. APLICACIÓN DE LAS NORMAS EN LAS PRUEBAS HIDROSTÁTICAS ..... 68
4.1 Especificaciones preliminares de la Prueba ............................................................. 68
4.1.1 Responsabilidades .............................................................................................. 68
4.2 Procedimiento ............................................................................................................ 69
4.2.1 Preparaciones Preliminares ................................................................................ 69
4.2.2 Especificaciones técnicas de la Línea ............................................................... 70
4.2.3 Plan de Prueba .................................................................................................... 70
4.2.4 Limpieza ............................................................................................................. 71
4.2.4.1 Limpieza y calibración Fase 1 .................................................................... 72
4.2.4.2 Limpieza y llenado Fase 2 .......................................................................... 73
4.2.5 Llenado de línea ................................................................................................. 73
4.2.6 Presurización ...................................................................................................... 74
4.2.7 Prueba .................................................................................................................. 76
4.2.8 Desalojo de agua ................................................................................................ 77
4.3 Características del fluido de prueba ......................................................................... 77
4.4 Especificaciones Técnicas para cada uno de los Equipos....................................... 79
4.4.1 Tuberías ............................................................................................................... 79
4.4.1.1 Norma General ............................................................................................ 79
4.4.1.2 Limitaciones y Excepciones ....................................................................... 83
4.5 Líneas en miniplantas, Plantas de Proceso, Patios de Tanques, Líneas de Gas,
Planta Eléctrica ................................................................................................................ 83
4.6 Líneas en Estaciones de flujo, múltiples de producción y verticales ..................... 85
4.7 Líneas de recolección, distribución e inyección de gas, múltiples de gas ............. 85
XIII
PRESIÓN MÍNIMA ............................................................................................ 86
DE PRUEBA ........................................................................................................ 86
4.8 Líneas de crudo, crudo condensado, hidrocarburos líquidos y líneas de agua ...... 87
4.9 Líneas de bombeo de crudo, de recolección, de distribución y de inyección de gas
.......................................................................................................................................... 87
4.10 Líneas de Vapor....................................................................................................... 89
4.11 Líneas de perforación: Tuberías de Revestimiento (“Casing”) y Tuberías de
Producción (“Tubing”) ................................................................................................... 89
4.12 Cabezales de los pozos (“Arbolitos de Navidad”) ............................................... 90
4.13 Equipo Preventores de Reventones (“Blow-out Preventer) ................................. 91
4.13.1 Pruebas Hidráulicas de las válvulas impide reventones ................................ 91
4.14 Recipientes de presión ............................................................................................ 94
4.15 Intercambiadores del calor ...................................................................................... 95
4.16 TANQUES DE ALMACENAMIENTO DE COMBUSTIBLES ........................ 96
4.16.1 Procedimiento ................................................................................................... 96
4.16.2 Prueba En Tanque De Almacenamiento De Combustible ............................. 97
4.16.3 Finalización De La Prueba En Tanque De Almacenamiento De Combustible
....................................................................................................................................... 97
4.17 Consideraciones de Seguridad, salud y Medio Ambiente .................................... 98
4.17.1 Seguridad y Salud............................................................................................. 98
4.17.1.1 Seguridad ................................................................................................... 98
4.17.1.2 Salud ......................................................................................................... 104
4.17.2 Medio Ambiente ............................................................................................. 106
XIV
CAPÍTULO V .......................................................................................................... 107
5.1 CONCLUSIONES .................................................................................................. 107
5.2RECOMENDACIONES .......................................................................................... 108
GLOSARIO ................................................................................................................... 110
GLOSARIO ................................................................................................................... 110
BIBLIOGRAFÍA ........................................................................................................... 113
BIBLIOGRAFÍA ........................................................................................................... 113
ANEXOS ....................................................................................................................... 115
XV
ÍNDICE DE FIGURAS
Fig.1 Almacenamiento de tubería ...................................................................................... 41
Fig. 2 Partes de una tubería de perforación ....................................................................... 42
Fig. 3 Tubería de perforación ............................................................................................. 43
Fig. 4 Diferentes configuraciones de tubería de revestimiento ........................................ 44
Fig. 5 Proceso de distribución desde el pozo productos hasta la comercialización ........ 50
Fig. 6 Tanque vertical ......................................................................................................... 53
Fig. 7 Tanque horizontal ..................................................................................................... 55
Fig. 8 Esfera ......................................................................................................................... 57
Fig. 9 Intercambiador de Calor ........................................................................................... 59
Fig. 10 Tipos de Válvulas ................................................................................................... 61
Fig. 11 Cabezal de Pozo ...................................................................................................... 63
Fig. 12 BOP ......................................................................................................................... 64
Fig. 13 EPP´s ..................................................................................................................... 103
Fig. 14 Botiquín de Primeros Auxilios ............................................................................ 105
XVI
ÍNDICE DE CUADROS
Tabla 1. Clasificación del área ........................................................................................... 86
Tabla 2.- Límites permisibles en el punto de descarga de efluentes (descargas líquidas)
............................................................................................................................................ 100
Tabla 3.- Límites permisibles en el punto de control en el cuerpo receptor (inmisión) 101
XVII
ÍNDICE DE ECUACIONES
Ecuación N.- 1 Espesor mínimo ......................................................................................... 82
Ecuación N.- 2 Presión de prueba ...................................................................................... 84
Ecuación N.- 3 Máxima presión de prueba........................................................................ 85
Ecuación N.- 4 Máxima presión de prueba........................................................................ 88
Ecuación N.- 5 Máxima presión de prueba........................................................................ 90
Ecuación N.- 6 presión mínima de prueba ......................................................................... 94
XVIII
ÍNDICE DE ANEXOS
Anexo N.- 1 Formato para registro de pruebas hidrostáticas ......................................... 115
Anexo N.- 2 Tanque Vertical............................................................................................ 115
Anexo N.- 3 Tanque Vertical FTNK 04 00 02 ................................................................ 116
Anexo N.- 4 Tanques de Almacenamiento de Diesel ..................................................... 117
Anexo N.- 5 Tubería.......................................................................................................... 118
Anexo N.- 6 Zona de despacho de combustible .............................................................. 119
Anexo N.- 7 Arreglo de válvulas ...................................................................................... 120
Anexo N.- 8 Manómetros ................................................................................................. 121
Anexo N.- 9 Líneas de alimentación ................................................................................ 122
Anexo N.- 10 Válvulas Check .......................................................................................... 123
Anexo N.- 11 Válvula Check y Tubería .......................................................................... 124
Anexo N.- 12Tanque Horizontal TR TQ 235 .................................................................. 125
Anexo N.- 13 Cabezal de pozo ......................................................................................... 126
XIX
RESUMEN
La siguiente tesis tiene como objetivo principal desarrollar el manual de seguridad para
las pruebas hidrostáticas en tanques y tuberías de transporte de petróleo y sus derivados
en el período 2011, la cual consta de cinco capítulos que harán referencia a:
En el CAPÍTULO I se define los objetivos, justificación del tema y los métodos que se
van a utilizar en esta tesis.
En el CAPÍTULO II se realiza una explicación de las diferencias que existen entre lo
que son normas, especificaciones y diferentes códigos que rigen las industrias. De la
misma manera se describe el alcance de cada una de las normas que se usarán a lo largo
del desarrollo del manual.
En el CAPÍTULO IIIse realiza una descripción de los diferentes equipos a los cuales
se les somete a pruebas hidrostáticas.
En el CAPÍTULO IV se hace una descripción de las diferentes normas de seguridad
que se presentan para cada uno de los equipos que se utiliza en la industria petrolera.
Finalmente en el CAPÍTULO V se realiza las conclusiones, recomendaciones y anexos
de acuerdo a esta tesis.
Hay que resaltar la importancia de conocer las diferentes normas que se deben utilizar
en la realización de este trabajo, la realidad del almacenamiento y transporte de
XX
productos para así definir las características correctas de los equipos utilizados y
establecer el cumplimiento normativo en las operaciones, factores de suma importancia
al fin de no incurrir en incumplimientos ante el ente de control.
El presente trabajo tiene como objetivo fundamental el documentar cada una de las
normas que rigen el proceso de pruebas hidrostáticas y de mejora continua que se
ejecuta en las áreas de almacenamiento y transporte de derivados de petróleo por parte
de las diferentes empresas que dedican su labor a estas acciones.De igual manera
presenta de manera enfática procedimientos a seguir que dictan las áreas de seguridad
industrial, salud laboral y medio ambiente para un desempeño óptimo de las
operaciones.
XXI
SUMMARY
The following thesis has a main objective is to develop a safety manual for hydrostatic
testing of tanks and pipelines carrying oil and its derivatives in the period 2011, which
consists of five chapters which refer to:
In CHAPTER I defines the objectives, justification of the subject and the methods to
be used in this thesis.
In CHAPTER II involves an explanation of the differences between what are the
standards, specifications and codes governing different industries. In the same way
described the scope of each of the standards used throughout the development of the
manual.
In CHAPTER III is a description of the different teams to which they are subjected to
hydrostatic testing.
In CHAPTER IV provides an overview of the different safety standards are presented
for each piece of equipment used in the oil industry.
Finally in CHAPTER V is made conclusions, recommendations and appendices
according to this thesis.
XXII
We must highlight the importance of knowing the different standards to be used in
carrying out this work, the reality of storage and transportation of products to define the
correct characteristics of the equipment used and establish regulatory compliance in
operations, factors great importance to the order not in default before the watchdog.
This paper's main purpose is to document each of the rules governing the process of
hydrostatic testing and implementing continuous improvement in the areas of storage
and transportation of petroleum products by different companies that devote their efforts
to these actions. Similarly emphatically has to follow procedures that dictate the areas of
industrial safety, occupational health and environment for optimal performance of
operations.
CAPÍTULO I
1
CAPÍTULO I
1. INTRODUCCIÓN
La industria petrolera día a día explota, produce, transporta, almacena y comercializa
crudo hasta productos derivados de este, por tuberías y tanques respectivamente. Para
los operadores de las diferentes áreas especialmente en terminales y poliducto en sí, es
de suma importancia que estos equipos estén en óptimas condiciones para su operación.
A pesar de que se ha hecho pruebas posteriores en lo que se refiere a presión
hidrostática, muchas empresas no ejecutan estas de la manera adecuada lo que causa que
el equipo necesite en lapso de tiempo mucho más corto, una nueva prueba.
Es primordial controlar las pruebas hidrostáticas, para ello es necesario que se disponga
de un manual donde se estipule de forma acertada cada una de las normas que se debe
aplicar para la realización de las antes mencionadas pruebas. Teniendo en cuenta el
equipo al cual se someterá a la prueba y las condiciones en el que este opera.
La aplicación correcta de las normas en la ejecución de las pruebas hidrostáticas en
tanques y tuberías nos asegura un mayor rendimiento en los diferentes procesos que se
ejecutan a diario en la industria.
Las pruebas de presión hidrostática a pesar de su correcta ejecución no nos aseguran
fugas en la línea por ruptura de esta. La correcta aplicación y llevar de la mano normas
de seguridad en los procesos nos pueden ayudar significativamente el riesgo de sufrir
algún problema en las operaciones.
2
1.1 OBJETIVO GENERAL
Desarrollar un manual de normas de seguridad para pruebas hidrostáticas en tanques y
tuberías de transporte de petróleo o sus derivados, normalizando procedimientos a fin de
reducir riesgos y optimizar las operaciones.
1.2 OBJETIVOS ESPECÍFICOS
Establecer un manual con todos los procedimientos normalizados de acuerdo a la norma
aplicable para realizar las pruebas hidrostáticas a tuberías y tanques utilizados en las
áreas de operación de transporte de crudo y productos limpios a fin de sistematizar los
procesos de control.
Crear de acuerdo al análisis operativo de las actividades que se ejecutan en las pruebas
hidrostáticas, procedimientos delimitados que cumplan con los requerimientos
auditables de las pruebas hidrostáticas.
Presentar un análisis de que norma es la más adecuada de acuerdo al tipo de operación
para tenerla de guía en las pruebas hidrostáticas.
1.3 JUSTIFICACIÓN
Todas las dependencias técnicas, operacionales y administrativas dentro de cualquier
industria, deberían encaminar sus esfuerzos para desarrollar programas que permitan
controlar el correcto uso de las normas establecidas para las diferentes pruebas en
3
especial en las pruebas hidrostáticas realizadas en tanques y tuberías de transporte de
petróleo y productos limpios.
La correcta aplicación de las normas de seguridad en pruebas hidrostáticas en la
industria, tiene un gran interés, tanto por la incidencia económica que ellos representan,
así como por el impacto en el medio ambiente y en la calidad de vida de las áreas de su
influencia; por esta razón la presente investigación nos permitirá desarrollar de forma
correcta las diferentes normas de seguridad y conocer los diversos factores por los
cuales los procedimientos deben ser normalizados para obtener una correcta ejecución
en las diferentes tuberías de transporte y tanques de almacenamiento a nivel de todo el
país.
1.4 IDEA A DEFENDER
Para las diferentes áreas de operación de la industria petrolera, en especial para aquellas
empresas comercializadoras de crudo y sus derivados, las pruebas hidrostáticas son
parámetros sumamente importantes en el transporte y almacenamiento de los productos
antes mencionados, muchas veces por la mala ejecución de una prueba de este tipo, se
ha tenido que parar el bombeo, o tener fugas en tanques y tuberías; por esta razón se
recomienda disponer un manual que estipule las normas a seguir para obtener éxito en la
ejecución de las pruebas hidrostáticas.
1.4.1 Identificación de variables
Las variables a ser consideradas son:
4
1.4.1.1 Variables Independientes:
Manual de operaciones para pruebas hidrostáticas.
Levantamiento de procedimientos de acuerdo a los diferentes equipos a
realizar pruebas.
Definir la norma a usarse
1.4.1.2 Variables Dependientes:
Seguimiento al cumplimiento que indiquen las actividades operativas
de las pruebas hidrostáticas.
Presentar cuadros que indiquen las actividades, la codificación de los
resultados evaluados.
Cumplir con los requerimientos establecidos en la norma.
1.4.2 Identificación de Indicadores
Los indicadores a tomarse en cuenta son:
Almacenamiento de productos
Movimiento de producto en transporte
Programa de pruebas hidrostáticas
1.5 MARCO DE REFERENCIA
En este punto se detallará de manera general las definiciones básicas a ser usadas.
1.5.1 Marco Teórico
A prueba hidrostática es la manera común tales como de la cual los escapes se pueden
encontrar en recipientes de presión tuberías. Las pruebas hidrostáticas, por otra parte,
5
funcionamiento verifican los recipientes de la presión del líquido. Usar esta prueba
ayuda a mantener estándares de seguridad y durabilidad en un cierto plazo el recipiente.
Los pedazos nuevamente fabricados se califican inicialmente usando la prueba
hidrostática y re-se califican continuamente en usar de los intervalos regulares prueba de
presión de la prueba cuál también se llama prueba hidrostática modificada. La prueba
hidrostática es también una manera de la cual a presión de gas recipiente tal como a
cilindro de gas o a caldera se comprueba para escapes o defectos. La prueba es muy
importante porque tales envases pueden estallar si fallan al contener el gas comprimido
1.5.2 Marco Conceptual
Máxima Presión de Operación: Es la máxima presión de operación que puede
ocurrir en un sistema (tubería, equipo, etc.) durante el ciclo de operación del
proceso.
Norma: Conjunto de reglas para el dimensionamiento y cálculo de accesorios.
Presión de Diseño: Es la presión del fluido en el sistema (tubería, equipo, etc.) a
la condición, más severa (desfavorable) de presión y temperatura.
Presión de Operación: Es la presión a la que normalmente está sometido un
sistema (tubería, equipo, etc.) durante el ciclo de operaciones del proceso.
Temperatura de Diseño: Es la temperatura a la cual, para una determinada
presión, da como resultado el mayor “rating” que se requiere de acuerdo al
código aplicable.
Temperatura de Operación: Es la temperatura del fluido durante el ciclo
normal de operación del proceso.
6
1.6 METODOLOGÍA
A continuación se detallará los diferentes métodos y tipos de investigación que se
emplearon en el presente trabajo.
1.6.1 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.
1.6.2 Métodos de investigación
Para la elaboración de esta tesis se emplea los siguientes métodos:
1.6.2.1 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.
1.6.2.2 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.
1.6.3 Técnicas de investigación
Se puede usar las siguientes técnicas:
7
Revisión de manuales ya existentes relacionados con pruebas hidrostáticas en
tanques y tuberías.
Entrevistas con técnicos de experiencia en este tipo de pruebas.
CAPÍTULO II
8
CAPÍTULO II
2. NORMAS Y CÓDIGOS APLICABLES
En la industria petrolera, petroquímica y otras industrias son utilizados distintos tipos de
normas y códigos que regularizan el uso de los diferentes instrumentos para almacenar y
transportar una gran variedad de productos como son: crudo y sus derivados, butano,
propano, glp, solventes, agua, etc.
Es necesario definir cada una de las normas que se aplicarán al realizar pruebas
hidrostáticas, ya que se deben mencionar cada uno de los requisitos para ejecutar la
antes mencionada prueba como para la inspección. Esto asegurará cierta calidad dentro
de la uniformidad establecida en la industria.
2.1 GENERALIDADES
A continuación se definirá términos muy importantes que se ayudarán a una mejor
comprensión y desarrollo del presente trabajo.
2.1.1 Definiciones
Norma: Es un documento establecido por consenso y aprobado por un organismo
reconocido que establece, para usos comunes y repetidos, reglas, criterios o
características para las actividades o sus resultados, procurando obtener un nivel óptimo
de ordenamiento en un determinado contexto.
9
Códigos: Código es “un cuerpo de leyes, de una nación, ciudad, etc., arreglado
sistemáticamente para fácil referencia. Cuando una estructura, es construida dentro de la
jurisdicción de una ciudad o país, ésta, a menudo cumple con ciertos códigos de
construcción.
Dado que los códigos consisten de leyes, tienen un status legal, por lo tanto son de
carácter mandatario. En términos generales, los trabajos deben realizarse de acuerdo a
algún código.
Estándares.- Un estándar es tratado como un documento separado, sin embargo, el
término estándar, aplica también a numerosos tipos de documentos, incluyendo códigos
y especificaciones.
Algunos estándares, son considerados mandatarios, esto significa que la información, es
un requerimiento absoluto.
Existen también, numerosos estándares, que proveen importante información, pero no
son considerados mandatarios, un ejemplo de éstos, son las prácticas recomendadas.
Un estándar, es el resultado de una votación elaborada y procedimientos de revisión y
son realizados de acuerdo a las reglas establecidas por la American National Standard
Institute (ANSI).
10
Especificaciones.- La especificación, es una descripción detallada o listado de atributos
requeridos en algún ítem u operación, no únicamente están listados los requerimientos,
usualmente, contempla la descripción de cómo deben ser cuantificados.
De acuerdo a necesidades específicas, aparecen en diferentes formas que describen
requerimientos específicos.
A menudo las compañías, desarrollan sus propias especificaciones, las cuales describen
los atributos necesarios en un material o un proceso usado en las operaciones.
Una especificación, puede ser de uso exclusivo de la Compañía, sin embargo, el interés
común de algunas industrias, ha hecho que se unan esfuerzos, para desarrollar
especificaciones comunes a éste grupo en particular.
La Organización Internacional para Estandarización (ISO), ha establecido estándares y
especificaciones para el comercio internacional y el intercambio de servicios.
Normalización.- De acuerdo con la ISO la normalización es la actividad que tiene por
objeto establecer, ante problemas reales o potenciales, disposiciones destinadas a usos
comunes y repetidos, con el fin de obtener un nivel de ordenamiento óptimo en un
contexto dado, que puede ser tecnológico, político o económico.
La normalización implica la participación de personas que representan a distintas
organizaciones de los tres sectores involucrados: productores, consumidores e intereses
11
generales. Estos representantes aportan su experiencia y sus conocimientos para
establecer soluciones a problemas reales o potenciales.
La normalización persigue fundamentalmente tres objetivos:
Simplificación:Se trata de reducir los modelos quedándose únicamente con
los necesarios.
Unificación:Para permitir la intercambiabilidad a nivel internacional.
Especificación:Se persigue evitar errores de identificación creando un
lenguaje claro y preciso.
2.2 CLASIFICACIÓN DE LAS NORMAS
El presente esquema muestra una clasificación general de las normas
Por el ámbito de aplicación
o Nacional
Normas para el sector industrial
Normas para la empresa
Normas para organismos nacionales
o Internacionales
Por el contenido
o Científico
Definiciones de magnitudes, unidades y símbolos
Designaciones de la simbología matemática
Designaciones de notaciones científicas
12
o Industrial
Normas de calidad: Definen las características de un
producto o proceso
Normas dimensionales: definen las dimensiones,
tolerancias, formas, etc., de un producto.
Normas orgánicas: Afectan a aspectos generales (Color de
las pinturas, dibujos, acotaciones, etc.)
Por la forma de aplicación
o Obligatorias
o Voluntarias
2.3 NORMAS NACIONALES E INTERNACIONALES
Son los países con gran desarrollo a nivel mundial, los que han visto la necesidad de
regular y unificar las actividades de la gran cantidad de sectores que conforman la
industria, razón por la cual han conformado un gran número de organismos e
instituciones encargados de editar normas técnicas para dicha regulación.
Estas organizaciones tienen conformadas internamente Comités Técnicos Permanentes,
con profesionales altamente calificados y de gran experiencia en la temática a tratarse,
los mismos que se encargan de editar las normas técnicas que regulan un sin número de
procedimientos industriales.
En el Ecuador el organismo encargado del desarrollo de normas para la industria
nacional, es el Instituto Ecuatoriano de Normalización (INEN) el cual mediante
13
subcomités técnicos con delegados de los sectores involucrados, los mismos que en base
a un borrador de trabajo se reúnen por las ocasiones que sean necesarias para discutir y
elaborar una norma técnica oficial. 1
A continuación se cita algunos de los organismos e instituciones que dictan normas
técnicas, y además se describe brevemente el perfil de algunas de estas, especialmente
de los organismos que dictan aquellas normas que se relacionan directamente con el
presente estudio.
ISO. International Organization For Standarization (Organización de Normalización)
INEN. Instituto Ecuatoriano de Normalización
API. American Petroleum Institute (Instituto Americano del Petróleo)
ASME. American Society Mechanical Engineers. (Sociedad Americana de Ingenieros
Mecánicos)
ANSI. American National Standards Institute. (Instituto Nacional de Normas
Americanas)
ASTM.American Society for Testing and Materials (Sociedad Americana para Ensayos
y Materiales)
MSS.Manufactures Standardization Society of the Valve and Fittings Industry
AWS. American Welding Society. (Sociedad Americana para Soldadura)
ASNT. American Society for Nondestructive Testing, Inc. (Sociedad Americana para
Ensayos no Destructivos)
DIN. Instituto de Normas Alemanas
1 TAPIA LEONARDO; Elaboración de Procedimientos de Inspección Técnica de Almacenamiento y
Líneas de Flujo en la Industria Petrolera. Quito, 1994 Pág. 31
14
COPANT. Comisión Panamericana de Normas Técnicas
AMN. Asociación Mercosur de Normalización
EURONORM. Organismo de Normalización de la Comunidad Europea
2.4 NORMAS API
Los códigos API son establecidos siempre para tratar problemas de naturaleza general.
En general estos códigos son revisados y modificados, reafirmados o eliminados al
menos cada 5 años.
Los estándares API son publicados para facilitar una amplia aplicación de buenas
prácticas comprobadas de ingeniería y operación. Estos estándares no tienen la
intención de obviar la necesidad de la aplicación de los criterios de la buena ingeniería
2.4.1 API-SPEC-5A-(1987)
Especificación para Casing, Tubing y Drill Pipe.
Cubiertas con y sin costura carcasa y tubos, acoplamientos, juntas de cría, y los
conectores en todos los grados en unidades de EE.UU. Proceso de fabricación,
productos químicos y los requisitos mecánicos de propiedad, los métodos de análisis, y
las dimensiones son incluidos. Incluye los requisitos de tuberías de revestimiento y
anteriormente detalladas en las últimas ediciones de las especificaciones suspendió 5A,
5AC, 5AQ y 5AX.
Esta norma internacional especifica las condiciones técnicas de entrega de tubos de
acero (revestimiento, tubos, lisos forros de camisas y las articulaciones cachorro) y
15
accesorios. Esta Norma Internacional es aplicable a las siguientes conexiones de
conformidad con la norma ISO 10422 o 5B API Spec:
- Carcasa de hilo redondo corto (STC)
- Todo el tiempo la cubierta de hilos (LC)
- Reforzar hilos de la carcasa (AC)
- Extrema línea carcasa (XC)
- Tubos no molesta (NU)
- Tubos externos estomacal (UE)
- Tubos integral conjunta (JI).
Para tales conexiones, esta norma internacional especifica las condiciones técnicas de
entrega para los acoplamientos y la protección del hilo.
Para tubos cubiertos por esta norma internacional, los tamaños, masas, espesores de
pared, grados y acabados finales son aplicables definido.
Esta Norma Internacional también se puede aplicar a los tubulares con conexiones no
estén cubiertos por las normas ISO / API.
16
2.4.2 API-SPEC-5AX-(1987)
Especificaciones para tubería resistente, tubería de revestimiento (casing), tubería
de producción (Tubing) y Drill Pipe
Tubería de perforación, revestimiento para el bombeo de pozos de petróleo con
necesidades especiales (de alta resistencia del revestimiento, inquietante, tubería de
perforación).
Cubre todos los grados de tubería de perforación sin fisuras. Proceso de fabricación,
productos químicos y los requisitos mecánicos de propiedad, los métodos de análisis, y
las tablas de dimensiones están incluidos. Incluye los requisitos anteriormente
detallados en las últimas ediciones de las especificaciones suspendió 5A y 5AX.
2.4.3 API-BULL-5C2-(1987)
Boletín de formulas y cálculos para Tubería de revestimiento (Casing), Tubería de
producción (Tubing), Drill Pipe y propiedades de Line Pipe.
Cubre el colapso de las presiones, las presiones internas de rendimiento, el rendimiento
de cuerpo del tubo, y las fuerzas conjuntas de la cubierta de la API, los tubos y tubos de
perforación. Cubre también el colapso de resistencia de la cubierta bajo carga axial..
Fórmulas y cálculos que aparecen en las ediciones 13 y anteriores de la API 5C2 Bol.
fueron trasladados en 1971 a Bull 5C3.
17
2.4.4 API-SPEC-6A-(1986)
Especificaciones de cabezal y equipo del árbol de navidad.
Cubre reglones de equipos utilizados en sistemas de control presurizados requeridos
durante la producción de un pozo, incluyendo conexiones, anillos de sello, válvulas,
cabezales y árboles de navidad.
Especifica los requisitos y da recomendaciones para el desempeño, intercambiabilidad
dimensional y funcional, el diseño, materiales, pruebas, inspección, soldadura, marcado,
manejo, almacenamiento, transporte y compras, de boca de pozo y equipos de árbol de
navidad para su uso en la industria petrolera y natural las industrias de gas.
Esta edición del API Spec 6A es la adopción modificada nacional de la ISO
10423:2003, petróleo y gas natural, industrias de perforación y producción de equipos
de cabeza de pozo y equipos de árbol de navidad.
2.4.5 API-RP-7G-(1987)
Recomendaciones prácticas para límites de operación de Drill Stem.
Cubre las recomendaciones para el diseño y selección de los miembros de sarta de
perforación e incluye consideraciones de control de ángulo de agujero, los fluidos de
perforación, el peso y la velocidad de rotación. Tablas y gráficos que se incluyen
presentan propiedades dimensionales, mecánicos, y el rendimiento de tubería de
perforación nuevo y usado; articulaciones nueva herramienta se utiliza con tubería de
perforación nueva y usada, collares de perforación; y Kellys. Las normas recomendadas
para la inspección de la tubería de perforación usados, tubos cadenas de trabajo, y se
utiliza juntas de herramientas están incluidos.
18
Cubre las recomendaciones para el diseño y selección de los miembros de sarta de
perforación e incluye consideraciones de control de ángulo de agujero, los fluidos de
perforación, el peso y la velocidad de rotación. Tablas y gráficos que se incluyen
presentan propiedades dimensionales, mecánicos, y el rendimiento de tubería de
perforación nuevo y usado; articulaciones nueva herramienta se utiliza con tubería de
perforación nueva y usada, collares de perforación; y Kellys.
2.4.6 API-RP-14E-(1984)
Recomendaciones para el diseño e instalación de la plataforma costa afuera y los
sistemas de tuberías.
Este documento recomienda los requisitos mínimos y directrices para el diseño e
instalación de nuevos sistemas de tuberías en las plataformas de producción situadas en
alta mar. La presión máxima en el ámbito de este documento es de 10,000 psi y el rango
de temperatura es de -20 ° F a 650 ° F. Para las aplicaciones fuera de estas presiones y
temperaturas, debe prestarse especial atención a las propiedades del material (ductilidad,
la migración de carbono, etc.). Las prácticas recomendadas que se presentan se basan en
años de experiencia en el desarrollo de petróleo y gas de los arrendamientos. La práctica
totalidad de la experiencia off-shore "ha estado en servicio de hidrocarburos libres de
sulfuro de hidrógeno. Sin embargo, las recomendaciones basadas en la amplia
experiencia en tierra se incluyen algunos aspectos del servicio de hidrocarburo que
contiene sulfuro de hidrógeno.
19
Este documento contiene información general y específica sobre la instalación de la
superficie de los sistemas de tuberías no se especifica en la especificación API 6A.
Materiales de acero al carbono son adecuados para la mayoría de los sistemas de
tuberías en las plataformas de producción. Por lo menos un material de acero al carbono
recomendación se incluye en la mayoría de las aplicaciones. Otros materiales que
pueden ser adecuados para la plataforma de sistemas de tuberías no se han incluido
porque no se utilizan generalmente. Los siguientes deben ser considerados cuando la
selección de materiales distintos de los que se detallan en este norma:
Tipo de servicio.
Compatibilidad con otros materiales.
Ductilidad.
Necesidad de procedimientos de soldadura especial.
Necesidad de una inspección especial, pruebas o control de calidad.
Posible aplicación incorrecta en el campo.
Corrosión / erosión causada por los fluidos internos y / o ambientes marinos.
2.4.7 API-RP-53-(1984)
Recomendaciones de prácticas para prevención de reventones en el equipamiento
de perforación de pozos.
El objetivo de estas prácticas recomendadas es proporcionar información que puede
servir como una guía para la instalación y pruebas de los sistemas de escape equipo de
prevención en la tierra y las plataformas marinas de perforación (barcos, plataformas,
20
apoyados por el fondo, y flotantes). Escape sistemas de equipo de prevención se
componen de todos los sistemas necesarios para operar los preventores de reventones
(BOP) en distintas condiciones de perforación y así. Estos sistemas son: preventores de
reventones (BOP), la estrangulación y matar a las líneas, estranguló sistema colector,
control hidráulico, elevador del mar, y equipos auxiliares. Las funciones principales de
estos sistemas son para confinar y líquidos para el pozo, proporcionar los medios para
agregar el líquido al pozo, y permitir que los volúmenes de control que se retire del
pozo. Además, los sistemas de desviación se abordan en esta práctica recomendada,
aunque su principal objetivo es desviar el flujo de seguridad en lugar de limitar los
líquidos del pozo.
2.4.8 API-STD-660-(1982)
Intercambiadores de calor en servicios generales en refinerías.
Esta norma internacional especifica los requisitos y da recomendaciones para el diseño
mecánico, selección de materiales, fabricación, inspección pruebas y preparación para el
envío de los intercambiadores de calor de carcasa y tubos para la industria petrolera,
petroquímica y gas natural.
Esta Norma Internacional es aplicable a los siguientes tipos de intercambiadores de
calor de carcasa y tubo: calentadores, condensadores enfriadores y calderines.
Esta Norma Internacional no es aplicable a los condensadores de superficie que operan
al vacío, de vapor y calentadores de agua de alimentación.
2.4.9 API-SDT-661-(1978)
21
Intercambiadores de calor refrigerados por aire para servicio general de refinería
Esta Norma Internacional proporciona requisitos y recomendaciones para el diseño,
materiales, fabricación, inspección, ensayo y preparación para el envío de los
intercambiadores de calor refrigerados por aire para uso en industrias del petróleo y de
gas natural.
Es aplicable a los intercambiadores de calor refrigerados por aire con haces
horizontales, pero los conceptos básicos también se puede aplicar a otras
configuraciones.
2.4.10 API-RP-1110-(1981)
Prueba de presión de tuberías de acero para el transporte de gas, gas de petróleo,
líquidos peligrosos, líquidos altamente volátiles y dióxido de carbono
Se aplica a todas las partes de una instalación de la tubería o tuberías incluyendo los
tubos, la bomba de la estación de tuberías, tuberías terminales, tuberías estación de
compresión, medición de tuberías de la estación, la estación de entrega de las tuberías,
las tuberías estación de regulador, accesorios conectados a los tubos, accesorios
conectados a la instalación de tuberías, montajes fabricados, válvulas, teas, codos,
reductores, bridas y todo equipo de otra tubería o accesorios.
No se aplica a unidades de bombeo, compresores, tanques de ruptura, los recipientes a
presión, tuberías de control, las tuberías de la muestra, el instrumento de tuberías /
tubos, o de cualquier componente o sistema de tuberías para las que otros códigos
22
especificar los requisitos de prueba de presión (es decir, ASME para Calderas y presión
Código del buque, los sistemas de tuberías de los códigos de construcción, etc.)
Aunque este norma contiene las directrices que se basan en criterios técnicos de sonido,
es importante tener en cuenta que ciertos requisitos gubernamentales pueden diferir de
las directrices que se presentan en este documento. No se ocupa de los sistemas de
tuberías que una prueba de presión con gas natural, nitrógeno o aire.
2.4.11 API 620
Diseño y construcción de tanques de almacenamiento de media presión
API estándar 620 cubre el diseño y la construcción de tanques construidos a presión
media de acero al carbono tanques de almacenamiento de superficie (incluidos los
tanques de fondo plano) con un solo eje vertical de la revolución.
Las reglas presentadas en esta norma no pueden cubrir todos los detalles del diseño y la
construcción debidos a la variedad de tamaños y formas que el tanque se puede
construir. Cuando las reglas completas para un diseño específico no se les da, la
intención es que el fabricante, sujeto a la aprobación del comprador del representante
autorizado para proporcionar detalles de diseño y construcción que son tan seguros
como los que normalmente se hubiera suministrado por esta norma.
Los tanques descritos en esta norma están diseñados para temperaturas de metal no
mayor de 250 oF y con una presión en el gas o vapor de espacios no más de 15 libras
por pulgada cuadrada (psi).
23
Las normas básicas en esta norma prevé la instalación en áreas donde la más baja
registrada un día la temperatura media atmosférica es de -50 oF. Apéndice I incluye
tanques de baja presión de almacenamiento para productos refrigerados a temperaturas
de +40 a -60 oF. Cubre los tanques de almacenamiento de baja presión para gases
licuados de hidrocarburos no a temperaturas inferiores a -270 oF.
Las reglas en esta norma son aplicables a los tanques que tienen por objeto:
a) Mantener o almacenar líquidos con gases o vapores por encima de su superficie
b) Mantener o almacenar gases o vapores solo.
c) Estas normas no se aplican a los titulares de la elevación de gas de tipo.
Aunque las reglas de este norma no cubren los tanques horizontales, no se pretende
excluir la aplicación de las porciones adecuadas para el diseño y construcción de
tanques horizontales diseñadas de acuerdo a los criterios técnicos. Los detalles de los
tanques horizontales no cubiertos por estas normas serán igualmente tan seguros como
los detalles del diseño y la construcción prevista para el depósito de formas que se están
recogidos expresamente en la presente norma.
2.4.12 API 650
Tanques de acero soldado para el almacenamiento de aceite
Es la norma que fija la construcción de tanques soldados para el almacenamiento de
petróleo. La presión interna a la que pueden llegar a estar sometidos es de 15 psig, y una
24
temperatura máxima de 90 °C. Con estas características, son aptos para almacenar a la
mayoría de los productos producidos en una refinería. Hay otras además de esta (API
620, API 12B, etc.)
Para productos que deban estar a mayor presión (ej. LPG) hay otras normas que rigen su
construcción.
En aplicaciones especiales, se utilizan tanques criogénicos (ej. Almacenamiento de gas
natural licuado), que se rigen por una norma específica.
Cubre los requisitos mínimos para diseño, fabricación, instalación, materiales e
inspección de tanques cilíndricos verticales sobre tierra, no refrigerados, de tope abierto
o cerrado, construido con planchas de acero soldadas, para almacenar crudo y sus
derivados, donde la temperatura no excede de 500° F (260° C) y la presión manométrica
de 2.5 psig (1700 mm de agua)
2.4.13 API 653
Inspección de tanques, reparación, modificación y reconstrucción.
Está basado en el conocimiento y la experiencia acumulada, de usuarios, fabricantes y
reparadores de tanques de almacenamiento de acero soldado.
25
El objetivo del código es dar guías en las inspecciones, reparaciones, alteraciones y
reconstrucciones de tanques de almacenamiento en acero usados en la industria del
petróleo y la industria química.
La norma API 653 emplea los principios de la norma API 650 y puede ser empleada
para cualquier tanque construido de acuerdo con una especificación de tanques.
2.4.14 API-RP-1111-(1976)
Recomendaciones del diseño, construcción, operación y mantenimiento de ductos
de hidrocarburos costa afuera (Diseño estado límite).
Esta práctica recomendada, establece criterios para el diseño, construcción, pruebas,
operación y mantenimiento de tuberías de acero en alta mar utilizada en la producción,
apoyo a la producción o el transporte de hidrocarburos, es decir, el movimiento por
conducciones de hidrocarburos líquidos, gases, y las mezclas de estos hidrocarburos con
agua. También puede ser utilizado para las tuberías de inyección de agua en alta mar.
También se aplica a cualquier tipo de transporte de tuberías instalaciones ubicadas en
una plataforma de producción aguas abajo de las instalaciones de separación y
tratamiento, incluidas las instalaciones de metro, instalaciones de compresión de gas,
bombas para líquidos, tuberías asociadas, y sus accesorios
El diseño de estado límite se ha incorporado en esta norma para proporcionar un factor
de seguridad uniforme con respecto al hecho de ruptura o explosión como la condición
principal de diseño independiente del diámetro de la tubería, espesor de la pared, y
26
grado. Criterios de rotura de diseño dentro de esta práctica son actualmente definidos
para los tubos de acero al carbono. La aplicación de los criterios de diseño propuesto a
otros materiales requiere la determinación por parte del usuario de los criterios de rotura
mínima con el procedimiento establecido en los anexos que de la norma.
El diseño, construcción, inspección, prueba y las disposiciones de esta norma no pueden
aplicar a las tuberías de hidrocarburos en alta mar diseñados o instalados antes de esta
última revisión de la norma fue emitido. Las disposiciones de operación y
mantenimiento de esta norma son adecuados para su aplicación a las instalaciones
existentes.
NOTA:
Ciertos requisitos gubernamentales o especificaciones de la empresa pueden diferir de
los criterios establecidos en la presente norma, y esta no sustituye o anulan a los
distintos requisitos o especificaciones.
Esta publicación se ha incorporado por referencia la totalidad o partes de varios códigos
y normas que se han considerado aceptable para su aplicación a las tuberías de
hidrocarburos costa afuera.
2.5 NORMAS ANSI
El Instituto supervisa la creación, la promulgación y el uso de miles de normas y
directrices que afectan directamente a las empresas en casi todos los sectores. ANSI
también participa activamente en la acreditación de los programas que evalúan la
conformidad con estándares incluyendo mundialmente reconocidos programas
27
intersectoriales, tales como la ISO9000(calidad) eISO14000(medio ambiente) sistemas
de gestión.
2.5.1 ANSI B31.1 –(1986)
Tuberías de alimentación
Esta sección del código se han desarrollado teniendo en cuenta las necesidades de las
aplicaciones que incluyen tuberías se encuentran típicamente en las estaciones de
generación de energía eléctrica, en las plantas industriales e institucionales, los sistemas
de calefacción geotérmica, y el centro y la calefacción urbana y refrigeración.
El código establece los requisitos para el diseño, materiales, fabricación, montaje,
prueba e inspección de los sistemas de tuberías. Las tuberías que se utiliza en el código
incluye la tubería, bridas, pernos, juntas, válvulas, dispositivos de descompresión,
accesorios, y la presión que contiene porciones de otros componentes de tuberías, ya
sean de fabricación, de conformidad con las normas o diseñados específicamente.
También incluye Hagers y apoya y otros equipos necesarios para prevenir la sobrecarga
de la presión que contienen componentes.
Normas que regulan las tuberías de diversos accesorios, tales como columnas de agua, a
distancia de indicadores de nivel de agua, medidores de presión, vasos de calibre, etc. se
incluyen dentro del ámbito de aplicación de este código, pero los requisitos para
accesorios de la caldera debe estar de acuerdo con la sección I de la caldera de ASME y
la presión código del buque.
28
Los usuarios de este código se les aconseja que en algunas áreas de la legislación
puedan establecer la jurisdicción gubernamental sobre la materia cubierta por este
código. Sin embargo, cualquier requisito legal como no eximirá al titular de sus
responsabilidades de inspección.
Potencia los sistemas de tuberías cubiertas por el presente código se aplican a todas las
tuberías y sus componentes que incluyen pero no se limitan a vapor de agua, petróleo,
gas y servicios aéreos.
2.5.2 ANSI B31.3 –(1984)
Plantas químicas y refinerías.
Norma para el proceso de tubería de sección de código B31.3 se han desarrollado
teniendo en cuenta las tuberías se encuentran típicamente en las refinerías de petróleo,
química, farmacéutica, textil, del semiconductor, papel y plantas criogénicas, y
relacionado con el procesamiento de las plantas y terminales.
El código establece los requisitos para los materiales y componentes, el diseño,
fabricación, montaje, instalación, examen, inspección y pruebas de las tuberías.
Este código se aplica a la tubería para todos los líquidos, incluye:
Productos químicos primas, productos intermedios y terminados
Productos derivados del petróleo
Gas, vapor, aire y agua
Sólidos fluidizado
29
Refrigerantes
Líquidos criogénicos
Equipos de envasado de tuberías también se incluyen dentro del ámbito de aplicación de
este código es la tubería que interconecta lugares o etapas dentro de un conjunto de
equipos embalados.
Este código no incluye los siguientes:
a) Sistemas de tuberías destinadas a la presión interna en el medidor o por encima
de cero pero inferior a 105 kPa (15 psi), siempre que el fluido manejado no es
inflamable, no tóxico, y no dañar al tejido humano tal como se define en el
300.2 y de la temperatura de diseño es de -29 oC (-20
oF) a través de 186
oC (366
oF).
b) Calderas de energía que, de conformidad con la sección de código BPV una
caldera y la tubería externa, que deberá actuar de conformidad B31.1.
c) Los tubos, los encabezados de tubo, cruces y colectores de los calentadores de
cansancio, que están dentro de la carcasa del calentador.
d) Los recipientes a presión, intercambiadores de calor, bombas, compresores y la
entrega de otros líquidos o equipos de procesamiento, incluye tuberías internas y
conexiones para tuberías externas.
2.5.3 ANSI B31.4 –(1979)
Transporte de petróleo por sistemas de tuberías.
30
Este Código establece los requisitos para el diseño, materiales, construcción, montaje,
inspección y prueba de tubería de transporte de líquidos como el petróleo crudo,
condensado, gasolina natural, líquidos de gas natural, gas de petróleo licuado, dióxido
de carbono, alcohol líquido, amoníaco anhidro líquido y productos líquidos derivados
del petróleo entre las instalaciones de arrendamiento de los productores, fincas de
tanques, plantas de procesamiento de gas natural, refinerías, estaciones, plantas de
amoníaco, terminales (barcos, trenes y camiones) y otros puntos de recepción.
Las tuberías se componen de la tubería misma, bridas, pernos, juntas, válvulas,
dispositivos de descompresión, los accesorios y la presión que contienen partes de otros
componentes de las tuberías.
También incluye soportes y apoyos, y otros equipos necesarios para prevenir la
sobrecarga de la presión que contengan partes. No incluye las estructuras de apoyo tales
como marcos de edificios, construcciones puntales o requisitos bases de tuberías en alta
mar. También se incluyen dentro del ámbito de aplicación del presente Código son:
a) La reducción de Presión Primaria y asociados del petróleo líquido y amoniaco
anhidro líquido de las tuberías en las terminales de la tubería (barcos, trenes y
camiones), parques de tanques, estaciones de bombeo, estaciones y estaciones de
medición, incluyendo rascador trampas, filtros, y el lazo experimentador;
b) Tanques de almacenamiento incluido el almacenamiento de la tubería y
accesorios, y la tubería de interconexión de esas instalaciones.
31
c) El petróleo líquido y el amoniaco anhidro líquido de la tubería ubicada en la
misma que ha sido anulado para la tubería en un plazo de refinería de petróleo,
gasolina natural, procesamiento de gas, el amoniaco, y las plantas a granel.
d) Los aspectos de la operación y mantenimiento de sistemas de tuberías de
líquidos en relación con la seguridad y la protección del público en general, de
personal de la empresa, el medio ambiente, la propiedad y los sistemas de
tuberías.
2.5.4 ANSI B31.5 –(1983)
Refrigeración de tuberías y componentes de transferencia de calor
Reglas para esta norma se han desarrollado teniendo en cuenta las necesidades de las
aplicaciones que incluyen tuberías y componentes de transferencia de calor para
refrigerantes y líquidos de refrigeración secundaria.
Esta norma establece los requisitos para los materiales, el diseño, fabricación,
ensamblaje, montaje, prueba e inspección de refrigerante, los componentes de
transferencia de calor, y la tubería del refrigerante secundario para temperaturas tan
bajas como -320 ° F (-196 ° C), ya sea erigida en los locales o montados en fábrica,
excepto aquellos específicamente excluidos en los párrafos siguientes.
Esta norma no se aplicará a cualquiera de los siguientes:
32
a) Cualquier autónomo o unidad sujeta a los requisitos de laboratorio de pruebas
reconocido a nivel nacional.
b) Los sistemas de tuberías de agua, excepto cuando se utiliza agua como
refrigerante secundario.
c) Sistema diseñado para el medidor de la presión externa o interna no superior a
15 psi (105 kPa) sin importar el tamaño.
d) Los recipientes a presión, compresores o bombas, sino que incluye todo el
refrigerante y conectar las tuberías de refrigerante secundario a partir de la
primera articulación adyacente a estos aparatos.
2.5.5 ANSI B31.8 –(1986)
Sistemas de tuberías para transporte y distribución de gas.
La presente norma cubre el diseño, fabricación, inspección y pruebas de instalaciones de
ductos usados para el transporte de gas. Esta norma también abarca los aspectos de
seguridad de la operación y mantenimiento de dichas instalaciones.
El presente código no se aplica a:
El diseño y fabricación de recipientes a presión.
Tuberías con temperatura del metal por encima de los 450 oF a
-20 oF.
Tuberías más allá de la salida del conjunto del dispositivo medidor del cliente.
33
Tuberías en refinerías de petróleo o plantas de extracción de gasolina natural,
plantas de tratamiento de gas, fuera de la tubería del caudal principal de gas,
tubería para deshidratación y todas las demás plantas procesadoras instaladas
como parte de un sistema de transporte de gas, plantas de manufactura de gas,
plantas industriales o minas.
Tubería de venteo para operarla a presión principalmente atmosférica, para
operarla a presión principalmente atmosférica, para los gases de desecho de
cualquier índole.
Conjuntos de cabeza de pozo, incluyendo válvulas de control, líneas de flujo
entre el cabezal y la trampa o separador, tubería de la instalación de producción
de plataformas marinas, o la tubería de revestimiento y tubería de producción en
pozos de gas o petróleo.
El diseño y manufactura de ítems propietarios de equipos, aparatos o
instrumentos.
El diseño y manufactura de intercambiadores de calor.
Sistemas de tuberías para transporte de productos en mezcla o emulsión acuosa
(lodo).
Sistemas de tuberías para transporte de bióxido de carbono.
Sistemas de tuberías para gas licuado.
Los requerimientos del presente código son adecuados para brindar seguridad bajo las
condiciones usuales que se encuentran en la industria del gas. No pueden darse
específicamente los requerimientos para cada condición no usual, ni pueden prescribirse
todos los detalles de ingeniería y construcción, en consecuencia, las actividades que
involucran el diseño, construcción, operación o mantenimiento de líneas de tuberías de
34
transporte distribución de gas, debería emprenderse, trabajando bajo personal de
supervisión.
2.5.6 ANSI B16.5 –(1981)
Bridas de tuberías y montajes.
La ASME B16.5 - 1996 tuberías Bridas y Conexiones de brida estándar cubre los
valores de temperatura a la presión, los materiales, dimensiones, tolerancias, marcado,
ensayos y métodos de designación de las aberturas para bridas de la tubería y accesorios
de brida.
La norma incluye las bridas con las designaciones de clase del grado 150, 300, 400,
600, 900, 1500 y 2500 en NPS 1 / 2 tamaños a través de fuentes de energía nuclear 24,
con requisitos que se indican en unidades métricas y los EE.UU.. La norma se limita a
las bridas y bridas hechas de materiales de fundición o forjadas, y bridas de obturación y
la reducción de ciertas pestañas hechas de fundición, forjado, o materiales de la placa.
También se incluyen en esta norma son los requisitos y recomendaciones relativas a
atornillar la brida, juntas de las bridas y juntas de brida.
2.6 NORMAS ASME
ASME ayuda a la comunidad global de ingeniería desarrollar soluciones a los desafíos
del mundo real. ASME es una organización sin fines de lucro de profesionales que
permite la colaboración, el intercambio de conocimientos y desarrollo de habilidades en
35
todas las disciplinas de ingeniería, así como fomentar el papel esencial del ingeniero en
la sociedad.
Los códigos ASME y las normas, publicaciones, conferencias, educación continua y
programas de desarrollo profesional constituyen una base para el avance de los
conocimientos técnicos y un mundo más seguro.
2.6.1 ASME
Caldera y el Código de Recipientes a Presión - Sección VIII de la División de
buques 1-Presión - (1986).
Sección I - Potencia Calderas
Esta sección establece los requisitos para todos los métodos de construcción de poder,
eléctricos y las calderas en miniatura, calderas de alta temperatura del agua utilizada en
el servicio fijo y Calderas de energía que utiliza en el servicio de locomotoras, portátil,
y la tracción. Normas relativas a la utilización de la V, A, M, PP, S y E sellos símbolo
Código también se incluyen.
Las reglas son aplicables a las calderas en las que se genera vapor o de vapor de otras en
las presiones de más de 15 psig, y calderas de alta temperatura del agua destinados al
funcionamiento a presión superior a 160 psig y / o temperaturas superiores a 250 ° F.
recalentadores, economizadores y otras partes de la presión conectado directamente a la
caldera sin intervenir válvulas se consideran parte del ámbito de aplicación de la
Sección I.
36
Sección IV - Calderas de calefacción
Esta sección proporciona los requisitos para el diseño, fabricación, instalación e
inspección de las calderas de vapor y las calderas de agua caliente destinada al servicio
de baja presión que están directamente despedido por el petróleo, el gas, la electricidad
o el carbón. Contiene apéndices que cubren la aprobación de nuevos materiales,
métodos de control de válvula de seguridad y la capacidad de la válvula de alivio de
seguridad, los ejemplos de métodos de control de válvula de seguridad y la capacidad de
la válvula de alivio de seguridad, los ejemplos de métodos de cálculo y cómputo, las
definiciones relacionadas con el diseño de calderas y soldadura, y los sistemas de
control de calidad. Normas aplicables a la utilización de la H, alto voltaje, y RAA sellos
símbolo Código también se incluyen.
Sección VIII
Esta división de la sección VIII se establece los requisitos aplicables al diseño,
fabricación, inspección, prueba y certificación de aparatos de presión que operan a
presiones internas o externas de más de 15 psig. Estos buques pueden ser despedidos o
sin cocer. Esta presión se puede obtener de una fuente externa o por la aplicación de
calor desde una fuente directa o indirecta, o cualquier combinación de los mismos. Estas
normas proporcionan una alternativa a los requisitos mínimos para recipientes a presión
bajo las reglas de la División 1. En comparación con la División 1, División 2, los
requisitos sobre los materiales, el diseño y el examen no destructivo son más rigurosas,
sin embargo, el aumento de diseño de los valores de intensidad de tensiones están
permitidos. División 2, las normas a las embarcaciones para ser instalado en una
ubicación fija para un servicio específico en el funcionamiento y control de
37
mantenimiento se mantiene durante la vida útil del buque por el usuario que pre pares o
las causas a que se prepare las especificaciones de diseño. Estas normas también pueden
aplicarse a los buques de ocupación humana de presión típicamente en la industria del
buceo. Normas relativas a la utilización de los U2 y UV sellos símbolo de código
también se incluyen.
.
Sección X - Los buques de plástico reforzado con fibra de presión
COBERTURA BÁSICA
Esta sección proporciona los requisitos para la construcción de un recipiente a presión
de FRP en conformidad con el informe de diseño del fabricante. Se incluye la
producción, elaboración, fabricación, inspección y métodos de prueba necesarios para el
buque. Sección X incluye dos clases de diseño del buque; Clase I - cualificación a través
de la prueba destructiva de un prototipo y II - normas obligatorias de diseño y pruebas
de aceptación por métodos no destructivos. Estos buques no están autorizados a
almacenar, manipular o procesar los líquidos letales. la fabricación del buque se limita a
los siguientes procesos: moldeo bagmolding, centrífuga de fundición y la bobina del
filamento y de contacto. Especificaciones generales para el vidrio y materiales de resina
y un mínimo de propiedades físicas de los materiales compuestos se les da.
Sección XII - Reglas para la construcción y el servicio continúo de tanques de
transporte
COBERTURA BÁSICA
38
Esta sección cubre los requisitos para la construcción y la continuidad del servicio de
los recipientes para el transporte de mercancías peligrosas por carretera, ferrocarril, aire
o agua a presión desde vacío total hasta 3.000 psig y volúmenes superiores a 120
galones. "Construcción" es un término "todo incluido" que abarca los materiales, el
diseño, fabricación, examen, inspección, ensayos y certificación, y la protección de la
sobrepresión. "Servicio continuo" es un término "todo incluido" se refiere a la
inspección, verificación, reparación, modificación y re-certificación de un tanque de
transporte que ha estado en servicio. Esta sección contiene apéndices modal que
contiene los requisitos para los buques utilizados en los modos de transporte y
aplicaciones específicas de servicio. Normas relativas a la utilización de la marca de
símbolo T Código se incluyen.
CAPÍTULO III
39
CAPÍTULO III
3. FUNDAMENTACIÓN TEÓRICA
Dentro de las pruebas hidrostáticas es necesario que definamos de manera específica
cada uno de los términos que a lo largo del desarrollo del trabajo emplearemos.
3.1 EQUIPOS SOMETIDOS A PRUEBAS
A continuación se dará una definición de cada uno de los equipos que serán expuestos a
las antes mencionadas pruebas.
3.1.1 Tuberías
La tubería o cañería es un conducto que cumple la función de transportar agua u otros
fluidos. Se suele elaborar con materiales muy diversos. Cuando el líquido transportado
es petróleo, se utiliza la denominación específica de oleoducto. Cuando el fluido
transportado es gas, se utiliza la denominación específica de gasoducto. También es
posible transportar mediante tubería materiales que, si bien no son un fluido, se adecúan
a este sistema: hormigón, cemento, cereales, documentos encapsulados, etcétera.
3.1.1.1 Fabricación
Hay tres métodos de fabricación de tubería.
* Sin costura (sin soldadura). La tubería se forma a partir de un lingote cilíndrico el
cual es calentado en un horno antes de la extrusión. En la extrusión se hace pasar por un
dado cilíndrico y posteriormente se hace el agujero mediante un penetrador. La tubería
sin costura es la mejor para la contención de la presión gracias a su homogeneidad en
40
todas sus direcciones. Además es la forma más común de fabricación y por tanto la más
comercial.
* Con costura longitudinal. Se parte de una lámina de chapa la cual se dobla dándole
la forma a la tubería. La soladura que une los extremos de la chapa doblada cierra el
cilindro. Por tanto es una soldadura recta que sigue toda una generatriz. Variando la
separación entre los rodillos se obtienen diferentes curvas y con ello diferentes
diámetros de tubería. Esta soldadura será la parte más débil de la tubería y marcará la
tensión máxima admisible.
* Con soldadura helicoidal (o en espiral). La metodología es la misma que el punto
anterior con la salvedad de que la soldadura no es recta sino que recorre la tubería
siguiendo la tubería como si fuese roscada
3.1.2 Criterios generales de selección de tubería2
Varios son los factores que influyen decisivamente en la selección de los tubos de
perforación que compondrán la columna. Dentro de las más importantes se pueden citar:
Diámetro externo de la columna de barras
Grado de acero utilizado
Peso de la columna (Kg./m)
Capacidad de guinche
Capacidad del equipo y de la mesa de maniobra
2SISTEMA ACUÍFERO GUARANÍ – Manual de perforación de Pozos tubulares Pág. 23-24
41
Capacidad de las bombas, volumen y presión
Profundidad total prevista para el pozo
Condiciones geológicas esperadas
Velocidad de bombeo y presión en el fondo
Pérdidas de carga del sistema
Fig.1 Almacenamiento de tubería
Fuente: PACIFICPETROL
Elaborador por: Grace Caza
3.1.3 Tuberías de perforación (Drill Pipe)
La tubería de perforación, también conocida como barra de perforación, o drill pipe, es
un elemento que constituye la mayor parte de la sarta de perforación (Fig. 2); estas son
columnas de tubos de acero cuyas longitudes oscilan entre los 18 ft y algunos llegan a
los 45 ft., están provistos de extremos con roscas especiales cónicas llamadas uniones,
la de roscas exterior se denomina espiga o “pin” y la de rosca interior caja o “box”; las
uniones de algunas tuberías están cubiertas con material duro llamada bandas de metal
42
duro (Hardband). Los diámetros de tuberías más comúnmente usados van de 31/2”
a 5”,
cabe recalcar que estos dependerán del tamaño y profundidad del pozo.
3.1.3.1 Partes principales de una tubería de perforación
Dentro de la estructura de la tubería de perforación (Fig. 3) se pueden mencionar las
siguientes partes:
Caja o box
La misma tubería
Espiga o pin
Fig. 2 Partes de una tubería de perforación
Fuente: PACIFICPETROL
Elaborado por: Grace Caza
43
Fig. 3 Tubería de perforación
Fuente: Wheaterford
Elaborador por: Grace Caza
3.1.3.2 Tuberías de revestimiento
Son tuberías especiales que se introducen en el hoyo perforado y que luego son
cementadas para lograr la protección del hoyo y permitir posteriormente el flujo de
fluidos desde el yacimiento hasta superficie. También son conocidas como:
Revestidores, Tubulares, Casing.
3.1.3.2.1 Descripción
La tubería de revestimiento es una parte esencial de la perforación y terminación de un
pozo petrolero. Consiste en una columna de tuberías de acero que se introducen dentro
del pozo enroscándolas una a otra para formar un tubo continuo hasta que se alcance la
profundidad deseada.
44
Generalmente se presentan los siguientes tramos (Fig. 5) de tubería de revestimiento en
los pozos:
Tubería de revestimiento guía
Tubería de revestimiento superficial
Tubería de revestimiento intermedia o protectora (uno o más
tramos)
Tubería de revestimiento para petróleo (producción)
Liner
Fig. 4 Diferentes configuraciones de tubería de revestimiento
Fuente: http://3.bp.blogspot.com/_lsWDwannP0s/SX5cyofgXdI
Elaborador por: Grace Caza
45
3.1.3.2.2 Tubería guía
Es un tubo guía de diámetro grande (16” a 30”) que se coloca a profundidades someras,
cementada hasta superficie o lecho marino, y es la primera tubería de revestimiento
sobre la cual se montan las VIR’s. Se utiliza para reforzar la sección superior del hoyo y
evitar que la circulación de fluidos de perforación lo lave demasiado. La profundidad de
asentamiento varía entre 150’ y 250’.
Sus principales funciones son:
Evitar que las formaciones someras no consolidadas se derrumben dentro del
hoyo.
Proporcionar una línea de flujo elevada para que el fluido de perforación circule
hasta los equipos de control de sólidos y a los tanques de superficie.
Proteger formaciones de agua dulce superficiales de la contaminación por el
fluido de perforación.
Permite la instalación de un sistema desviador de flujo y de un impide reventón
anular.
3.1.3.2.3 Tubería de superficie
Tiene como objetivo fundamental proteger las formaciones superficiales de las
condiciones de perforación más profundas. La profundidad de asentamiento varía entre
300’ y 3500’ dependiendo del área operacional y generalmente se cementa hasta
superficie. El diámetro de este tipo de tubería varía entre 9 5/8”
y 13 3/8”
.
Entre sus funciones más importantes están:
Evitar la contaminación de yacimientos de agua dulce.
46
Proporcionar un gradiente de fractura suficiente para permitir la perforación del
próximo hoyo.
Servir de soporte para la instalación del equipo de seguridad.
Soportar el peso del resto de las tuberías que serán colocadas en el pozo. Por esta
razón se cementan hasta superficie.
3.1.3.2.4 Tubería Intermedia
Este tipo de revestidor proporciona integridad de presión durante las operaciones de
perforación subsecuentes. También se le llama Protectora porque protege las
formaciones de altos pesos de lodo, con profundidades de asentamiento entre 11000’ y
12000’. Las presiones que tiene que soportar pueden ser considerables. Con esta sarta
de tubería se protege formaciones como:
Domos salinos
Arcillas desmoronables
El tamaño de revestimiento es de 9 5/8” y 10 ¾”
Sus funciones más importantes son:
Facilita el control del pozo si se encuentran zonas de presiones anormales.
Aísla formaciones problemáticas, lutitas deleznables, flujos de agua salada o
formaciones que contaminan el fluido de perforación.
Permite bajar la densidad del lodo para perforar zonas de presiones normales que se
encuentran debajo de zonas presurizadas
47
3.1.3.2.5 Tubería de producción
Es la sarta de revestimiento a través de la cual se completa, produce y controla el pozo
durante toda su vida productiva y en la cual se pueden llevar a cabo muchas
reparaciones y completaciones. Este revestidor se coloca hasta cubrir la zona productiva
y proporciona un refuerzo para la tubería de producción (“tubing”) durante las
operaciones de producción del pozo. Por lo general, no se extiende hasta la superficie y
es colgada en la sarta de revestimiento anterior a ella. La profundidad de asentamiento
es la profundidad total del pozo. Las dimensiones pueden ser de 7” o más pequeñas.
Las principales funciones son:
Aislar las formaciones o yacimientos para producir
selectivamente.
Evitar la migración de fluido entre zonas.
Servir de aislamiento al equipo de control (cabezal) que se
instalará para manejar la producción del pozo.
3.1.3.2.6 Liner
Es una tubería corta la cual no llega hasta la superficie del pozo, sino que cuelga de otra
tubería que le sigue en diámetro, llamada colgador o liner. La tubería colgada permite
reducir gastos y mejorar la hidráulica en perforaciones más profundas. Los liners
pueden funcionar como tubería intermedia o de producción, normalmente está
conectada en toda su longitud. La mayoría de liners son de 4 ½” de diámetro externo.
48
3.1.3.2.7 Función
La tubería de revestimiento en si trabaja de manera fija puesto que su función es la de
evitar que las paredes del pozo se desmoronen y se produzcan reventones de agua o de
gas que puedan entorpecer el progreso de la perforación que puedan dañar las arenas
productivas.
El usar el término revestimiento se refiere a lo siguiente:
Proveer soporte a las formaciones débiles y altamente fracturable.
Aislar zonas de agua o de aceite mediante la presencia combinada de la tubería
de revestimiento y el cemento.
Proveer una conexión segura para los equipos en la cabeza del pozo (BOP=Blow
Out Preventer) y árbol de navidad.
Proveer el diámetro del hueco conocido con el fin de facilitar la corrida del
equipo de pruebas y completación del pozo.
Prevenir la contaminación de las zonas productoras con fluidos extraños.
Al cementarlo, se puede aislar la comunicación de las formaciones de interés.
Confinar la producción del pozo a determinados intervalos.
Facilitar la instalación del equipo de superficie y de producción.
3.1.3.3 Criterios generales para la selección de tubería3
Dentro de estos se encuentran los siguientes:
Tipo de pozo
Tope de cemento hasta la mitad de la tubería
Gradiente normal de temperatura
3 TenarisSideca; Manual de Selección Casing;Buenos Aires – Argentina; 2006 Págs. 4-5
49
Gradiente de fractura calculado
Densidad y tipo de lodo de perforación
Trayectoria del pozo
Presión poral de formación
Presión de fractura estimada
Perfil de temperatura
Localización de zonas permeables
Zonas de posibles pérdidas de circulación
Altura de cemento
Presencia de H2S y/o CO2, domos salinos, etc
Datos históricos del yacimiento
3.1.3.4 Tubería de producción (Tubing)
Es una tubería especial utilizada para producir el pozo y que puede reemplazarse o
repararse durante la vida del pozo.
3.1.3.4.1 Descripción
En la producción de petróleo este es un elemento tubular utilizado para llevar el
producto encontrado en las zonas productivas hasta la superficie. Según la
especificación API los tamaños del diámetro externo de ésta tubería puede variar entre
1.050 a 4.5 pulgadas.
La tubería de producción (tubing), trabaja en conjunto formando arreglos tubulares que
pueden ir desde arreglos sencillos hasta arreglos muy complicados.
50
La función primordial de la tubería es de conducir los fluidos desde la broca de las
perforaciones hasta la superficie.
Fig. 5 Proceso de distribución desde el pozo productos hasta la comercialización
Fuente:http://desarrollosustentable.pemex.com/files/content/M2M/m2m
Elaborado por: Grace Caza
51
3.1.4 Tanques
En la industria petrolera, petroquímica y otras industrias son utilizadas distintos tipos de
recipientes para almacenar una gran variedad de productos como:
Crudo y sus derivados,
Butano
Propano
Glp
Solventes
Agua, etc
Los tanques de almacenamiento forman parte de distintas operaciones en la industria,
tales como:
Producción
Tratamiento
Transporte
Refinación
Distribución
Inventarios / reservas servicios
Los tanques de almacenamiento se usan como depósitos para contener una reserva
suficiente de algún producto para su uso posterior y/o comercialización. En ellos existe
una clasificación siguiente:
Tanques Verticales
o Techo Fijo
52
o Techo Flotante Interno
o Techo Flotante Externo
Tanques Horizontales
Esferas
3.1.4.1 Descripción de los tanques de almacenamiento
El almacenamiento de los combustibles en forma correcta ayuda a que las pérdidas
puedan ser reducidas, aunque no eliminadas, por las características propias de los
productos del petróleo.
El almacenamiento constituye un elemento de sumo valor en la explotación de los
servicios de hidrocarburos ya que:
Actúa como un pulmón entre producción y transporte para absorber las
variaciones de consumo.
Permite la sedimentación de agua y barros del crudo antes de despacharlo por
oleoducto o a destilación.
Brindan flexibilidad operativa a las refinerías.
Actúan como punto de referencia en la medición de despachos de producto, y
son los únicos aprobados actualmente por aduana.
Por estas razones es de vital importancia que definamos los diferentes tipos de tanques
en los cuales se aplicarán las pruebas hidrostáticas.
53
3.1.4.1.1 Tanques Verticales
En la industria petrolera los tanques verticales son los más utilizados para su
almacenamiento de crudo, petróleo y sus productos después de ser refinados.
Los tanques verticales constan de una membrana solidaria al espejo de producto que
evita la formación del espacio vapor, minimizando pérdidas por evaporación al exterior
y reduciendo el daño medio ambiental y el riesgo de formación de mezclas explosivas
en las cercanías del tanque, (como se puede ver en la figura 6) hay que tomar en cuenta
que estos tanques poseen diferente tipo de techo dependiendo el producto que vaya
almacenar, esto será detallado más adelante.
Fig. 6 Tanque vertical
Fuente: EP- Petroecuador
Elaborado por: Grace Caza
54
3.1.4.1.2 Tanques Horizontales
Estos tanques horizontales en la industria petrolera son comúnmente utilizados para el
almacenamiento de GLP (gas licuado de petróleo), claro que en ocasiones lo ocupan
para almacenar agua contra incendio y por falta de lugar de almacenamiento también se
lo utiliza en algunas ocasiones para hidrocarburos.
Los recipientes horizontales (cigarros) se emplean hasta un determinado volumen de
capacidad (fig. 7).
Para recipientes mayores, se utilizan las esferas. Los casquetes de los cigarros son
toriesféricos, semielípticos o semiesféricos.
Sus espesores están en el orden de (para una misma presión, temperatura y diámetro):
Semielíptico: es casi igual al de la envolvente.
Toriesféricos: es aproximadamente un 75% mayor que el Semielíptico.
Semiesférico: es casi la mitad del Semielíptico.
55
Fig. 7 Tanque horizontal
Fuente: http://www.monografias.com/trabajos37/almacenamiento hidrocarburos/Image7967.gif
Elaborado por: Grace Caza
3.1.4.1.3 Esferas
Las esferas son utilizadas para almacenar mayor cantidad de volumen de producto, en el
caso de la industria petrolera mayor cantidad de GLP (gas licuado de petróleo) por lo
hace que se le sustituya al tanque horizontal por una esfera.
Por la falta de lugar de almacenamiento de agua para contra incendios y otros
hidrocarburos se la almacena en las esferas por un corto tiempo hasta ser trasladados
estos productos a sus recipientes adecuados.
56
Las esferas se construyen en gran cantidad utilizando placas de acero (como se puede
ver en la figura 8). Se sostienen mediante columnas que deben ser calculadas para
soportar el peso de la esfera durante la prueba hidráulica (pandeo).
Al igual que en los cigarros, todas las soldaduras deben ser radiografiadas para descartar
fisuras internas que se pudieran haber producido durante el montaje.
Cuentan con una escalera para acceder a la parte superior para el mantenimiento de las
válvulas de seguridad, aparatos de tele medición, etc.
Las esferas cuando son utilizadas en ciudades de altas temperaturas, como es en la costa
y en el oriente, estas deben ser controladas con mayor frecuencia su presión y
temperatura, ya que se recalientan con los rayos del sol, entonces estas esferas son
bañadas a presión con agua que sale de las duchas que posee cada esfera en la parte
superior, para así bajar la temperatura y la presión.
57
Fig. 8 Esfera
Fuente:http://t0.gstatic.com/images?q=tbn
Elaborado por:Grace Caza
3.1.5 Recipientes de presión
Existen numerosos tipos de recipientes que se utilizan en las plantas industriales o de
procesos. Algunos de estos tienen la finalidad de almacenar sustancias que se dirigen o
convergen de algún proceso, este tipo de recipientes son llamados en general tanques.
Los diferentes tipos de recipientes que existen, se clasifican de la siguiente manera:
Por su uso:
o Los podemos dividir en recipientes de almacenamiento y en recipientes
de procesos.
58
o Los primeros nos sirven únicamente para almacenar fluidos a presión y
de acuerdo con sus servicios son conocidos como tanques de
almacenamiento, tanques de día, tanques acumuladores, etc.
Por su forma:
Los recipientes a presión pueden ser cilíndricos o esféricos. Los primeros son
horizontales o verticales y pueden tener en algunos casos, chaquetas para incrementar o
decrecer la temperatura de los fluidos según sea el caso.
Los esféricos se utilizan generalmente como tanques de almacenamiento, y se
recomiendan para almacenar grandes volúmenes esféricos a altas presiones. Puesto que
la forma esférica es la forma natural que toman los cuerpos al ser sometidos a presión
interna esta sería la forma más económica para almacenar fluidos a presión sin embargo
en la fabricación de estos es mucho más cara a comparación de los recipientes
cilíndricos.
3.1.6 Intercambiadores de Calor
Un intercambiador de calor es un dispositivo diseñado para transferir calor entre dos
medios, que estén separados por una barrera o que se encuentren en contacto. Son parte
esencial de los dispositivos de refrigeración, acondicionamiento de aire, producción de
energía y procesamiento químico.
59
Un intercambiador típico es el radiador del motor de un automóvil, en el que el fluido
refrigerante, calentado por la acción del motor, se refrigera por la corriente de aire que
fluye sobre él y, a su vez, reduce la temperatura del motor volviendo a circular en el
interior del mismo.
Fig. 9 Intercambiador de Calor
Fuente:http://t0.gstatic.com/images?q=
Elaborador por: Grace Caza
Los intercambiadores de calor pueden clasificarse según como sea:
Intercambiadores de contacto directo: Son aquellos dispositivos en los que los
fluidos sufren una mezcla física completa.
60
Intercambiadores de contacto indirecto:
- Alternativos: Ambos fluidos reconocen un mismo espacio de forma
alternada, la mezcla entre los fluidos es despreciable.
- De superficie: son equipos en los que la transferencia de calor se realiza a
través de una superficie, cilíndrica o plana, sin permitir el contacto directo.
Existen dos tipos de intercambiadores de contacto indirecto: los cambiadores
de flujo paralelo (intercambio líquido - líquido) y los cambiadores de flujo
cruzado (intercambio líquido - gas).
3.1.7 Válvulas
Una válvula es un dispositivo mecánico con el cual se puede iniciar, detener o regular la
circulación (paso) de líquidos o gases mediante una pieza movible que abre, cierra u
obstruye en forma parcial uno o más orificios o conductos. Las válvulas son unos de los
instrumentos de control más esenciales en la industria. Debido a su diseño y materiales,
las válvulas pueden abrir y cerrar, conectar y desconectar, regular, modular o aislar una
enorme serie de líquidos y gases, desde los más simples hasta los más corrosivos o
tóxicos. Sus tamaños van desde una fracción de pulgada hasta 300 ft (90 m) o más de
diámetro. Pueden trabajar con presiones que van desde el vació hasta más de 20000
lb/in² (140 Mpa) y temperaturas desde las criogénicas hasta 1500 °F (815 °C). En
algunas instalaciones se requiere un sellado absoluto; en otras, las fugas o
escurrimientos no tienen importancia.
La palabra flujo expresa el movimiento de un fluido, pero también significa para
nosotros la cantidad total de fluido que ha pasado por una sección determinada de un
61
conducto. Caudal es el flujo por unidad de tiempo; es decir, la cantidad de fluido que
circula por una sección determinada del conducto en la unidad de tiempo.
Fig. 10 Tipos de Válvulas
Fuente: http://t0.gstatic.com/images?q
Elaborado por: Grace Caza
3.1.8 Cabezal de pozo
Está compuesto por dos juegos de válvulas, principalmente. Las válvulas superiores,
localizadas a los costados, sirven para conducir el fluido desde el fondo del pozo por el
tubing hasta la superficie; mientras que las inferiores están conectados al espacio anular
formado por el casing y tubing, permaneciendo cerradas si el pozo produce a flujo
natural, pero si se emplea levantamiento artificial adquieren diferentes flujos que serán
analizados más adelante.
62
En el medio del tubing se localiza la llamada “válvula máster”, que sirve como primer
bloqueo del flujo del pozo en superficie; normalmente esta válvula está abierta y se debe
tener mucho cuidado en su operación y mantenimiento.
Ya sea en la línea horizontal o de flujo se localizan algunos dispositivos como:
Codos
Válvulas de bloqueo o compuerta
Restricción al flujo o “choques”, que sirven para definir una determinada tasa de
producción a flujo natural.
Medidores de presión
Válvulas de aguja de 1 plg para toma muestras
Termómetros
Válvulas check
Si se emplea sistemas automáticos de control, se tendrán válvulas automáticas
de cierre, transmisores, etc.
63
Fig. 11 Cabezal de Pozo
Fuente:http://1.bp.blogspot.com/__nRwW6ejU8U/S-MqVo-t4TI/AAAAAAAAC-
E/p6pz4e2MJ2o/s1600/Cabezal-de-pozo-petrolero.jpg
Elaborado por: Grace Caza
64
3.1.9 Equipo Impiderrventones (“Blow-out Preventer)
Preventores de Reventonessonequipos que se utilizan para cerrar el pozo y
permitir que la cuadrilla controle uncabeceo o arremetida antes de que ocurra un
reventón. Existen dos tipos básicos de preventores: anular y de ariete. LosPreventores
Anulares poseen un elementode goma que sella al cuadrante, la sarta de perforación, los
portamechas o al hoyo mismo si no existiere sarta en el hoyo.
Este constituye un equipo de mayor interés para salvaguardar la vida del pozo.
- Un típico sistema de BOP dispondrá de los siguiente:
- Equipo acumulador/bomba
- Tubería de alta presión
- Paneles de control
- Ensamblaje BOP
- Manifold de choke
Fig. 12 BOP
Fuente: http://www.alphapiper.com.ar/imgs/servicios_bop.gif
Elaborado por: Grace Caza
65
3.2 FUNDAMENTO TEÓRICO DE LA PRUEBA
Dentro de las pruebas hidrostáticas se debe definir algunos términos que serán de gran
ayuda para el entendimiento y realización de este trabajo.
Los términos son los siguientes:
3.2.1 Pruebas Hidrostáticas (Ph)
Es la prueba de presión que se realiza a tuberías y equipos para verificar su hermeticidad,
confirmar su integridad mecánica y avalar que estén en óptimas condiciones de operación.
3.2.2 Presión de diseño (Pd)
Es la presión a las condiciones más severas de presión y temperatura simultáneamente
esperadas durante el servicio, en las que se demanda el mayor espesor de pared y la
especificación más estricta para el espesor de los componentes.
3.2.3 Presión de operación (Po)
Es la presión medida en una tubería o equipo a las condiciones de operación normal del
proceso, cuya magnitud debe ser inferior a la presión de trabajo máxima permisible.
3.2.4 Presión de Prueba hidrostática(Pph)
Es la presión a la que se somete internamente una tubería o equipo para efectos de prueba
hidrostática, cuya magnitud debe ser en cualquier punto de la tubería o equipo,
3.2.5 Desalojo de agua
Acción de retiro completo de agua de la tubería antes de ponerla en servicio.
66
3.2.6 Registrador de presión
Instrumento para medir y registrar de forma continua en una gráfica con escala acorde a la
magnitud de la presión interna de tuberías, equipos o secciones de proceso sujetos a
prueba.
3.2.7 Temperatura de diseño (Td)
Es la temperatura usada para diseñar tuberías y equipos a las condiciones más severas que
son esperadas durante el servicio.
3.2.8 Temperatura de operación (To)
Es la temperatura en la pared de tuberías, equipos o sus componentes a las condiciones
normales de operación. En intercambiadores de calor se debe considerar la temperatura de
pared de la sección en contacto con el fluido más caliente.
3.2.9Temperatura de prueba (Tp)
Es la temperatura en la pared de tuberías, equipos o sus componentes a las condiciones
normales de la prueba hidrostática.
3.2.10 Recalificación “Rerating”
Es el cambio ya sea en la temperatura de diseño o la presión de operación máxima
permitida de un sistema de tubería. Cuando se reduce la capacidad normal por debajo de
las condiciones originales de diseño, se incrementa la tolerancia a la corrosión
permitida.
67
3.2.11 Reparación mayor
Intervenciones parciales a una planta, en tuberías, equipos o componentes sujetos
normalmente a presión, en las que se requiere el uso de procesos de corte y soldaduras
que afecten la totalidad del espesor de pared, incluyendo modificaciones al diseño
original, sustitución de secciones, reemplazo o adición de conexiones de cualquier
diámetro y eliminación de fallas en soldaduras o metal base que puedan causar fuga de
producto. Comprende las intervenciones para eliminar defectos que representen un alto
índice de riesgo de falla, tales como fracturas y ampollamiento por hidrógeno. En
intercambiadores de calor se considera además la limpieza de fluxería, sustitución,
cancelación y rolado de uno o más tubos y en calentadores a fuego directo, además del
rolado y cambios de tubos, se contempla el reemplazo de cabezales.
CAPÍTULO IV
68
CAPÍTULO IV
4. APLICACIÓN DE LAS NORMAS EN LAS PRUEBAS HIDROSTÁTICAS
Como ya se explicó en el segundo capítulo, en la industria se deben aplicar normas
específicas que regulan cada una de las operaciones y procedimientos.
En el presente capítulo se tratarán cada una de estas especificaciones que cada empresa
debe considerar al realizar las pruebas hidrostáticas a los diferentes equipos dentro de
las operaciones.
4.1 ESPECIFICACIONES PRELIMINARES DE LA PRUEBA
A continuación se detallará cada una de las responsabilidades que los encargados de las
pruebas deben asumir.
4.1.1 Responsabilidades
El Superintendente de construcción es el responsable de programar todas las actividades
previas durante y después de la ejecución de las pruebas.
El Encargado de Control de Calidad tiene como responsabilidad la liberación de los
tramos de tubería y de todos aquellos equipos que serán sometidos a la prueba, con
todos los registros debidamente certificados y firmados, preparar la documentación
técnica para la prueba.
69
El inspector de Salud, Medio Ambiente y Seguridad (EHS) es el responsable de la
evaluación de los posibles impactos ambientales derivados de la realización de las
pruebas hidrostáticas, y de tomar las medidas necesarias para evitar cualquier daño en lo
que concierne a la salud y medio ambiente.
4.2 PROCEDIMIENTO
A continuación se detallará cada uno de los pasos a seguir dentro de las pruebas.
4.2.1 Preparaciones Preliminares
Los siguientes preparativos preliminares deben realizarse:
Se tramitarán y aprobarán todos los permisos requeridos para la realización de la
prueba, incluidos los de ARCH.
Antes de proceder a la ejecución de la prueba, se debe realizar una inspección
previa total del tramo a probar con el fin de verificar que se ha cumplido con la
terminación de todas las uniones soldadas, ensayos no destructivos de las
mismas, revestimiento y sus pruebas de aislamiento, y tapado del tramo.
Se prevé la construcción e instalación de trampas de raspador temporales para
envío y recepción en los extremos del tramo a probar. Se considera el diseño
apropiado para las etapas de limpieza y prueba, y se dispondrá de conexiones
para: Alimentación de agua o aire, presurización, drenajes, venteos,
manómetros, termómetros, registradores de presión, aliviadores de presión.
El sistema a ser probado, dispondrá de venteos en los puntos más altos y se
purgara el aire antes de comenzar a aplicar presión.
Todos los manómetros, registradores o indicadores, serán certificados con una
empresa calificada para estas actividades y su rango será al menos 1,5 veces la
70
presión máxima de prueba. La localización normal del manómetro registrador de
presión debe hacerse cerca de la bomba de presión.
·Colocar señales de precaución en el área de la prueba aislando la posibilidad de
acceso a personal no involucrado en las pruebas. Mantener constante vigilancia
de las instalaciones para la prueba.
4.2.2 Especificaciones técnicas de la Línea
Las especificaciones de la tubería de oleoductos o sistemas de recolección deberán
incluir lo siguiente:
Tipo de material API
Diámetro
Espesor
Revestimiento interno / externo
4.2.3 Plan de Prueba
Un plan de prueba será preparado para cada sección de prueba hidrostática en el cual la
siguiente información debe ser incluida:
a) Especificaciones del material de la tubería instalada: material, diámetro,
espesor, etc.
b) Longitud, volumen y perfil de cada sección de la prueba hidrostática.
c) Presiones en los cabezales de pruebas debido a las diferencias de elevación.
d) Rango de llenado y volumen de agua necesario para llenar la sección a ser
probada.
71
e) Limpieza.
f) Calibración.
g) Planificación para la ejecución de todas las actividades involucradas en la
prueba hidrostática de cada sección.
i) Planificación para el desalojo de agua, y los impactos ambientales.
4.2.4 Limpieza
Antes de iniciar la prueba hidrostática la tubería tiene que estar bien limpia, es necesario
retirar sedimentos, oxidación, suciedad, y otros objetos que puedan obstruir la tubería.
La operación de limpieza será dividida en tres pasos, los cuales consistirán de:
- Pase libre.
- Retiro de sólidos.
- Limpieza.
Pase libre: La función es determinar el pase libre y asegurar que la tubería no esté
obstruida. Se utilizará un chancho baja densidad de 2lb. /ft3 (YBS) con la parte
posterior de espuma de poliuretano.
Retiro de Sólidos: El objetivo es retirar los sólidos presentes en el interior de la
tubería; un chancho de poliuretano de densidad promedio: 5lb. /ft3 (RCC) será
utilizado.
Limpieza: El objetivo es retirar todos los depósitos del interior de la tubería. La
limpieza de la sección será hecha con un conjunto de chanchos de densidad
promedio (RCC). En caso de que una limpieza aceptable no se haya obtenido, el
conjunto de chanchos deben pasarse otra vez hasta que el grado requerido de
72
limpieza sea obtenido. La secuencia de las diferentes etapas de trabajo será descrita
a continuación:
4.2.4.1 Limpieza y calibración Fase 1
Se correrá un chancho de limpieza empujado por agua. Se mantendrá control de
presiones en los extremos de la línea.
- La tubería será limpiada usando un compresor de aire con una capacidad de 600
(CFM) y 125 (PSI).
- Esta actividad empezará después de que la tubería haya sido bajada y tapada.
- La limpieza de la línea será considerada satisfactoria, si durante el pase de los
chanchos de espuma de poliuretano se observa una penetración de 1” de
decoloración.
- En la tubería se correrá una placa calibradora para verificar que no haya
obstrucciones en la tubería y garantizar que no haya abolladuras.
- El “chancho placa calibradora” puede ser de tipo GCC-2 con copas de poliuretano o
de tipo bidireccional GBD-2 con discos de poliuretano, lanzado por aire o agua para
el cual se monta un disco de aluminio con un espesor mínimo de ¼” y el diámetro
de la placa calibradora se obtendrá con los valores de API 5L (tolerancia del espesor
15%, API 5L tolerancia diámetro exterior y ASME B31.4 (tolerancia doblado 2.5
%).
- La velocidad de la placa calibradora será controlada con una presión
- Cada chancho de placa calibradora se armará con una pieza de cadena de acero para
monitorear la ubicación del chancho durante su tránsito en caso de que se atascara.
- Cada placa calibradora se sellará con un número de identificación único y fecha
antes del lanzamiento.
73
- Después del recorrido de cada placa calibradora, se la inspeccionará, tomando en
cuenta que no haya sufrido daños anormales por desgaste durante su recorrido.
- Todas las placas calibradoras serán retenidas para la documentación final.
4.2.4.2 Limpieza y llenado Fase 2
Una vez realizada en forma completa la calibración y limpieza de la línea, esta debe ser
sometida a la prueba de presión hidrostática, de acuerdo con las disposiciones emitidas
por el cliente en forma escrita o consignadas en las especificaciones técnicas.
El agua será bombeada en la tubería con el fin de lubricarla y arrastrar sólidos que
puedan quedar todavía, el agua de la limpieza será impulsada por la línea con chanchos
tipo RCC (Red Crisp Cross), utilizando las bombas de llenado.
La descarga de agua será drenada al medio después de haber sido determinado que
satisface los requisitos de procesamiento de aguas de los planes de manejo ambiental.
4.2.5 Llenado de línea
Para la operación de llenado de la línea una bomba de alto volumen (caudal), será
instalada con todos los materiales y accesorios (incluyendo el medidor de flujo
calibrado y certificado) para la ejecución de la actividad. El volumen de agua ingresada
para la operación del chancho será medido con precisión y registrado.
Se realizará un análisis bacteriológico y físico-químico del agua a ser usada. La línea
será llenada con agua fresca, limpia y libre de elementos agresivos para la tubería,
utilizando el siguiente procedimiento
74
a) El llenado de la tubería será hecho desde el punto más bajo posible.
b) Se colocará una válvula en el extremo opuesto para liberar cualquier residuo
de aire atrapado. Una vez que la línea esté completamente llena, esta válvula
será cerrada.
4.2.6 Presurización
Después de que se ha llenado la línea y la temperatura del agua se ha estabilizado, se
iniciará la presurización de la línea. Por lo que se instalará manómetros de presión en
cada extremo del tramo de oleoducto que se prueba.
Todos los instrumentos a ser utilizados en la prueba deberán incluir una balanza de peso
muerto, registrador de presión, registrador de temperatura, manómetro y termómetro
para registrar la temperatura ambiente.
Los registradores de temperatura serán instalados en cada extremo de la sección que se
prueba en contacto directo con la tubería en un punto cercano al cabezal de prueba. Los
termo acoples serán protegidos de las variaciones de temperatura cubriéndolos con
aislamiento.
La presurización se lo realizará usando una bomba de alta presión con una capacidad de
presión y caudal requeridos (Kg. /cm2 y I/min.). La bomba de presión estará equipada
con un registrador de presión para registrar y hacer el trazo de la presión/volumen
mientras se presuriza la línea.
75
La línea se debe presurizar a una rata aproximada de 20 psi / min hasta un 50% de la
presión de prueba, presión que se sostendrá durante 60 minutos. Se continuará
presionando gradualmente con un rango de presión de 20 psi / min hasta alcanzar el
70% de la presión de prueba y se hará una nueva para la estabilización de una hora. En
este punto se inspeccionan las válvulas, accesorios y otras instalaciones sobre tierra para
detectar y corregir posibles fugas. En caso de detectarse fugas deberá despresurizarse la
línea, corregir el problema y reiniciar el proceso. Una vez eliminadas las eventuales
fugas menores, se procede con la fase final de presurización.
Durante esta fase, debe operarse a una rata de bombeo suficientemente baja de 14 psi /
min para minimizar golpes o vacíos y prevenir sobre presiones, cuando este por alcanzar
el 100% de la presión de prueba se debe parar, reducir la presión en un 10% y después
volver a presurizar hasta el 100%.
Una vez que se alcanza el 100% de la presión de prueba, se desconecta la bomba y se
deja estabilizar la presión por el lapso de una hora.
La bomba y la estación de presurización serán colocadas cerca al reservorio de agua de
prueba, compuesta básicamente de:
- Estación de bombeo
- Toma de agua
- Sistema de inyección de inhibidor (si es necesario)
- Bomba de llenado equipada con un medidor de flujo
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- La bomba de presurización equipada con un registrador de presión.
- Registrador de temperatura
- Mesa de prueba en donde los pesos muertos y los registradores de gráficas se
conectarán.
4.2.7 Prueba
La presión de prueba en cualquier punto será mayor o igual a la presión mínima de
prueba de 1.25 x presión máxima de operación permitida (PMOP) en el punto más alto,
y no excederá la presión de prueba máxima del 90% del esfuerzo mínimo de fluencia
especificado (EMFE) en el punto más bajo, o según se indique en las especificaciones
del proyecto. La presión de prueba en el lugar del peso muerto será determinada en el
campo de acuerdo con la elevación del lugar utilizando la siguiente fórmula: Cabezal =
0.433 psi / ft3.
La presión debe ser elevada moderadamente a una razón constante (máx. de 20psi
/min.) hasta llegar al 50%, en este momento, el supervisor de la prueba empezará a
trazar el gráfico presión/volumen. La presión será incrementada al 70% de la presión de
prueba con periodos de estabilización y la inspección visual A partir de este punto, el
bombeo debe hacerse sin grandes variaciones de presión garantizando incrementos de
1Kg. /cm2.
Se mantienen 14.5 psi por minuto, hasta obtener el 100% de la presión de prueba.
La línea será aprobada si la línea está libre de fugas y si la presión no cae por debajo del
1% de la presión de prueba designada dentro de las 8 horas.
77
No es responsabilidad del contratista, fallas que sean ocasionadas por defectos en
materiales proporcionados por el cliente. En este caso, el cliente debe proporcionar en
forma inmediata el material adecuado y se debe estimar los costos de la reparación y
repetición de la prueba.
La prueba hidrostática se considera terminada cuando los registros e información
recogida durante la prueba hayan sido revisados, aceptados y firmados por el
representante del cliente.
4.2.8 Desalojo de agua
Una vez concluida y aceptada la Prueba Hidrostática, se despresurizará para su
respectivo desalojo, para la cual se conectará al recibidor y se conectará al lanzador un
compresor capaz de desalojar el agua dentro de límites razonables.
Se harán recorrer dos chanchos, uno de copa y otro de espuma, para desalojar el agua de
la sección las veces que sean necesarias hasta dejar completamente limpia (sin agua). Se
instalará un medidor de flujo en la línea de drenaje para controlar la velocidad del
chancho y el progreso del desalojo de agua.
4.3 CARACTERÍSTICAS DEL FLUIDO DE PRUEBA
Salvo en los casos específicamente detallados a continuación, se deberá usar agua
potable entre 16 ºC y 38 ºC como fluido de prueba. El contenido de cloro no deberá
exceder las 100 ppm.
En casos en que se presenten las situaciones siguientes, se deberá usar otro medio no
inflamable para hacer las pruebas.
78
a) Posibilidad de daño causado por congelamiento.
b) El producto transportado podría deteriorarse por la humedad.
c) El material de la tubería podría deteriorarse por el contacto con el agua.
Las tuberías de acero inoxidable para el aceite de lubricación, aceite de transmisiones o
líquido de sistemas hidráulicos, deberá probarse con aceite de lavado o aceite de
operación.
Para otros servicios de acero inoxidable se deberá usar agua potable con un contenido
de cloro inferior a las 50 ppm. En el caso que no se disponga de agua potable con bajo
contenido de cloro, se la puede reemplazar con agua con un contenido de hasta 250 ppm
a la que se le agregará un reactivo ávido de oxígeno como el sulfito de sodio. Deberá
agregarse un Biocida al agua no tratada para prevenir de un efecto microbiológico
corrosivo. Esta agua tratada deberá ser drenada totalmente dentro de los 7 días
posteriores a la prueba, incluyendo todos los puntos bajos.
Para las pruebas neumáticas se usará aire libre de aceite o bien cualquier otro gas no
inflamable y no tóxico.
El uso de agua potable de la faena debe ser autorizado por la Gerencia de Construcción
previo a cada prueba. El Instalador presentará a la Gerencia de Construcción una lista
detallada de sus necesidades, con fecha y hora de las pruebas, con anticipación
suficiente para emitir los permisos necesarios.
79
La Gerencia de Construcción deberá aprobar todos los fluidos de prueba antes de ser
utilizados.
4.4 ESPECIFICACIONES TÉCNICAS PARA CADA UNO DE LOS EQUIPOS
Después de conocer las definiciones de cada uno de los términos, ahora procederemos a
especificar cada una de las normas que se aplicarán a los diferentes equipos.
4.4.1 Tuberías
Este es el elemento más común que se someterá a las pruebas, por lo cual es de suma
importancia conocer que normas se debe utilizar al realizar trabajos de mantenimiento.
4.4.1.1 Norma General
Los nuevos sistemas de tuberías que se instalen a aquellos sistemas de tuberías
instalados que han sufrido reparaciones y/o alteraciones, deberán ser probados
hidrostáticamente, de acuerdo a los códigos aplicables.
La prueba se realizará preferentemente con agua. Si el fluido de operación puede ser
contaminado o el material de la tubería es afectado por al agua, puede utilizarse
cualquier otro fluido adecuado. Se permite para tal efecto emplear hidrocarburos
inflamables con puntos de inflamación (“flash point”) no menor de 150 °F (66°C).
Siempre que sea posible, se instalarán ciegos (panquecas) entre las bridas como
aislamiento de sistema cuando se efectúen pruebas hidrostáticas. En caso de probarse
con válvulas cerradas, la presión de prueba del sistema no excederá a la presión de
prueba de los asientos de las válvulas.
80
En los sistemas de tuberías que incluyan extremos que terminen en bridas, deberán
colocarse bridas ciegas durante las pruebas hidrostáticas.
El manómetro debe colocarse cerca de la descarga de la bomba que se utiliza para la
prueba hidrostática.
Los manómetros para la prueba hidrostática se deben calibrar una vez al mes. A los
manómetros que se utilicen para las pruebas, se les debe colocar una etiqueta con la
fecha de la última calibración.
El rango de presión del manómetro a utilizarse para la prueba hidrostática, debe ser tal
que la presión de prueba hidrostática quede comprendida entre un 30% y un 70% de la
amplitud del rango del manómetro.
Antes de la prueba, toda la línea y equipo debe ser revisado asegurándose que el sistema
puede ser completamente drenado después de la misma. Los venteos, puntos altos y
cualquier otra conexión que pueda servir como venteo, deben ser abiertos para eliminar
el aire/gas de las líneas durante el llenado. Las líneas deben ser completamente purgadas
de aire/gas antes de la presurización.
Debe evitar sobrecargar estructuras soportes de equipos o tuberías debido a cargas por
peso de agua o cabezales estáticos aplicados en cualquier sistema.
A la línea para gas o vapor se le deben instalar soportes temporales adicionales, en caso
de que sean necesarios, para soportar el peso del líquido durante la prueba.
81
Las líneas para gas o vapor soportadas por resortes o contrapesos, deben ser
temporalmente bloqueadas durante la prueba con el objeto de sostener el peso del fluido
de prueba. Los soportes de resortes que han sido diseñados para llevar la carga de
prueba, no requieren ser soportados.
Las secciones cortas de tuberías que requieran ser removidas para la instalación de
ciegos, deben ser probadas separadamente.
Cuando las condiciones requieran que la presión de prueba deba ser mantenida por un
período durante el cual el medio (fluido) en el sistema esté sujeto a expansión térmica,
se deberán tomar previsiones para evitar exceso de presión. Se recomienda instalar una
válvula de alivio ajustada a 1-1/3 veces la presión de prueba hidrostática.
Se debe instalar un filtro en la línea de llenado, para minimizar la posibilidad de
introducir partículas u objetos extraños en el sistema, durante la prueba hidrostática.
Si la presión de prueba para una tubería conectada a un equipo (recipiente a presión,
intercambiador de calor, etc.) es igual o menor que la presión de prueba para el equipo,
la tubería y el equipo podrán ser probados en conjunto, a la presión de prueba de la
tubería.
Sí la presión de prueba de la tubería es mayor que la del equipo conectado, la tubería
debe ser aislada y probada separadamente.
82
La presión de prueba en cualquier sección de una línea no deberá exceder de la máxima
presión permitida en cualquier componente instalado en la línea e incluido en la sección
a prueba.
El espesor mínimo requerido para los ciegos (panquecas) que se instalen entre las bridas
para aislar secciones de tuberías y/o equipos durante la prueba hidrostática, se puede
calcular con la siguiente ecuación.
Ecuación N.- 1 Espesor mínimo
Donde:
Tm:Espesor mínimo requerido
Dg:Diámetro interior de la empacadura para bridas de cara levantada (“raised
face”) o de cara plana (“flat face”), o el diámetro promedio (“pitch diameter”) de
la empacadura para bridas con ranuras para anillos metálicos. (“ring joint”).
E: Factor de calidad del material, de acuerdo a tablas A-1A o A-1B del
ANSI B31.3.
P: Presión de diseño
S: Esfuerzo de diseño permisible a la temperatura de diseño.
C: La suma de corrosión permitida y profundidad de anuras.
83
4.4.1.2 Limitaciones y Excepciones
Los siguientes componentes son generalmente excluidos de pruebas hidrostáticas con
agua para evitar la contaminación y/o daños mecánicos.
Líneas de aire para instrumento. Estas deberán ser probadas únicamente con
aire seco.
Líneas de aire para válvulas neumáticas
Tuberías con revestimiento interno que puede ser dañado por el agua
Líneas y sistemas abiertos a la atmósfera como drenaje, venteos,
descargas de válvulas de seguridad y cloacas. Estos elementos no
requieren de pruebas, pero deben ser inspeccionados para determinar si
todas juntas son apropiadas.
Válvulas de control: Estas deberán ser removidas y reemplazadas por
carretos para protegerlas de sucios y demás partículas extrañas arrastradas
durante la prueba.
4.5 LÍNEAS EN MINIPLANTAS, PLANTAS DE PROCESO, PATIOS DE
TANQUES, LÍNEAS DE GAS, PLANTA ELÉCTRICA
Código Aplicable
ANSI B31.3
Las líneas con temperatura de diseño igual o menor que la temperatura de prueba, deben
ser probadas a presión no menor de 1-1/2 veces la presión de diseño.
84
Para los sistemas diseñados para una temperatura mayor que la de prueba, la presión
mínima de prueba está dada por la siguiente ecuación, donde el valor de ST/S no debe
ser mayor de 6,5:
Ecuación N.- 2 Presión de prueba
Donde:
Pt:Presión de prueba.
P:Presión de diseño.
St:Esfuerzo permisible a la temperatura.
S:Esfuerzo permisible a la temperatura de diseño.
En caso de que la presión de prueba, calculada de acuerdo a la ecuación anterior,
produzca un esfuerzo mayor que el 90% del límite de fluencia de la temperatura de
prueba, la presión de prueba deberá disminuirse hasta la máxima presión, a la cual el
esfuerzo producido por la prueba hidrostática, no exceda el 90% del límite de la
influencia de la tubería a la temperatura de prueba.
La máxima presión de prueba, a la cual el esfuerzo producido por la prueba hidrostática,
no excede el 90% del límite de influencia de la tubería, se puede calcular con la
siguiente ecuación:
85
Ecuación N.- 3 Máxima presión de prueba
Donde:
Pm:Máxima presión de prueba
Sy:Límite de fluencia mínimo especificado (SMYS)
T:Espesor de tubería
4.6 LÍNEAS EN ESTACIONES DE FLUJO, MÚLTIPLES DE PRODUCCIÓN
Y VERTICALES
Código aplicable
API-RP-14E
La práctica recomendada API-RP-14E indica que con excepción del diseño del vertical,
el diseño e instalación de tuberías se debe realizar de acuerdo al ANSI B31.3 por
consiguiente, la prueba hidrostática se realizará de acuerdo a la sección 3.3 de estas
especificaciones.
4.7 LÍNEAS DE RECOLECCIÓN, DISTRIBUCIÓN E INYECCIÓN DE GAS,
MÚLTIPLES DE GAS
Código aplicable
ANSI B31.8
El tiempo mínimo de duración de la prueba será de dos (2) horas a partir del momento
de estabilización de la presión de prueba. La presión mínima de prueba depende de la
86
clasificación del área donde esté ubicada la línea a ser probada y de la máxima presión
de operación.
Tabla 1. Clasificación del área
UBICACIÓN (CLASIFICACIÓN)
PRESIÓN MÍNIMA
DE PRUEBA
Clase 1 1.10 x m.o.p
Clase 2 1.25 x m.o.p
Clase 3 1.40 x m.o.p
Clase 4 1.40 x m.o.p (*)
(*) Incluye tuberías y verticales en plataformas en el lago.
En ningún momento los esfuerzos que se inducen durante la prueba hidrostática podrán
exceder el esfuerzo correspondiente al 90% del punto mínimo de fluencia del material.
En caso de que esto ocurra la presión, a la cual es esfuerzo producido por la prueba
hidrostática, no exceda el 90% del límite de fluencia de la tubería a la temperatura de
prueba.
La máxima presión de prueba, a la cual el esfuerzo producido por la prueba hidrostática,
no exceda el 90% del límite de influencia del material de la tubería.
87
4.8 LÍNEAS DE CRUDO, CRUDO CONDENSADO, HIDROCARBUROS
LÍQUIDOS Y LÍNEAS DE AGUA
Códigos aplicables
ANSI B31.4
API-RP-1110
Las líneas deben ser probadas a una presión no menor de 1.25 veces la presión de
diseño. El tiempo mínimo de duración de la prueba será de cuatro (4) horas a partir del
momento de estabilización de la presión de prueba
En ningún momento los esfuerzos que inducen durante la prueba hidrostática podrán
exceder el esfuerzo correspondiente al 90% del punto mínimo de fluencia del material.
En caso de que esto ocurra, la presión de la prueba deberá disminuirse hasta la máxima
presión, a la cual el esfuerzo producido por la prueba hidrostática, no exceda el 90% del
límite de fluencia de la tubería a la temperatura de prueba.
4.9 LÍNEAS DE BOMBEO DE CRUDO, DE RECOLECCIÓN, DE
DISTRIBUCIÓN Y DE INYECCIÓN DE GAS
Códigos aplicables
ANSI B314
ANSI B31.8
API RP-1111
88
Cada punto del sistema de tuberías debe ser sometido a una presión no menor de 1.25
veces la presión de diseño interna, más la presión externa de la columna de agua en ese
punto (pies agua/2.31 = Lppc). El tiempo mínimo de duración de la prueba será de ocho
(8) horas a partir del momento de estabilización de la presión de prueba.
En ningún momento los esfuerzos que se inducen durante la prueba hidrostática podrán
exceder el esfuerzo correspondiente al 90% del punto mínimo de fluencia del material.
En caso de que esto ocurra, la presión de prueba deberá disminuirse hasta la máxima
presión, a la cual el esfuerzo producido por la prueba hidrostática, no exceda el 90% del
límite de fluencia de la temperatura de prueba.
La máxima presión de prueba, a la cual el esfuerzo producido por la prueba hidrostática,
no exceda el 90% del límite de influencia del material de la tubería, se puede calcular
con la siguiente ecuación:
Ecuación N.- 4 Máxima presión de prueba
Donde:
Pm:Máxima presión de prueba
S:Límite de fluencia
T:Espesor de tubería
D:Diámetro exterior de la tubería
Pe:Presión de la columna de aguas (pies agua/2,31=Lppc)
89
4.10 LÍNEAS DE VAPOR
Códigos aplicables
ANSI B31.1
ASME Sección I
Las líneas deben ser probadas a una presión no menor de 1,5 veces la presión de diseño.
El tiempo mínimo de duración de la prueba será de 10 minutos a partir del momento de
estabilización de la presión de prueba.
En ningún momento los esfuerzos que se inducen durante la prueba hidrostática podrán
exceder el esfuerzo correspondiente al 90% del punto mínimo de fluencia del material.
En caso de que esto ocurra, la presión de prueba deberá disminuirse hasta la máxima
presión, a la cual el esfuerzo producido por la prueba hidrostática, no exceda el 90% del
límite de fluencia de la tubería a la temperatura de prueba.
4.11 LÍNEAS DE PERFORACIÓN: TUBERÍAS DE REVESTIMIENTO
(“CASING”) Y TUBERÍAS DE PRODUCCIÓN (“TUBING”)
Códigos Aplicables
API-SPEC-5A
API-SPEC-5AX
API-BULL-5C2
API-BULL-5C3
90
El tiempo mínimo de duración de la prueba será de 5 segundos a partir del momento de
estabilización de la presión de prueba.
En ningún momento los esfuerzos que se inducen durante la prueba hidrostática podrán
exceder el esfuerzo correspondiente al 80% del límite de fluencia de la tubería a la
temperatura de prueba.
La máxima presión de prueba, a la cual el esfuerzo producido por la hidrostática, no
excede el 80% del límite de fluencia del material de la tubería, se puede calcular con la
siguiente ecuación:
Ecuación N.- 5 Máxima presión de prueba
Donde:
Pm:Máxima presión de prueba
Sy:Límite de fluencia mínimo especificado (SMYS)
T:Espesor de la tubería
D:Diámetro exterior de la tubería
4.12 CABEZALES DE LOS POZOS (“ARBOLITOS DE NAVIDAD”)
Código Aplicable
AI-SPEC-6A
91
Los cabezales de los pozos deben ser probados a la presión nominal de trabajo (“rated
working pressure”). El tiempo mínimo de duración de esta prueba será de 3 minutos a
partir del momento de estabilización de la presión de prueba. Al finalizar esta prueba, se
reduce la presión hasta 0 (cero) para después volver a aumentar la presión y hacer una
segunda prueba a la misma presión de la primera prueba. El tiempo mínimo de esta
segunda prueba será de 15 minutos a partir del momento de estabilización de la presión
de prueba.
4.13 EQUIPO PREVENTORES DE REVENTONES (“BLOW-OUT
PREVENTER)
Códigos Aplicables
API-RP-53
API-RP-7G
4.13.1 Pruebas Hidráulicas de las válvulas impide reventones
Cada vez que se realicen pruebas hidráulicas de las válvulas impiderreventones, se
deben verificar los renglones siguientes:
a) Verificar el tipo de cabezal del pozo y la presión nominal de trabajo (“rated
working pressure”).
b) Inspeccionar las copas de goma para proteger el cabezal (“Wellhead bowl
protector”).
92
c) Verificar el tipo de impiderreventones (“preventer”) y la presión nominal del
trabajo.
d) Verificar el carreto de perforación (“drilling spool”), carreto espaciador (“spacer
pool”), tipos de válvulas y presiones nominales de trabajo.
e) Verificar la colocación correcta de los arietes en los impiderreventones y el
diámetro del arete de la tubería (“pipe ram size”).
f) Verificar el diámetro y el tipo de conexión de la tubería de perforación que se
está usando.
g) Abrir la válvula de tubería de revestimiento durante la prueba.
h) La presión de prueba no debe exceder la presión nominal del trabajo indicada
por el fabricante, para el cuerpo o sellos del conjunto a ser probados.
i) La presión de prueba no debe exceder los valores para el punto mínimo de
fluencia, presión de colapso (“collapse pressure”) y presión interna, tabulados
para las tuberías de perforación en el API-RP-7G (ver anexos 15 al 20).
j) Verificar el tipo de presión de servicio del equipo para probar el
impiderreventones.
Se debe realizar una prueba inicial de presión a todas las instalaciones del
impiderreventones antes de perforar el taponamiento o la zapata de la tubería de
revestimiento. Realizar la prueba hidrostática de cada componente durante tres (3)
93
minutos como mínimo, a partir del momento de estabilización de la presión de prueba.
Inspeccionar las aberturas de los sellos secundarios y líneas de operación de cada
válvula impiderreventones, durante la prueba, para detectar fugas del sello.
Se deben realizar pruebas de presión al equipo de la válvula impiderreventones después
de asentar una “sarta” (“string”) de tuberías de revestimiento, antes de entrar a una zona
de transición de presión conocida y después de reemplazar un ariete del
impiderreventones (“preventer ram”) y/o cualquier componente del conjunto (“stack”)
del impiderreventones o del múltiple de estrangulación (“choke manifold”); estas
pruebas se deben realizar cada 21 días como mínimo. El equipo debe ser probado por lo
menos al 70% de la presión nominal de trabajo (“rated working pressure”) del
impiderreventones, pero limitados a la menor presión nominal del trabajo del cabezal ó
70% de la presión mínima de fluencia interna (“minium internal yield pressure”) de la
parte superior de la “sarta” de la tubería de revestimiento; sin embargo, en ningún caso
estas pruebas de presión o posteriores, deben ser menor que la presión de superficie
prevista o estimada. Una excepción es el impiderreventones anular (“annular
preventer”) el cual puede ser probado al 50% de su presión nominal de trabajo, para
minimizar el deterioro o daño del elemento de sello. Después del reemplazo de un
conjunto (“stack”) del impiderreventones o componentes del múltiple, se debe realizar
una prueba hidráulica.
Precaución: Se debe evitar exponer la tubería de revestimiento a presiones de pruebas
mayores a su resistencia nominal (“rated strength”).
94
4.14 RECIPIENTES DE PRESIÓN
Códigos Aplicables
ASME Sección VIII, División 1
Exxon BP5-3-1
La presión de prueba en el tope de cada sección de un recipiente de presión, no debe ser
menor que la presión determinada por la siguiente ecuación:
Ecuación N.- 6 presión mínima de prueba
Donde:
a) Ph:Presión mínima de prueba.
b) P:Presión de diseño.
c) Srt:Esfuerzo de diseño permisible a la temperatura de prueba.
d) Sdt:Esfuerzo de diseño permisible a la temperatura de diseño.
e) T:Espesor del recipiente incluyendo sobreespesor por corrosión.
f) C:Corrosión permitida.
La relación Srt/Sdt debe ser la más baja para el recipiente.
La relación t7 (t-c) no debe exceder de 1,20.
Cuando en la prueba hidrostática, el manómetro esté instalado en el fondo de un
recipiente, la presión de prueba debe ser corregida respetando el cabezal hidrostático de
la columna de agua (pies agua/2.31= Lppc).
95
Ningún componente o junta soldada de un recipiente de presión debe ser sometido
durante la prueba a esfuerzos que excedan el 90% del valor mínimo especificado para la
fluencia del material. En caso de que esto ocurra, la presión de prueba deberá
disminuirse hasta la máxima presión, a la cual el esfuerzo producido por la prueba
hidrostática, no exceda el 90% del límite de fluencia del componente a la temperatura
de prueba.
El tiempo mínimo de duración de la prueba será de una (1) hora por cada pulgada de
espesor del recipiente, con una duración de una (1) hora como mínimo.
4.15 INTERCAMBIADORES DEL CALOR
Códigos Aplicables
ASME Sección VIII, División.1
API-STD-660
API-STD-661
La presión de prueba hidrostática para intercambiadores de calor diseñados según
“TEMA” y Código “ASME” Sección VIII, División 1, debe ser igual a la presión
determinada por la ecuación dada en la Sección 4.2. el tiempo mínimo de duración de la
prueba será de una (1) hora a partir del momento de estabilización de la presión de
prueba.
Ningún componente o junta de un recipiente de presión debe ser sometido durante la
prueba a esfuerzos que excedan el 90% del valor mínimo especificado por la fluencia
96
del material. En caso de que esto ocurra, la presión de prueba deberá disminuirse hasta
la máxima presión, a el esfuerzo producido por la prueba hidrostática, no exceda el 90%
del límite de fluencia del componente a la temperatura de prueba.
En los intercambios de calor tipo “Casco”-“Tubos”, y el lado “tubos” deben ser
probados separadamente (no simultáneamente), de tal manera que las filtraciones en las
juntas de los tubos puedan ser detectados desde un lado por lo menos.
Antes de la prueba, las uniones soldadas se deben limpiar para poder inspeccionarlas
durante la prueba.
4.16 TANQUES DE ALMACENAMIENTO DE COMBUSTIBLES
4.16.1 Procedimiento
a) El técnico verifica el plano de instalaciones hidráulicas, efectuando la
demarcación donde se ejecutará el trabajo de señalización, cinta de precaución y
conos de seguridad.
b) Se procede a: ubicar el tablero eléctrico, instalar las tarjetas de bloqueo en los
breakers principales de los Dispensadores y bombas sumergibles donde se
realizará la prueba.
c) Se abren las tapas inferiores de los surtidores.
d) Luego se abren las tapas de las cajas contenedoras de las bombas sumergibles,
conexiones hidráulicas a tanques, escotilla de medición manual, dejándolas
airear por 10 minutos.
97
e) Se realiza la medición con el detector de gases, junto con la medición manual
del tanque, diligenciando el formato de prueba hidrostática.
f) Contando con los elementos de seguridad: casco, careta, guantes, etc, se procede
a desacoplar las tuberías del tanque y el surtidor, instalando los tapones en las
tuberías desacopladas del tanque, sistema de bombeo de combustible para el
surtidor observando el cierre hermético.
g) Se instala el swing de prueba de presión en la escotilla de medición del tanque
de la prueba para las tuberías de bombeo y combustible desde el tanque al
surtidor, si es difícil su acceso se instala en la caja contenedora de la tubería de
succión.
4.16.2 Prueba En Tanque De Almacenamiento De Combustible
a) Se inicia inyección de aire comprimido al tanque de almacenamiento según
muestra manómetro para llegar a 5 PSI.
b) Se verifican fugas en el sistema de presión
c) Para las tuberías de succión y desfogue hidráulica, se pueden hacer a 10-15-20-
30-42.5 PSI, durante el mismo lapso de tiempo.
4.16.3 Finalización De La Prueba En Tanque De Almacenamiento De
Combustible
Despresurizar el sistema del manómetro hasta que llegue a “0” PSI y que no evidencie
presión en el mismo, luego se desacopla el swing o muñeco de prueba.
98
a) Inicio de desacople de accesorios instalados para la prueba, hasta dejar las
instalaciones como estaban.
b) Verificar que todo el sistema hidráulico esté bien acoplado.
c) Realizar pruebas de arranque para verificar si hay fugas.
d) Si hay fugas realizar las acciones correctivas para eliminarlas.
e) Si hubo algún tipo de contaminación, limpiar el área.
f) Cierre de tapas de equipos, cajas contenedoras.
g) Recoger herramientas y señalización.
h) Se procede a revisar y a firmar el acta de pruebas hidrostáticas por parte del
personal.
4.17 CONSIDERACIONES DE SEGURIDAD, SALUD Y MEDIO AMBIENTE
En la actualidad todas las empresas se preocupan por la seguridad, salud y sobre todo el
ambiente en donde sus trabajadores se desarrollan.
A continuación se describirá de manera concreta cada uno de estos términos.
4.17.1 Seguridad y Salud
La seguridad y la salud ocupacional son parámetros que los jefes o supervisores de las
pruebas deben tener muy en cuenta en la ejecución.
4.17.1.1 Seguridad
Se debe obtener el permiso de trabajo emitido por el departamento de Facilidades del
cliente, debidamente autorizado previo a la reunión de pre jornada y a la elaboración del
respectivo permiso de trabajo.
99
Identificación y demarcación con cinta de peligro en las áreas de ejecución de la Prueba
hidrostática. Además se instalarán letreros indicativos en las áreas de operación.
Sólo personal autorizado debidamente entrenado y capacitado estará involucrado dentro
de las áreas de ejecución de la prueba, por ningún motivo ninguna persona deberá
manipular sin autorización válvulas e instrumentos instalados en los cabezales de
prueba.
Se deberá controlar constantemente la elevación de presión mediante radios hasta
alcanzar la presión de prueba establecida.
El Supervisor General conjuntamente con los supervisores de la prueba advertirá de los
riesgos y peligros existentes antes durante y después de la ejecución de la prueba
hidrostática.
Como medida preventiva se contará con la presencia del médico de la compañía que se
ubicará lo más cercano a las áreas de prueba.
Antes y después de realizar la prueba, el agua a utilizarse se realizará los respectivos
análisis de acuerdo a la tabla N 4 del Reglamento Ambiental para las Operaciones
Hidrocarburíferas del Ecuador Decreto Nº 1215 (Tabla 2 y Tabla 3)
100
Tabla 2.- Límites permisibles en el punto de descarga de efluentes (descargas
líquidas)
EFLUENTE (punto de descarga)
Parámetro Expresado
en
Unidad Valor límite
permisible1
Promedio
anual2
Destino de
descarga
Potencial hidrógeno pH ---- 5<pH<9 5<pH<9 Todos
Conductividad eléctrica CE μS/ cm <2500 <2000 Continente
Hidrocarburos totales TPH mg/l <20 <15 Continente
Hidrocarburos totales TPH mg/l <30 <20 Mar abierto
Demanda química de O2 DQO mg/l <120 <80 Continente
Demanda química de O2 DQO mg/l <350 <300 Mar abierto
Sólidos totales ST mg/l <1700 <1500 Todos
Bario Ba mg/l <5 <3 Todos
Cromo (total) Cr mg/l <0.5 <0.4 Todos
Plomo Pb mg/l <0.5 <0.4 Todos
Vanadio V mg/l <1 <0.8 Todos
Nitrógeno global (incluye
N orgánico amonical y
óxidos)3
NH4-N mg/l <20 <15 Todos
Fenoles 3
mg/l <0.15 <0.10 Todos
1) En cualquier momento
101
2) Promedio de las determinaciones realizadas en un año conforme a la frecuencia
de monitoreo establecida en el artículo 11 de este reglamento.
3) Parámetro exigido únicamente para refinerías dentro del programa de monitoreo
ambiental interno rutinario.
Tabla 3.- Límites permisibles en el punto de control en el cuerpo receptor
(inmisión)
INMISIÓN (punto de descarga)
Parámetro Expresa
do en
Unidad Valor
permisible 1)
Promedio
anual 2)
Aplicación
Temperatura 4)
oC + 3
o C General
Potencial hidrógeno 5)
pH ---- 6<pH<8 6<pH<8 General
Conductividad eléctrica 6)
CE μS/ cm <170 <120 Continental
Hidrocarburos totales TPH mg/l <0.5 <0.3 General
Demanda química de
oxígeno 7)
DQC mg/l <30 <20 General
Hidrocarburos aromáticos
policíclicos (HAPs)
C mg/l <0.0003 <0.0002 General
1) En cualquier momento
2) Promedio de las determinaciones realizadas en un año conforme a la frecuencia
de monitoreo establecida en el artículo 11 de este Reglamento.
102
4) A una distancia o un radio de 300 metros, comparado con un punto
representativo en el cuerpo receptor aguas arribas a la entrada del efluente.
5) De presentar el cuerpo receptor un pH natural menor a los límites establecidos,
se pueden disminuir los valores hasta este nivel, siempre que se haya
comprobado estadísticamente a través de un monitoreo del cuerpo receptor en un
punto aguas arriba a la entrada del efluente.
6) De presentar el cuerpo receptor una conductividad eléctrica natural superior a los
límites establecidos, se pueden incrementar los valores hasta este nivel, siempre
que se haya comprobado estadísticamente a través de un monitoreo del cuerpo
receptor en un punto aguas arriba a la entrada del efluente.
7) De presentar el cuerpo receptor una DQC natural superior a los límites
establecidos, se pueden incrementar los valores hasta este nivel, siempre que se
haya comprobado estadísticamente a través de un monitoreo del cuerpo receptor
en un punto aguas arriba a la entrada del efluente.
Antes de la evacuación del agua utilizada en la prueba se verificará que los resultados
de los análisis se encuentren bajo parámetros, y una vez autorizado por el cliente se
procederá a su evacuación al área determinada por el mismo.
El equipo de protección personal es obligatorio (EPP):
a) Gafas de protección, cristal o plástico
b) Guantes
c) Uniforme
103
d) Casco
e) Botas de seguridad con punta de acero
f) Protección auricular
Fig. 13 EPP´s
Fuente: http://t0.gstatic.com/images?
Elaborador por: Grace Caza
Observaciones para evitar accidentes:
a) Utilizar guantes con el fin de evitar lesiones en las manos
b) Utilizar casco para evitar posibles impactos en la cabeza
c) Utilizar botas con el fin de evitar lesiones en los pies
d) Utilizar protección auricular con el fin de evitar problemas auditivos
e) Prevenir la entrada de personal no autorizado en el área de prueba
104
Sistema de Permisos de Trabajo:
a) Todo el trabajo debe realizarse de conformidad con los procedimientos del
Manual de Seguridad del Cliente.
b) Todo trabajo que se realice dentro de instalaciones en operación deberá observar
estrictamente los Procedimientos de Permiso de Trabajo antes de iniciar
cualquier trabajo.
4.17.1.2 Salud
El área de prueba será resguardada con cinta de precaución, y se ubicarán rótulos en
sitios prominentes.
Habrá un botiquín de primeros auxilios en el lugar de trabajo, el cual estará bajo la
responsabilidad de la persona a cargo; el contenido mínimo será:
a) Algodón
b) Gasa
c) Vendas
d) Agua oxigenada
e) Mercurio
f) Alcohol
g) Analgésicos
h) Esparadrapo
i) Crema para quemaduras.
105
Fig. 14 Botiquín de Primeros Auxilios
Fuente: http://t2.gstatic.com/images?q=tbn:ANd9GcQwR_D-
Elaborado por: Grace Caza
* Los riesgos especiales asociados con esta actividad son:
a) Accidentes producidos por el equipo usado para hacer la prueba hidrostática
b) Contaminación de cursos de agua con aceite o crudo.
c) Liberación no planeada de altas presiones y energía.
Consideraciones relacionadas con los riesgos listados en el ítem anterior
a) Los trabajadores involucrados en esta fase serán instruidos sobre las normas que
deben ser observadas para trabajar con equipo pesado. El operador del equipo
también será instruido para que su asistente prevenga al resto de trabajadores de
accidentes.
b) Las maquinas que trabajan en cursos de agua serán puestas bajo una inspección
previa para verificar que no existan derrames de aceite o crudo. Si un derrame
toma lugar, el personal será equipado con absorbentes de derrames.
106
c) Los trabajadores envueltos en esta fase serán instruidos con las normas y reglas
especiales a ser seguidas mientras se trabaja en el área de alta presión de
tuberías.
d) Solamente el personal autorizado podrá estar en el área de la prueba hidrostática.
Esta área de prueba será claramente marcada con una cinta de precaución,
barreras y avisos para evitar la entrada a personal no autorizado.
e) Los operadores de maquinaria pesada que circulen necesariamente por la zona
presurizadas de prueba hidrostática serán advertidos para no pasar sobre, o
cruzar la zanja del oleoducto.
4.17.2 Medio Ambiente
Todos los sobrantes generados por esta actividad tales como: papel, cartón, plástico,
aceites, vidrio, etc., serán recolectados en bolsas plásticas y transportadas al final del día
hacia el campamento central en donde serán manejados de la mejor manera.
Rango de presurización hasta el 50% de presión de prueba 20 psi / min. Tiempo
de estabilización 1 hora.
Rango de presurización hasta el 70% de presión de prueba 20 psi / min. Tiempo
de estabilización 1 hora.
Rango de presurización hasta el 100% de presión de prueba (14 psi / min. O 1
kg. / cm2) tiempo de estabilización 1 hora.
Mantenimiento de presión 12 horas.
CAPÍTULO V
107
CAPÍTULO V
5. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES
5.1 CONCLUSIONES
Se debe establecer programas más estrictos de mantenimiento, incluyendo todos
los factores a analizar de acuerdo a la normativa respectiva y así determinar la
conveniencia de mantener o realizar al equipo que lo requiera su respectiva
prueba hidrostática, y de esta manera mejor los procesos de transporte y
almacenamiento de petróleo.
Se debe cumplir con las recomendaciones en relación al tipo de tanque a usar
para los diferentes tipos de almacenamiento de productos derivados del petróleo
esto según la norma citadas en este trabajo en especial de las API 650, 651 y
653, para de esta forma no deteriorar tanto los tanques y no tener que proceder a
realizar las pruebas de manera constante.
Para la ejecución de las pruebas hidrostáticas en los diferentes equipos es
necesario contar con el conocimiento y participación de todas las áreas
involucradas ya que no se puede dejar de lado áreas de apoyo como son
Seguridad Industrial y Protección Ambiental en este tipo de trabajo.
Es importante que en este tipo de operaciones se deje evidencia no solo de las
actividades secuenciales si no de los problemas suscitados durante el mismo.
108
Es necesario recalcar que este trabajo debe ser complementado con un
seguimiento luego de que se realice las pruebas hidrostáticas, para de esta
manera saber que problemas se suscitan durante la operación.
La participación en trabajos de este tipo permite a quien se inicia en esta área
petrolera el conocer más de lo especial y crítica de la misma, generando una
relación directa entre la teoría y la práctica, a fin de vincular con los procesos a
seguir en otras actividades de este tipo.
5.2RECOMENDACIONES
Se recomienda que este trabajo sea difundido como material de capacitación al
personal propio de mantenimiento, a fin de que se familiaricen con las acciones
realizadas y los procedimientos implementados, para futuros procesos de
similares características.
Se recomienda que las empresas que trabajan en el área petrolera ejecuten cada
una de las pruebas hidrostáticas en sus respectivos equipos siguiendo cada una
de las normas que especifica este manual, a fin de que se normalice y se siga un
procedimiento adecuado en la ejecución de las mismas.
Es necesario mantener flexibilidad el momento de realizar los trabajos ya que en
muchos casos se deberá tomar decisiones que implican cambio del equipo, por
lo que siempre deberá colocarse de fiscalizador una persona que conozca de la
109
materia y tenga poder de decisión, esto redundara en el cumplimiento de los
tiempos establecidos y en el ahorro de insumos que podrían incrementar el
presupuesto de este trabajo.
Por logística y al ser trabajos esporádicos, se recomienda que siempre estos
cambios se los realice a través de empresas calificadas para estos procesos,
tomemos en cuenta el costo que implicaría mantener todos los equipos que
necesitamos para la ejecución de estas pruebas y del personal de mantenimiento
que deben estar presente durante las mismas, debe tomarse muy en cuenta el
costo beneficio y la necesidad urgente o no de la ejecución de la prueba.
Evitar aspirar vapores y tener contacto con la piel durante el proceso. En caso de
lluvia o alteraciones climáticas (tormentas, rayos, relámpagos, etc) no se deben
realizar operaciones eléctricas o hidráulicas.
Antes de realizar algún tipo de operación se debe practicar desgasificación y
drenaje a las cajas contenedoras para evitar inhalación de gases.
Al inspeccionar un equipo de medida se debe utilizar un manómetro verificando
que se encuentre calibrado dentro de las fechas establecidas, removiendo
cualquier elemento que se encuentre obstaculizando la presión, ajustándolo al
sistema hidráulico.
Es recomendable sustentar este tipo de trabajos con evidencias tales como
videos y fotos ya que esto facilita la comprensión de los trabajos ejecutados.
GLOSARIO
110
GLOSARIO
Almacenamiento a presión.- En el Almacenamiento, aquel Recipiente de
almacenamiento, cuya presión de diseño es mayor que la presión atmosférica.
No se incluye a los Tanques de Almacenamiento de Baja Presión.
API.- (American Petroleum Institute): Instituto Americano del Petróleo. Las
principales funciones de la asociación a nombre de la industria incluyen la
defensa, negociación con las agencias gubernamentales, asuntos legales, y
negociación con organismos reguladores; investigación de efectos económicos,
toxicológicos, y ambientales; establecimiento y certificación de los estándares de
la industria, y programas de acercamiento a la comunidad a través de la
educación.
Calibración (aforo).- Proceso para determinar la capacidad total del tanque, o
las correspondientes capacidades parciales a diferentes alturas.
Contingencia.- Posibilidad que suceda alguna cosa; problema o hecho que se
presente de forma imprevista
Dispersantes.- Es un aditivo que se utiliza para lograr que un soluto tenga
distribución y dispersión en un solvente
Elastomérico.- Son aquellos polímeros que muestran un
comportamientoelástico.
Extrusiones.- Es un proceso utilizado para crear objetos con sección transversal
definida y fija
Hermeticidad.- Que cierra perfectamente o que no deja pasar el aire o el líquido
111
Pistola airless.-Es una pistolas que trabajan en sistema de pulverización de alta
presión, las pistolas Airless, están optimizadas con todos los elementos de
seguridad y protección conocidos, la cual busca una altísima velocidad de
aplicación especializándose en sectores muy concretos.
Prefabricada.- Sistema constructivo basado en el diseño y producción de
componentes y subsistemas elaborados en serie en una fábrica fuera de su
ubicación final y que en su posición definitiva, tras una fase de montaje simple,
precisa y no laboriosa, conforman el todo o una parte de una construcción.
Productos limpios.- Son derivados del petróleo resultado de un proceso de
destilación, con características diferentes tales como: Gasolinas, Diesel 2, Diesel
1, Jet A 1, Naftas bases etc.
Ranuras.- Es un canal largo y estrecho que se mecaniza en sólidos tales como la
madera, la piedra, y el metal. Suele servir como guía para realizar un
acoplamiento o un ajuste deslizante con otra pieza que se deslice por la misma.
Splinger.- Elemento tipo ducha que sirve para la salida del agua para
refrigeración de tanques, pueden ser conectados a tuberías.
Tanque atmosférico.- Tanque de Almacenamiento que ha sido diseñado para
operar a presiones desde la atmosférica hasta presiones de 1,0 psig (de 760 mm
Hg hasta 812 mm Hg) medidos en el tope del Tanque.
Tanque atmosférico de techo fijo.- Aquel que puede tener techo auto soportado
o por columnas, la superficie del techo puede tener forma de domo o cono. El
Tanque opera con un espacio para los vapores, el cual cambia cuando varía el
nivel de los líquidos. El Tanque de techo fijo es usado para almacenar líquidos
en razón a que no es exigido.
112
Techo flotante.- El techo de un Tanque de Almacenamiento que flota en la
superficie del líquido almacenado.
Techo tipo domo.- Techo con forma de parte esférica que está soportado por
estructuras reticuladas, fijas.
Transporte.- El Transporte de Hidrocarburos por Ductos.
Vigas.- Elemento con modelo de material deformable
Venteo.- Tubería de ventilación con la que cada Tanque debe estar dotado
Ventilación de presión-vacio.- Tipo particular de ventilación usada en Tanques,
para reducir las pérdidas de respiración y proteger al Tanque de fuentes externas
de ignición. Normalmente cerrada, pero se abre al ocurrir ligeras variaciones de
presión en el interior del Tanque.
Volumen total del tanque.- El volumen total geométrico del interior de un
Tanque de Almacenamiento, incluyendo el denominado Volumen inferior y el
Volumen superior.
BIBLIOGRAFÍA
113
BIBLIOGRAFÍA
1. AMERICAN PETROLEUM INSTITUTE, API Standard 650: Welded Steel Tanks
for Oil Storage, 1978, Washington.
2. ANTONIO CREUS, Instrumentación Industrial, Séptima edición Alfaomega Grupo
Editor, México. Noviembre 2005
3. DALE R. PATRICK, Instrumentation Training course, Howard W Saws & Co.,
Inc., USA.
4. ENNYS R. AMAYA, Instrumentación Industrial, Primera Edición, Venezuela.
5. HAROLD E. SOISSON, Instrumentación Industrial, Editorial Limusa, S.A. de C.V.
México, D.F. 1992.
6. JOSÉ NACIF NARCHI, Instrumentación Industrial, Primera Edición, Tomo I,
México, D.F. 1978.
7. SMITH METER, Product catalog a Collection of Specifications, Manuals, related
Documentation.
PÁGINAS WEB
1. www.cheresources.com/invision/.../
114
2. www.dspace.espol.edu.ec/bitstream/123456789/2385/1/4725.pdf
3. www.pemex.com/files/content/NRF-207-PEMEX-200091.pdf
4. www.scribd.com/doc/20603427/diseno-de-tanque-presentaciOn_api.650-651-653-
weno
5. http://materias.fi.uba.ar/6756/Tanques-
_de_almacenamiento_de_hidrocarburos.1C.07.pdf
115
ANEXOS
115
Anexo N.- 1
Formato para registro de pruebas hidrostáticas
Anexo N.- 2 Tanque Vertical
Elaborado por: Grace Caza
Fuente: Grace Caza
CERTIFICADO DE PRUEBA HIDROSTÁTICA
LUGAR: ______________________________ FECHA: _____________________________
CENTRO DE TRABAJO: __________________ INSTALACIÓN: _______________________
EQUIPO Y/O CIRCUITO: _________________ SERVICIO: ___________________________
PRESIÓN DE DISEÑO: ___________ kPa (kg/cm2) TEMPERATURA DE DISEÑO: ___________K (oC)
PRESIÓN DE OPERACIÓN: _______kPa (kg/cm2) TEMPERATURA DE OPERACIÓN: _______ K (oC)
PRESIÓN DE PRUEBA: __________kPa (kg/cm2) TEMPERATURA DE PRUEBA: __________ K (oC)
MATERIAL: _________________________________________________________________________
ESFUERZO PERMISIBLE A LA TEMPERATURA DE DISEÑO:__________________________ kPa(kg/cm2)
ESFUERZO PERMISIBLE A LA TEMPERATURA DE OPERACIÓN: _____________________ kPa (kg/cm2)
ESFUERZO PERMISIBLE A LA TEMPERATURA DE PRUEBA: _________________________kPa (kg/cm2)
OBSERVACIONES: _____________________________________________________________________
TIEMPO DE PRUEBA: __________________________________________________________________
SE CONSIDERA SATISFACTORIO EL RESULTADO DE LA PRUEBA: _______________________________
CERTIFICADO DE CALIBRACIÓN DEL INDICADOR DE PRESIÓN (ANEXAR COPIA) N.- ________________
CERTIFICADO DE CALIBRACIÓN DEL REGISTRADOR DE PRESIÓN (ANEXAR COPIA) N.-______________
TIPO DE GRÁFICA DEL REGISTRADOR DE PRESIÓN (ANEXAR GRÁFICA) N.-_______________________
DOCUMENTOS QUE SE ANEXAN: GRÁFICA DE PRESIÓN, CERTIFICADO DE CALIBRACIÓN DEL
INDICADOR Y REGISTRADOR DE PRESIÓN, REPORTE DE INSPECCIÓN DE FUGAS Y LOS NECESARIOS
PARA EL USUARIO.
___________________________________
Prestador del servicio responsable
Nombre y firma
Seguridad Industrial Mantenimiento Operación
116
Anexo N.- 3 Tanque Vertical FTNK 04 00 02
Elaborado por: Grace Caza
Fuente: Grace Caza
117
Anexo N.- 4 Tanques de Almacenamiento de Diesel
Elaborado por: Grace Caza
Fuente: Grace Caza
118
Anexo N.- 5 Tubería
Elaborado por: Grace Caza
Fuente: Grace Caza
119
Anexo N.- 6 Zona de despacho de combustible
Elaborado por: Grace Caza
Fuente: Grace Caza
120
Anexo N.- 7 Arreglo de válvulas
Elaborado por: Grace Caza
Fuente: Grace Caza
121
Anexo N.- 8 Manómetros
Elaborado por: Grace Caza
Fuente: Grace Caza
122
Anexo N.- 9 Líneas de alimentación
Elaborado por: Grace Caza
Fuente: Grace Caza
123
Anexo N.- 10 Válvulas Check
Elaborado por: Grace Caza
Fuente: Grace Caza
124
Anexo N.- 11 Válvula Check y Tubería
Elaborado por: Grace Caza
Fuente: Grace Caza
125
Anexo N.- 12Tanque Horizontal TR TQ 235
Elaborado por: Grace Caza
Fuente: Grace Caza
126
Anexo N.- 13 Cabezal de pozo
Elaborado por: Grace Caza
Fuente: Grace Caza