INSTITUTO POLITÉCNICO NACIONAL SALINAS.pdfPor dedicarme la oportunidad de realizar servicio social...

INSTITUTO POLITÉCNICO NACIONAL

ESCUELA SUPERIOR DE INGENIERÍA QUÍMICA

E INDUSTRIAS EXTRACTIVAS

PROCEDIMIENTOS DE INSPECCIÓN ULTRASÓNICA A GASODUCTOS

TESIS

QUE PARA OBTENER EL TITULO DE:

INGENIERO QUÍMICO INDUSTRIAL

PRESENTA:

José Raúl Quintero Salinas

ASESOR: M. C. Eliseo Montañéz Ávila

México, D.F. Junio de 2008

Al Instituto Politécnico NacionalAl Instituto Politécnico NacionalAl Instituto Politécnico NacionalAl Instituto Politécnico Nacional Por brindarme la oportunidad y las instalaciones para lograr una licenciatura en Ingeniería Química.

A A A A PEMEX Gas y Petroquímica BásicaPEMEX Gas y Petroquímica BásicaPEMEX Gas y Petroquímica BásicaPEMEX Gas y Petroquímica Básica y y y y el personal el personal el personal el personal que labora en que labora en que labora en que labora en éééél.l.l.l.

Por dedicarme la oportunidad de realizar servicio social prácticas profesionales en sus

instalaciones.

A la Escuela Superior de Ingeniería Química e A la Escuela Superior de Ingeniería Química e A la Escuela Superior de Ingeniería Química e A la Escuela Superior de Ingeniería Química e Industrias Extractivas y personal doIndustrias Extractivas y personal doIndustrias Extractivas y personal doIndustrias Extractivas y personal docentecentecentecente. Por proporcionarme la educación necesaria para ejercer en la industria de la transformación.

DEDICATORIAS

CUÉNTAME ALGO, LO OLVIDARÉ. MUÉSTRAMELO, PODRÉ RECORDARLO. SIN EMBARGO, IMPLÍCAME EN ELLO Y LO COMPRENDERÉ.

Proverbio chino.

Con AdmiraciCon AdmiraciCon AdmiraciCon Admiración, Amor y Respeto, a mis padres:ón, Amor y Respeto, a mis padres:ón, Amor y Respeto, a mis padres:ón, Amor y Respeto, a mis padres: Higinio Quintero Choreño Irma Salinas Hernández Que con su la educación, el buen ejemplo, esfuerzo y sacrifico que me brindaron he logrado mi formación profesional.

A mis hermanos: Gracias por la comprensión y paciencia que me brindan.

A mis mejores abuelos:

Que gozan del descanso eterno, gracias por la sabiduría y el buen ejemplo que

brindaron a mis padres y a mí.

A mi escuela ESIQIE y profesores:

Por abrirme las puertas para formar parte de ella y brindarme las herramientas necesarias

para mi formación profesional.

A todos aquellas personas que intervinieron durante todo el proceso de mi formación profesional

IPN-ESIQIE-IQI José Raúl Quintero Salinas

ÍNDICE.

ÍNDICE DE FIGURAS. ......................................................................................... i

ÍNDICE DE TABLAS. .......................................................................................... ii

RESUMEN ........................................................................................................ iii

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

CAPITULO 1......................................................................................................3

1. CORROSIÓN Y CELAJE DE TUBERÍAS...........................................................3

1.1. Corrosión en la industria de transporte. .................................................3 1.2. Corrosión uniforme. .............................................................................4 1.3. Corrosión localizada. ............................................................................5 1.4. Celaje................................................................................................ 12

CAPITULO 2.................................................................................................... 24

2. INSPECCIÓN ULTRASÓNICA...................................................................... 24

2.1. Ultrasonido ........................................................................................ 24 2.2. Interpretación de medición de espesores por ultrasonido. .................... 30 2.3. Descripción de equipo de medición ultrasónica .................................... 37 2.4. Manejo de equipo de medición ultrasónica........................................... 39 2.5. Estudio de corrosión y Espesor de una tubería. .................................... 42

CAPITULO 3.................................................................................................... 44

3. MANEJO DE SOFTWARE UltraPIPE ............................................................. 44

3.1. Configuración de Software.................................................................. 44 3.2. Inspección de una instalación de PGPB por UltraPIPE ........................... 45 3.3. Monitoreo de corrosión....................................................................... 52 3.4. Reporte de inspección ........................................................................ 56

CAPITULO 4................................................................................................... 58

4. ANÁLISIS DE REPORTES ........................................................................... 58

4.1. Interpretación de reportes de corrosión............................................... 58 4.2. Evaluación de riesgo .......................................................................... 62 4.3. Medidas correctivas............................................................................ 64

Conclusiones................................................................................................... 66

Bibliografía...................................................................................................... 67

IPN-ESIQIE-IQI José Raúl Quintero Salinas i

ÍNDICE DE FIGURAS.

Figura 1-1: Formas de corrosión que afectan a las tuberías de proceso. ........................4 Figura 1-2: Protección con ánodos galvánicos o de sacrificio............................................6 Figura 1-3: Protección catódica con corriente impresa .......................................................6 Figura 1-4: diagrama de Pourbaix..........................................................................................8 Figura 1-5: Corrosión por corrientes parásitas .....................................................................9 Figura 1-6: Corrosión por Tensión. ......................................................................................10 Figura 1-7 a: Diagrama de Tensión unitaria-Deformación. ..............................................10 Figura 0-7 b: Diagramad e esfuerzo cíclico para el acero DIN C10 Figura 1-8: Corrosión intergranular......................................................................................11 Figura 1-9: Configuración básica de las trampas de diablos............................................18 Figura 1-10: Sistema de rastreo. ..........................................................................................20 Figura 1-11: Principio de flujo magnético. ..........................................................................21 Figura 2-1: Formas de propagación de ondas....................................................................25 Figura 2-2: Método por transmisión de ondas. ..................................................................27 Figura 2-3: Determinación de las superficies reflectante. ................................................29 Figura 2-4: Campo cercano y campo lejano. ......................................................................32 Figura 2-5 a: Representación de un barrido de ultrasonido en un bloque de prueba,

b: Interpretación de la EHP, c: Interpretación de la EVP........................................34 Figura 2-6: Aspecto de equipo ultrasónico DM4 DL Krautkramer. ..................................38 Figura 2-7: Teclas del DM4 DL Krautkramer. .....................................................................39 Figura 2-8: Método de calibración........................................................................................41 Figura 2-9: Perfil de corrosión...............................................................................................42 Figura 2-10: Algoritmo de estudio de corrosión.................................................................43 Figura 3-1: Representación de ventana con especificación de datos sobre el equipo.51 Figura 3-2 a: Especificación de datos generales de inspección .......................................53 Figura 0-2 b: Resultados de medición por inspección Figura 3-3: Ventana que permite agregar mediciones a la instalación. .........................55 Figura 3-4: Ventana que permite la visualización general de mediciones a la

instalación. .......................................................................................................................55

IPN-ESIQIE-IQI José Raúl Quintero Salinas ii

ÍNDICE DE TABLAS.

Tabla 1-1: Clase de riesgo e intervalo máximo recomendado de inspección................16 Tabla 1-2: Ventajas y desventajas de los métodos. ..........................................................22 Tabla 2-1: Frecuencias (f) bajas ...........................................................................................24 Tabla 2-2: Transductores comerciales reconocidos por el DM4 DL Krautkrame. .........37 Tabla 2-3: Teclas del DM4 DL Krautkramer........................................................................38 Tabla 3-1 Lista de iconos de Ultra-PIPE ..............................................................................46 Tabla 3-2 Datos generales de diseño de ducto de PGPB. ................................................47 Tabla 3-3 Clasificación de fugas y criterios de acción .......................................................48 Tabla 3-4: Formato de nueva inspección. ...........................................................................56 Tabla 4-1: Reporte de análisis para monitoreo de corrosión. ..........................................60 Tabla 4-2: Reporte de análisis de evaluación de MPOP....................................................63 Tabla 4-3: Clasificación de la MPOP .....................................................................................64

IPN-ESIQIE-IQI José Raúl Quintero Salinas iii

RESUMEN

La seguridad en el trasporte de gas natural se ve afectado por la influencia de la

corrosión en sus diferentes formas, mediante la revisión periódica del estado

mecánico en que se encuentran los gasoductos se realizan evaluaciones del tipo

preventivo-predictivo, que apoyado en la tecnología de inspección de espesores en

paredes metálicas se pretende que el presente documento proporcione los criterios

básicos de evaluación para los diferentes niveles de inspección y las

responsabilidades a las que atiende cada nivel de inspector.

Este procedimiento proporciona información de los tipos de corrosión existentes que

afectan directamente a la tubería usada en el transporte de gas y las características

principales que presentan con la finalidad de que sea identificada en caso de existir,

además se establecen los requisitos que debe cumplir el personal para realizar esta

tarea, además el alcance de responsabilidad para cada nivel de inspección con base

en los procedimientos de la Asociación Americana de Ingenieros Mecánicos (A.S.M.E.)

e Instituto Americano del Petróleo (A.P.I.).

También se expone de manera sencilla las características de la propagación del

ultrasonido y las propiedades que se aprovechan en la aplicación de pruebas no

destructivas conocido como inspección ultrasónica de espesores, con la finalidad de

detectar defectos en los materiales por medio de graficas representadas en los

monitores de los equipos de ultrasonido.

Se presenta un modelo comercial de equipos ultrasónico industrial, seleccionado para

satisfacer los requisitos de inspección (DM4 DL) y su funcionamiento básico,

IPN-ESIQIE-IQI José Raúl Quintero Salinas iv

igualmente un algoritmo de calibración del equipo en mención para la realización de

mediciones.

Se presenta un algoritmo para estudio de corrosión mediante una serie de datos de

una instalación existente y monitoreada por PGPB (Pemex Gas y Petroquímica Básica)

de la Superintendencia General de Ductos Venta de Carpio, mostrando el

procedimiento a seguir para el uso del software Ultra-PIPE (Inspección de Tuberías y

Equipo en Plantas), exhibiendo así el estatus en que se encuentra, haciendo uso de

las utilidades de reportes que proporciona este.

Los resultados de un reporte de inspección ultrasónica ajustada por el software Ultra-

PIPE permite establecer criterios de operación, vida remanente en múltiples puntos y

el mantenimiento que se debe proporcionar a la tubería en forma adecuada.

Como resultado del establecimiento y uso de Ultra-PIPE en PGPB y la realización de

servicio social en las instalaciones mismas, motivo a la actualización de un

procedimiento, que permita a los usuarios de Ultra-PIPE, compañeros de la carera de

Ingeniería Química y ramas afines así como personal técnico les permita aplicar los

conocimientos de corrosión a la industria petrolera y de transporte.

IPN-ESIQIE-IQI José Raúl Quintero Salinas 1

INTRODUCCIÓN

Algunos gasoductos fueron construidos en México a principios de los años 60´s y

80´s (1961-1964-1969; y otras en 1985) y puestos en operación con la finalidad

de incrementar la capacidad de transporte de dicho energético hacia las zonas

industriales del Valle de México, razón por la cual algunos ya cumplieron con su

vida útil de operación.

En México se han producido sucesos catastróficos, tal es el caso de la mañana del

19 de noviembre de 1984 en San Juan Ixhuatepec, en el que se dieron una serie

de explosiones e incendios en la Terminal de LPG de la planta de Petróleos

Mexicanos los que causaron la destrucción total de la instalación.

EN 1997 PEMEX Gas inició el desarrollo e implantación de un programa de estudio

de riesgo, modalidad ductos terrestres, Programa de Valoración de integridad (IAP)

para evaluar los riesgos del sistema de transporte de Gas Natural, Gas LP y

petroquímicos básicos, utilizando el programa de evaluación de riesgos de falla

empleando como insumos una gama de datos potencialmente relevantes que

considera 6 factores de probabilidad de falla como corrosión externa, corrosión

interna, daños por terceros, movimiento del suelo, diseño de materiales y

operación del sistema.

Con objeto de describir el estatus de las instalaciones, la dirección de la

subsecretaria de gestión ambiental y dirección general de de gestión integral de

materiales y actividades riesgosas realizó en 2005 el estudio de riesgo mismo año

en que se solicitó por la gerencia de mantenimiento de PEMEX el estado físico de

las instalaciones mediante estadísticas de inspección de corrosión para lo cual se

estableció la tecnología de evaluación de corrosión Ultra-PIPE (Inspección de

Tuberías y Equipo en Plantas).


A través de las actividades realizadas por el departamento de Seguridad Industrial

y Protección Ambiental de las instalaciones de PEMEX Gas y Petroquímica Básica

del Sector Venta de Carpio se tomaran como referencia los datos técnicos de una

instalación para describir el procedimiento más adecuado del uso del software y la

interpretación de resultados que arroja este.

Mediante la implantación de software en PEMEX Gas se pretende reducir los

errores de medición presentados hasta ahora en la inspección ultrasónica de

espesores, así mismo permitirá contar con una base de datos de las inspecciones

realizadas en años anteriores y de su dibujo isométrico correspondiente desde la

construcción de la instalación hasta la fecha con la finalidad de estimar la vida útil

de este mediante el estudio de velocidad de corrosión, prediciendo así la fecha

optima de retiro de la instalación y reducir costos por eventos no deseados debido

a la falta de predicción de espesor mínimo para la presión máxima de operación

permisible (PMOP).


CAPITULO 1

1. CORROSIÓN Y CELAJE DE TUBERÍAS.

1.1. Corrosión en la industria de transporte.

Definiendo corrosión como “La destrucción gradual de un cuerpo metálico, causado

por un ataque no provocado, de naturaleza química, mecánica o electroquímica, sino

debido a la interacción de este con el medio ambiente en el que lo rodea”.

Con la formación en PEMEX Gas y Petroquímica Básica del Programa de Seguridad,

Salud y Protección Ambiental (PROSSPA) [1] en el año de 1997, vino la puesta en

marcha de tecnología para la valoración de integridad y riesgo de ductos conocida

como IAP (Programa de valoración de integridad), la que se ha basado en datos de

medición de espesores.

Para el 2005 la Subgerencia de mantenimiento presentó el estudio de estatus de las

instalaciones, para lo cual la Superintendencia General de Ductos Venta de Carpio

inicio la evaluación de integridad mediante un Software con el que se pretende

estimar el tiempo de vida útil de una instalación.

Para la valoración de integridad es necesario identificar los tipos de corrosión

comunes a los que se enfrenta la industria del transporte de gas natural, que son

uniforme y localizada Figura 1-1.


Formas de corrosión

La corrosión se presenta en los ductos de diferentes maneras manifestándose

principalmente en las formas [2] mostradas en la Figura 1-1 y esta representa un

riesgo debido a la disminución del espesor de pared y como consecuencia la

disminución de la resistencia mecánica del mismo.

Figura 1-1: Formas de corrosión que afectan a las tuberías de proceso.

1.2. Corrosión uniforme.

La corrosión uniforme puede ser descrita como un adelgazamiento progresivo y

uniforme del componente metálico en toda la superficie del material, causando una

pérdida general del material. Debido a la uniformidad, es relativamente fácil

considerar un margen de corrosión que evitara fallas futuras.

CORROSIÓN

Uniforme Localizada

Macroscópica Microscópica

Por tensión Intergranular

Ataque por hidrogeno

Galvánica Erosión

Pitting ó localizada Corrientes parásitas

FORMAS DE CORROSIÓN QUE AFECTAN A LAS TUBERÍAS DE PROCESO

Por Fatiga


Al considerar la existencia de corrosión uniforme, que rara vez aparece como única

debido a factores geométricos, también se debe considerar la corrosión de manera

desigual. La más frecuente de estas es el ataque en hendiduras, en el cual la

corrosión se encuentra en los huecos, juntas y cabezas de tornillo y en dondequiera

que exista una discontinuidad geométrica.

1.3. Corrosión localizada.

El medio ambiente ataca de manera irregular a las estructuras metálicas, por lo que

la corrosión se presenta en lugares delimitados, presentándose en lugares

específicos, que para el caso de estudio será para el nivel de inspección 2 de acuerdo

al celaje que se mencionará más adelante. Este tipo de corrosión se origina por

diferentes causas y se puede presentar de manera macroscópica o microscópica.

Corrosión macroscópica: Afecta al material de manera visible, siendo causada

por diferentes principios, los tipos de corrosión macroscópica más comunes son:

A. Corrosión galvánica: Ésta se da cuando dos metales, o dos fases

microestructurales, se encuentran en contacto entre si por medio de un electrolito,

donde el metal que presenta un potencial de oxidación menor será oxidado (Ánodo),

mientras que el que presenta el mayor potencial será reducido (Cátodo), así mismo

esta propiedad se puede utilizar de dos maneras como medio de protección

anticorrosiva denominadas “Protección con ánodos galvánicos o de sacrificio” y

“Protección catódica con corriente impresa“.


a. Protección catódica con ánodos galvánicos o de sacrificio: Esta

protección se efectúa conectando el metal que se trata de proteger a otro menos

noble que él, es decir, aquel que tenga el potencial de oxidación menor. Figura 1-2.

Figura 1-2: Protección con ánodos galvánicos o de sacrificio.

b. Protección catódica con corriente impresa: Conectando el metal a

proteger al polo negativo de una fuente de alimentación de corriente continua, pura o

rectificada, y el polo positivo a un electrodo auxiliar que puede estar constituido por

chatarra de hierro, ferro-silicio, plomo-plata, grafito, etc. que garantice que el

potencial existente en la estructura protegida evite la corrosión de esta y

consecuentemente la oxidación del electrodo auxiliar. Figura 1-3.

Figura 1-3: Protección catódica con corriente impresa

ESTRUCTURA PROTERGIDA

Cationes

Ánodo

é IFe

é

IAniones

CationesMg

Ánodo

ESTRUCTURA PROTERGIDA

ÁNODO

FUENTE CC

é IFe

é

IAniones

CationesMg

Ánodo Inerte


Las recomendaciones de protección se encuentran establecidas en código A.S.M.E.

B31.8 en su capitulo VI CONTROL DE CORROSIÓN Y MANTENIMIENTO, subtitulo:

CONTROL DE CORROSIÓN EXTERNA, 862.214 Criterios de Protección Catódica,

APÉNDICE K.

B. Corrosión pitting (Picadura): La corrosión por picadura es un tipo de

corrosión altamente localizada que frecuentemente se observa en superficies con

poca o ninguna corrosión general. Las picaduras ocurren como un proceso de

disolución local anódica donde la pérdida de metal es aumentada por la presencia de

un ánodo pequeño y un cátodo grande. Las picaduras suelen ser de pequeño

diámetro (décimas de milímetro) con acumulación de electrolitos. Las hendiduras se

caracterizan por una limitación de la difusión de este modo, la solución que se

encuentra dentro de ellas muy probablemente diferirá de la solución que inicialmente

estuvo.

Es evidente que el pH dentro de una picadura es mucho más ácido que el de un

ambiente neutral fuera de ella, sin embargo los valores de PH solo se desarrollan

cuando están presentes los iones contaminantes.

La presencia de aire, particularmente en valores de pH alcalinos favorece la

formación de una capa superficial sobre los metales más comunes. El proceso de

corrosión en presencia de aire ocurre con menor rapidez, y en lugares donde escasea

el aire resultara una mayor oxidación.

Con los efectos del pH la acumulación de sólidos en la superficie o formación de

bolsas por falla de los recubrimientos anticorrosivos puede originar que el metal se

encuentre en los estados de corrosión, inmunidad o pasividad según el caso, los

estados del hierro se ejemplifican en el diagrama de Pourbaix Figura 1-4.


Figura 1-4: diagrama de Pourbaix [3].

En el área de pasividad el material presenta películas de óxidos o de hidróxidos

estables sobre su superficie, que inhiben la corrosión.

En el área de corrosión los productos de la corrosión son solubles y esta se presenta

por tiempo indefinido.

En el área de inmunidad el metal se encuentra en estado no oxidado dadas las

condiciones de PH.

C. Corrosión por Erosión: Esta se presenta por el desgaste físico del material

que es provocado por la velocidad de un fluido líquido o gaseoso y este se enfatiza

más cuando el fluido lleva partículas sólidas.

En la tubería se presenta cuando existe un cambio de dirección de flujo, que

normalmente se presenta con mayor énfasis en:

a. En codos: Este es un cambio de dirección brusco lo cual afecta

principalmente las paredes de este y las paredes inmediatas a la unión codo-tubería.

b. En reducciones: Afecta principalmente el tramo de reducción y lo afecta

según el caso: Reducción (Mayor a Menor), Reducción (Menor a mayor).

c. Bayonetas: Afecta principalmente la pared exterior al arco.

Las recomendaciones de la localización de medición de espesores (LME) se describen

mas adelante en la inspección nivel 2.

PASIVIDAD

CORROSIÓN

INMUNIDAD

CORROSIÓN

+1

0

-1

0 7 14


Este tipo de corrosión se disminuye al efectuar limpieza mecánica por el interior de la

tubería para lo cual se auxilia de sondas de limpieza (“diablos de limpieza”), que a su

vez elimina líquidos y sólidos, mejorando la eficiencia de flujo al disminuir el arrastre

de líquidos, que pertenece a la inspección nivel 3.

D. Corrientes parásitas: También conocidas como corrientes vagabundas son

producidas por otras superficies metálicas con alta deficiencia de electrones, tal es el

caso de estaciones de rieles Figura 1-5.

Figura 1-5: Corrosión por corrientes parásitas

Corrosión microscópica: se caracteriza por que la cantidad de metal perdido es

insignificante o nulo, sin embargo los efectos secundarios pueden ser grandes, ésta

no es visible y requiere de procedimientos de inspección diferentes para su detección

como lo son el ultrasonido, rayos X y líquidos penetrantes que pertenecen a pruebas

no destructivas, pruebas hidráulicas, dureza y neumáticas que son pruebas

destructivas, las más comunes en tuberías son:

A. Corrosión bajo tensión (CBT): Es un fenómeno que ocurre bajo la acción

conjunta de un esfuerzo de tensión y un medio ambiente corrosivo, que se manifiesta

en un material metálico, mediante una falla mecánica por agrietamiento. El origen de

Estacion Generadora

Rieles

Suelo

Catodico

+

Anodico

-

Corrosión Tubería Métalica


este fenómeno se encuentra en defectos internos y superficiales de un material

metálico producidos por trabajos en frío, soldadura, tratamiento térmicos, o bien,

ocurren durante una operación extrema durante la operación del equipo. Las

fracturas pueden seguir caminos entre granos como en la Figura 1-6 que a menudo

presentan una tendencia a la ramificación.

Figura 1-6: Corrosión por Tensión [4].

B. Corrosión Fatiga: Es una forma de corrosión que se manifiesta por fractura

al soportar esfuerzos de tensión cíclicos, y se presenta con o en ausencia de medios

corrosivos. La deformación cíclica que se produce conduce a la formación de grietas

superficiales, que se propagan en ángulo recto con la dirección de la tensión

principal. Estas fallas son muy comunes en estructuras sometidas a vibración

continua provocando que el material llegue al punto de falla muy por debajo de los

esfuerzos que se pueden considerar aceptables en diseño estático Figura 1-7 a.

Deformación de materiales

ε

σ

P

e

ΨΨΨΨ u

ββββe: Módulo de elasticidad

P: Límite de proporcionalidad

Y: Límite aparente de sedencia

u: Límite último

b: Punto de falla

Figura 1-7 a: Diagrama de Tensión unitaria-Deformación.


Para el caso del acero DIN C10 el límite de resistencia limite a la tensión [4] es de

4000 Kgf/cm2 y para el caso de ser sometido a esfuerzo cíclico este se presenta entre

2500 y 3000 Kgf/cm2 como se ve en la Figura 1-7 b.

Figura 1-7 b: Diagramad e esfuerzo cíclico para el acero DIN C10 [4].

C. Intergranular: Ésta ocurre entre los límites de grano, que durante su

solidificación no llegaron a encajar correctamente formando celdas vacías volviéndose

susceptible a corrosión interna, esta se puede detectar por un radiografiado industrial

Figura 1-8.

Figura 1-8: Corrosión intergranular [4].

Comportamiento en carga axial y en torsión

10

100

80000 1000000 1.00E+07

Frecuenc ia (Cic los /segundo)

Esf

uerz

o (K

gf/m

m2)

Axial

Radial


El ataque ocurre inicialmente en la superficie, pasando a la celda vacía, con lo cual se

forma un foco de corrosión.

D. Ataque por hidrogeno: Es originado por la presencia de hidrogeno atómico

adsorbido por el metal durante el proceso de refinación o de soldadura, que debido a

la disociación del gas dentro del metal produce que a) el hidrogeno gaseoso que se

forma en las superficies interiores se encuentre a una presión elevada y por lo tanto,

ejerza una fuerza expansiva (tracción) y b) los átomos de hidrogeno en los bordes de

grano disminuyan las fuerzas de cohesión entre granos adyacentes. Su manifestación

más frecuente es el agrietamiento de juntas soldadas y otros aceros endurecidos

cuando quedan expuestos a ambientes con hidrogeno. Genera perdida de ductilidad

(fragilización por hidrógeno) y fallas por rotura o formación de burbujas en el acero.

1.4. Celaje

Defínase al celaje como la actividad de recorrido e inspección sobre el derecho de vía

que se debe realizar para la verificación [5] del estado en que se encuentran las

instalaciones de transporte de gas natural y el derecho de vía, las cuales debe

establecer e imponer cada empresa para la vigilancia periódica de las instalaciones,

tal como lo indica el estándar A.S.M.E. B31.8 en su capitulo V PROCEDIMIENTOS DE

OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO, párrafo 851.2 en y 851.2 “Patrullaje del

gasoducto”, donde se define la frecuencia en que se deben de realizar las

inspecciones de acuerdo a la clase de localización.

La inspección de gasoductos y de derecho de vía se realiza de acuerdo a la categoría

del celador y debe de cubrir los requisitos de acuerdo al nivel de inspección.


Niveles de inspección.

Inspección Nivel 1: Este nivel comprende la inspección visual a lo largo del

ducto con el fin de determinar defectos, anomalías y problemas que pueda tener la

tubería y que puedan ser detectados a simple vista. Este nivel de inspección se debe

realizar a tubería superficial y derechos de vía. Este nivel de inspección comprende

dos metodologías:

A. Recorrido terrestre: Este tipo de inspección se realiza mediante el uso de

vehículo (camioneta para recorridos de larga distancia, cuatrimoto para terrenos de

difícil acceso a vehículos grandes o a pie) y en su caso recorrido a pie para acceder a

las instalaciones que serán inspeccionadas. Este recorrido debe hacerse a todo lo

largo del ducto y es conocido como Celaje terrestre, el cual la inspección debe de

comprender:

a. Estado del derecho de vía (Franja de afectación al derecho de vía).

b. Asentamientos humanos y actividades de construcción fuera de las que

efectúe la compañía.

c. Identificación de golpes y abolladuras en las tuberías.

d. Tomas clandestinas y fugas.

e. Colchón de enterrado en zonas sujetas a erosión.

f. Verificación del estado de recubrimientos.

g. Vibración del ducto.

h. Condición mecánica de los anclajes, apoyos y soportes.

i. Corrosión de anclajes, apoyos y soportes.

j. Condiciones de señalamientos (existentes y faltantes).

Los incisos a al f son recomendados por Petróleos Mexicanos en NRF-030API párrafo

3.1, los demás son originados por la experiencia.


B. Recorrido aéreo: Se debe utilizar este recorrido para la localización de

riesgos potenciales en zonas de difícil acceso tales como: áreas pantanosas o zonas

de topografía accidentada, además de localizar o detectar maquinaria pesada

trabajando en las cercanías del derecho de vía, labores agrícolas de desmonte y

quema; explotación de minas, canteras, etc., dicha inspección es conocida como

Celaje aéreo, esta inspección se debe de realizar la realización del recorrido aéreo en

áreas de difícil acceso o siempre que se detecten circunstancias inusuales.

Si se requiere de la inspección de largas distancias en breve tiempo. Los recorridos

aéreos se deben efectuar cada 60 días [6].

Inspección Nivel 2. Corresponde a la inspección en sitios o zonas específicas

donde se requiera determinar la condición en la que se encuentra la tubería. Este

nivel de inspección comprende: Línea regular (es aquella que lleva una trayectoria

lineal) e instalaciones superficiales, sistemas y dispositivos de seguridad, equipos y

conexiones.

A. Línea regular. La tubería se debe inspeccionar para evaluar la protección

anticorrosiva, las discontinuidades producidas por fenómenos de corrosión de

cualquier tipo que causa que provoque la disminución del espesor más allá de los

límites permisibles en el diseño. La Medición de espesores de pared se debe realizar

con el propósito de conocer la condición en que se encuentra el ducto en cuanto al

espesor de pared remanente que tiene la tubería y de esta manera determinar si

puede o no seguir operando adecuadamente.

B. Sistemas y dispositivos de seguridad. Son los dispositivos que permiten

el control seguro del sistema que actúan bajo la presencia de un estado de operación

no ordinaria (Presiones excesivas o muy bajas) y generalmente son: reguladores de

presión, instrumentos de control y válvulas de alivio, en estos elementos se deben


evaluar los espesores de pared, el estado de calibración y agentes externos que

pudieran afectar su operación normal,.

C. Equipos y conexiones. Todos aquellos elementos que permiten la

interconexión de las líneas y pueden ser: trampas de "diablos" (se considera como un

equipo completo), válvulas, bridas, injertos y solo se aplicara la inspección nivel 1-2.

Para la localización de medición de espesores (LME) de los puntos anteriores se debe

de seleccionar de acuerdo a los criterios establecidos en API 570 (donde se señala

que la corrosión en la tubería [7] se presenta de manera regular):

a. Tramos de cambio de dirección.

b. Puntos de inyección.

c. Pasos aéreos.

d. Accesorios y conexiones.

e. Interfases aire-tierra.

f. Puntos de apoyo de la tubería.

g. Piernas muertas.

h. Sitios requeridos de acuerdo al criterio del diseñador.

La frecuencia de inspección debe realizarse de acuerdo a lo establecido en API 570[8],

estableciendo 3 clases de acuerdo al nivel de riesgo para los cueles se lista en la

Tabla 1-1, considerando que el intervalo entre las inspecciones se establecerá y se

mantendrá usando los criterios siguientes:

a. La proporción de Corrosión y los cálculos de vida restantes.

b. La clasificación de servicio.

c. El Juicio del inspector, el ingeniero, el supervisor del ingeniero, o un

especialista de corrosión, basado en las condiciones de operación, el historial de la

inspección y la inspección actual.


Tabla 1-1: Clase de riesgo e intervalo máximo recomendado de inspección [8].

CLASE DEFINICIÓN EJEMPLOS Medición

de espesor

1

Son los servicios con el

potencial más alto de

producir una emergencia

inmediata, en caso de

existir una fuga.

A) servicios Inflamables que pueden Auto-refrigerar y

pueden llevar a la fractura quebradiza.

B) Servicios a presión que pueden vaporizar

rápidamente durante la fuga, creando vapores que

pueden acumulan formando una mezcla explosiva.

C) Sulfuro de Hidrogeno gaseoso (>3%).

d) Cloruro de hidrógeno Anhidro.

E) Ácido fluorhídrico.

5 Años

2

Incluye la mayoría de

procesos conducidos por

tuberías.

A) Hidrocarburos del en-sitio que vaporizarán despacio

durante la fuga.

B) Hidrógeno, gas de combustible, y el gas natural.

C) En-sitio los ácidos fuertes y cáusticos.

10 Años

3

Servicios que son

inflamables pero no

vaporizan

significativamente cuando

fugan y no se localizan en

las áreas de alto-actividad.

Servicios que son

potencialmente dañosos al

tejido humano pero se

localizan en las áreas

remotas.

A) Hidrocarburos del En-sitio que no vaporizarán

significativamente durante la fuga.

b) productos destilados en línea y del almacenamiento.

C) Los ácidos del Fuera y cáusticos.

10 Años

--------- Los puntos inyección

Interfaces de tierra-a-aire ------------------------------------------------ 3 Años


Inspección Nivel 3: Este nivel de inspección comprende la evaluación interna del

ducto conocida como inspección en línea [ 9 ] para lo cual se usan sondas

(denominados Diablos) simples o incluso instrumentadas para medición y se usan

continuamente en tuberías en operación y en tuberías recién construidas.

Esta inspección de tuberías tiene como propósito descubrir problemas potenciales

que ponen en riesgo la integridad de los sistemas de ductos; el uso de los “diablos”

logra dicho propósito con la ventaja de efectuarlo sin la necesidad de suspender la

operación. Los diablos han sido cargados de instrumentos de medición con objetivo

de conocer la magnitud de los defectos utilizando técnicas de flujo magnético y

ultrasonido que permiten conocer la localización de estos para su posterior

reparación.

Para la realización de estas inspecciones es necesario contar con las instalaciones

apropiadas, estas son las Trampas de envió de diablos (TED) y Trampas de recibo de

diablos (TRD) o Trampas dobles de diablos (TERD), que en forma normal deben ser

instaladas durante la construcción, la configuración típica de las instalaciones se

muestran en la Figura 1-9.

El objetivo de una TED es iniciar el desplazamiento de la sonda a través de la tubería

de forma que el proceso no pare, iniciando su recorrido mediante la apertura de la

válvula igualadora de presión (a este paso se le conoce como “Pateo”), seguida de la

válvula que conecta a la línea principal con la “cubeta de envío”, una vez que la

sonda ha salido se cierran ambas válvulas y el producto atrapado en la sección de

tubería aislada se dispone a una acción segura.

La instalación TRD recibe la sonda con la apertura de la válvula que conecta a la línea

principal con la “cubeta de recibo” y de la igualadora de presión, una vez que ha


llegado se cierran ambas válvulas y el producto atrapado en la sección de tubería

aislada se dispone a una acción segura.

Las trampas dobles cumplen con ambas funciones, su posición en la línea de

transporte de producto queda entre una TED y una TRD.

Toma para Igualacion

de presión

Al QuemadorVálvula de la cubeta

Válvula de linea

Válvula de linea

Válvula de linea


de presión


de presión

Al Quemador

Al Quemador

Al Quemador

Válvula de la cubeta



Trampa de Recibo de Diablos

Trampa de Doble de Diablos

Toma para Igualacion de

presión

Trampa de Envio de Diablos

Figura 1-9: Configuración básica de las trampas de diablos.


La selección de los Diablos depende de la actividad que se desea, frecuencia de su

uso y la operación de la línea los cuales pueden ser:

A. Diablos de limpieza (Diablos no inteligentes): Se utilizan si el propósito

es remover toda clase de desperdicios acumulados dentro de la tubería ya sea

después de la construcción (puede ser herramienta o chatarra olvidadas) o durante la

operación (acumulación de líquidos y sólidos) que pueden provocar incrustación,

ocasionando la corrosión localizada. Los puntos vulnerables para la acumulación de

estos desperdicios son las cunetas y se debe de monitorear con mayor frecuencia.

Después de la construcción es necesario realizar una prueba hidrostática, por lo que

es necesario utilizar diablos para eliminar baches de aire que interfieren con la

prueba, agua que posteriormente se eliminará mediante diablos que por su uso son:

a. “Diablos de Bacheo”: para el problema de la separación de productos de

diferente uso y que se debe evitar la contaminación de un producto con otro que se

desea bombear por una tubería, esto se logra insertándolo dentro de la corriente,

entre ambos si es posible en la interfase, así cuando el producto llega a su destino

puede capturarse con una contaminación reducida casi al total.

b. Para desecar “Bacheo-Desplazamiento”: después de una prueba

hidrostática es necesario desplazar todo el aire contenido en la tubería, para lo cual

se utilizan diablos de impulsados por el líquido de prueba hidrostática, Después de las

pruebas hidrostáticas se requiere eliminar el líquido remanente después de prueba

hidrostática en la tubería, para estas operaciones se utilizan diablos de “Limpieza de

desplazamiento con gas”, el gas utilizado debe tener las características necesarias

para su empleo como son:

Inerte al producto.

Inerte al materia de construcción de la tubería.


Insoluble o baja solubilidad al producto a transportar.

No contaminante al medio ambiente.

No ser oxidante.

No toxico al personal y de rápida difusión en la atmósfera.

B. Para medir y calibrar (Diablos inteligentes): Después de la instalación

es necesario conocer la conformación interna de la línea como son deformaciones u

obstrucciones (para medir, calibrar el diámetro interior de una tubería y trazar la

trayectoria), localizándolas para lo cual se utilizan “Diablos Instrumentados.

En cuanto a la localización el sistema de rastreo se debe contar con: a) odómetros:

(Ruedas de rotación pegadas permanentemente al tubo) que indican la longitud total

recorrida, b) Indicador de paso de diablo: Estos elementos deben realizar las

funciones de transmitir (elemento montado en la línea) y recibir (elemento montado

en el equipo de inspección), la primera consta de una bobina que detecta la

proximidad del equipo de inspección, entones se activa otra bobina como transmisor

(Campo magnético), que será detectado por el equipo de inspección (Receptor)

creando un registro en tiempo real para su posterior análisis Figura 1-10.

Figura 1-10: Sistema de rastreo.

Monitor de timpo real

Bobina Transmosora

Instrumento dotado de imanes permanentes y

odometros

Bobina detectora


En cuanto a la detección de corrosión mediante la medición de espesores utilizan dos

técnicas principalmente:

a. Técnica de flujo magnético: Con el fin de detectar pérdidas de espesor en

una tubería, un flujo magnético es aplicado a la pared del tubo mediante imanes

permanentes o electroimanes. Con la presencia de cualquier defecto se ve alteradas

las líneas del campo magnético modificando la posición del sensor Figura 1-11.

Figura 1-11: Principio de flujo magnético.

b. Técnica de ultrasonido: El principio bajo el cual opera se describe en el

siguiente capitulo, ya que es el tema en cuestión.

En la Tabla 1-2 se listan las ventajas y desventajas que ofrecen ambas tipos de

técnicas.

N S


Tabla 1-2: Ventajas y desventajas de los métodos.

FLUJO MAGNÉTICO

VENTAJAS DESVENTAJAS

Método con errores leves. No cuantifica los daños.

No le perjudica el tipo de flujo. Es menos preciso.

Conveniente para pequeños

espesores de pared.

En algunos diseños, requiere de verificación

de campo.

Paso confiable en abolladuras de

la línea. Limitado en espesores para cierto diámetro.

Amplia experiencia de campo. Es sensible a propiedades del material.

ULTRASONIDO

VENTAJAS DESVENTAJAS

Conveniente para espesores

grandes. Le perjudica el tipo de flujo.

Indica valores absolutos. Le afecta los residuos.

Muy preciso y no requiere

verificación en campo. Depende de la orientación del transductor.

Reporte bastante aceptable. No inspecciona en abolladuras

Un equipo instrumentado consta de 3 elementos principales: Sección impulsora, de

magnetización/Transducción y amplificación y sistemas de grabación.

a. Sección impulsora: Se encuentra localizada al frente del equipo, cuenta con

copas que sellan con la tubería, mismas que efectúan la fuerza motora de

desplazamiento.


b. Sección de magnetización/Transducción: Es la parte central del equipo en

la que se encuentran los imanes permanentes (o electroimanes), que para el caso de

flujo magnético proveen del campo usado por los sensores ubicados también en esta

sección, los cuales cuentan con un vía flexible que permite el paso por reducciones de

diámetro sin dañarse.

c. Sección de amplificación y sistemas de grabación: es la parte posterior, en

ella se encuentra los circuitos de amplificación de señal y de grabación, además se

alojan el odómetro y un sistema de orientación (rotación), que en conjunto permiten

obtener la localización de la falla (posición longitudinal, circunferencial).


CAPITULO 2

2. INSPECCIÓN ULTRASÓNICA

La inspección ultrasónica es un ensayo no destructivo del tipo mecánico, además es

la prueba más importante de los tres niveles de inspección ya que en el primer nivel

de inspección solo se realiza visualmente, en el segundo y tercer nivel esta se

encuentra presente, debido a esto es necesario describir los principios físicos y

procedimientos que debe conocer el personal con el fin de realizar esta evaluación

adecuadamente, llevando así los datos a un análisis estructural estadístico, el cual es

requerido por Programa de Valoración de Integridad (IAP) el cual se lleva a cabo con

el software Ultra PIPE.

2.1. Ultrasonido

El ultrasonido es la frecuencia que se encuentra por encima de la audible (mayor a 20

Khz.), las frecuencias usuales para ensayos no destructivos son de 0.5 a 25 Mhz

Tabla 2-1.

Tabla 2-1: Frecuencias (f) bajas

Subsónicas f < 20 Hz.

Sonido audible 20 Hz. < f < 20 Khz.

Ultrasonido f > 20 Khz.


Tipo de ondas

Ondas longitudinales (compresión o desplazamiento): El desplazamiento de

las partículas es paralelo a la dirección de propagación del sonido Figura 2-1. Se

desplazan en cualquier medio, y presentan la máxima velocidad de transmisión del

sonido.

Ondas transversales (cortantes): La dirección de propagación es normal a la

dirección de propagación de la onda compresiva Figura 2-1. Solo se presenta en

sólidos y su velocidad es aproximadamente ½ la velocidad de la onda longitudinal.

Ondas superficiales (de Rayleingh): Se propagan en la superficie del sólido

Figura 2-1 (medio transmisor) y se producen cuando una onda cortante alcanza la

superficie del medio, su trayectoria es elíptica con una velocidad es aproximadamente

9/10 la velocidad transversal.

Figura 2-1: Formas de propagación de ondas [11].


Procedimiento de ensayo ultrasónico

Una onda ultrasónica incidente en parte se refracta y en parte se refleja si existe

una variación de la resistencia a la onda, como en caso de que exista un efecto

dentro del material, por ello existen dos procedimientos de ensayo, basados

respectivamente, en la evolución de la parte transmitida de la onda o de la parte

reflejada de la misma.

A. Procedimiento de transmisión: En este procedimiento se evalúa la

parte del ultrasonido que ha sido transmitido a través de la pieza que se ensaya. A un

lado de la pieza se aplica un emisor de sonido y al otro lado, un receptor. En

presencia de un defecto, la intensidad sonora en el receptor disminuye a causa de la

reflexión parcial o se hace nula en caso de reflexión total como se muestra en la

figura 2-2. Lo mismo da que se emplee sonido continuo o por impulsos de sonido

para el ensayo, pues el emisor y el receptor eléctricamente están separados entre si.

En este ensayo no se puede determinar la profundidad a la que está localizado el

defecto de la pieza.

Dado que se utilizan dos palpadores, existen dos zonas de transmisión en el recorrido

del sonido (ACOPLAMIENTO) que influye sobre la intensidad del sonido en el receptor

(la zona de transición del emisor a la pieza objeto y la de la pieza en el receptor).

A si mismo es necesaria una exacta alineación geométrica entre el emisor y el

receptor.


Figura 2-2: Método por transmisión de ondas [10].


B. Procedimiento pulso-eco: Este procedimiento que se designa también

como procedimiento de pulsos o impulsos reflejados, utiliza la porción reflejada del

sonido para la evaluación de defectos. El oscilador piezoeléctrico funciona a la vez

como emisor y como receptor. Aquí no puede operarse sobre la base sonido

continuo, empleándose exclusivamente impulsos de sonido. Un impulso eléctrico de

muy corta duración genera una onda ultrasónica análoga, inmediatamente después,

mientras aún se está propagando la onda, el mismo oscilador esta listo para la

recepción. La onda sonora penetra en el material, hasta que, como resultado de una

superficie limite, tiene lugar una reflexión parcial o total.

Si la superficie reflectante se encuentra perpendicularmente a la dirección de

propagación de la onda sonora, esta es reflejada en su dirección primitiva y al cabo

de un tiempo determinado, que depende de la velocidad del sonido en el material

objeto de ensayo y de la distancia que existe entre el oscilador y la superficie

reflectante, llega de vuelta al oscilador, siendo reconvertida en un impulso eléctrico.

Debe tenerse presente además que no solamente el lado posterior, si no cualquier

otro defecto (deflector) determina pulsos.

Puesto que se puede medir el tiempo de recorrido y se conoce la velocidad del

sonido de la mayor parte de los materiales, este método permite establecer la

distancia existente entre el oscilador y la superficie reflectante, o para determinar la

posición del reflector figura 2-3 Motivo por el cual se emplea el método en la mayoría

de los casos.


Figura 2-3: Determinación de las superficies reflectante [10].


2.2. Interpretación de medición de espesores por ultrasonido.

Dada la forma en que se transfieren las ondas en la materia y el efecto de eco que

presenta (Método del pulso-eco), un equipo de ultrasonido lo que mide

principalmente es el tiempo que tarda una onda ultrasónica en viajar a través de la

pieza a inspeccionar y de acuerdo a la relación de velocidad Ecuación 2-1.

(tiempo) t

aciadiscVelocidad

)tan( )( = Ecuación 2-1

dada la ecuación se puede calcular el espesor ó la distancia a un defecto de la pieza,

si se conoce la velocidad de barrido de la onda ultrasónica.

Campo Sónico: Las ondas ultrasónicas que viajan en el material ocupan un área

a la cual se le conoce como campo sónico y se distinguen dos manifestaciones

diferentes a las que se les denomina campo cercano y campo lejano.

A. Campo Cercano o zona de Fresnell: Es la primera parte de la

propagación y ocurre únicamente en forma perpendicular a la superficie del

transductor y se extienden paralelamente hasta llegar a la zona del campo lejano con

un diámetro igual al del transductor Figura 2-4.

La distancia que alcanza el campo cercano es llamada “rango del campo cercano o

longitud del campo cercano” y depende del diámetro del cristal y de la longitud de

onda en el material de la pieza de trabajo y puede ser calculado mediante la Ecuación

2-2.


c

fDDl

44

22

0 ==λ

Ecuación 2-2

Frecuencia:

onda de Longitud:

cristal del diametro:

cercano campo del Longirud:0

f

D

l

λ

En esta zona la altura del eco causada por un defecto genera interferencias por lo

que es imposible determinar la estimación del tamaño y la distancia a la que se

encuentra.

B. Campo lejano o zona de Fruanhofer: A cierta distancia del transductor

el haz se abre en forma de cono y se denomina “ángulo de divergencia del haz”, en

esta zona la presión sónica máxima se encuentra en el eje de simetría del transductor

y decrece con la distancia al cristal Figura 2-4 hasta alcanzar su valor mínimo.

El ángulo de divergencia del haz produce un área efectiva superficial de un cono,

dicho ángulo se puede calcular de acuerdo con la Ecuación 2-3, útil para diferentes

porcentajes del valor de presión sónica en el eje.

=

DfSen

&

λξ Ecuación 2-3

Donde & es el ángulo de divergencia, ξ representa una constante diferente para

un porcentaje del valor de presión sónica en el eje, λ la longitud de onda, f la

frecuencia y D diámetro del transductor. Para un área apropiada será un 10% de la

presión sónica en el eje el valor de ξ adquiere 1.08 unidades, para el eje (0% de

perdida de presión sónica) ξ es de 1.22 y & es infinito.


Figura 2-4: Campo cercano y campo lejano.

En una inspección ultrasónica Tipo “A” [11] La representación se puede visualizar en

una pantalla de TRC (Tubo de Rayos Catódicos) para ensayos no destructivos, que

cuenta con una escala horizontal de propagación (EHP) y una escala vertical de

propagación (EVP), estas se encuentra con divisiones de 0 a 10 adimensional y de 0 a

100 % respectivamente. Un barrido de ultrasonido en un bloque de prueba con

defectos conocidos representa picos altos y bajos. Un barrido de ultrasonido en un

bloque de prueba con defectos conocidos representa picos altos y bajos Figura 2-5 a.

Un barrido de ultrasonido en un bloque de prueba con defectos conocidos representa

picos altos y bajos [12]. Este análisis representa la profundidad del defecto así como la

amplitud de este.

Interpretación de la EPH. Esta resolución indica la presencia de una

imperfección o discontinuidad en el material del tipo profundidad y se evalúa de

acuerdo a la Ecuación 2-1, la resolución grafica por el método de pulso-eco se

Transductor

Señal

Pieza de trabajo

Campo cercano

Campo lejano

Presión sonora

Campo ultrasónico de un Transductor

100

p

50 0


representa en la Figura 2—5 b en la qué se observa una un alejamiento al origen del

pico conforme aumenta la distancia entre el transductor y la discontinuidad y con la

relación a/t la amplitud disminuye por efectos de recorrido de las ondas emitidas.

Debido a la escala se facilita una la aproximación de la distancia a la que se

encuentra la imperfección cuando se cuenta con el espesor del material con mediante

la Ecuación 2-4, en caso contrario se realiza una calibración del equipo Figura 2-8.

( )10

tEHPd = Ecuación 2-4

Interpretación de la EVH. La representación grafica del EVP se muestra en la

Figura 2—5 c e indica la anchura de una imperfección mediante la amplitud del pico,

con una relación porcentual existente entre un bloque de calibración y una

desconocida se puede evaluar la dimensión de este mediante la Ecuación 2-5 de

talque al aumentar la escala de lectura aumenta la magnitud de la imperfección.

std

std

Escala

lEscalal = Ecuación 2-5

0

10

20

30

40

50

60

70

80

90

100

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10EHP

EV

P

A

B

C

D

Pulso Inicial

Reflexión de la discontinuidad

Reflexión de la pared posterior

Múltiplos de la RPP

0

10

20

30

40

50

60

70

80

90

100

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10EHP

EV

P

A

B

C

D

Pulso Inicial

Reflexión de la discontinuidad

Reflexión de la pared posterior

Múltiplos de la RPP

Figura 2-5 a: Representación de un barrido de ultrasonido en un bloque de

prueba, b: Interpretación de la EHP, c: Interpretación de la EVP.


ESCUELA SUPERIOR DE INGENIERÍA QUÍMICA E

INDUSTRIAS EXTRACTIVAS

ING. QUÍMICA INDUSTRIAL

0

10

20

30

40

50

60

70

80

90

100

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10EHP

EV

P

100%

80%

40%

20%

100%

80%

40%

20%

c

a b

b

c

a

d

d

0

10

20

30

40

50

60

70

80

90

100

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10EHP

EV

P

100%

80%

40%

20%

100%

80%

40%

20%

c

a b

b

c

a

d

d

0

10

20

30

40

50

60

70

80

90

100

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10EHP

EV

P

100%

80%

40%

20%

100%

80%

40%

20%

100%

80%

40%

20%

100%

80%

40%

20%

c

a b

b

c

a

d

d

Figura 2-5 b: Interpretación de la EHP.





0

10

20

30

40

50

60

70

80

90

100

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10

EHP

EV

P

2 4 82 4 8

0

10

20

30

40

50

60

70

80

90

100

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10

EHP

EV

P

0

10

20

30

40

50

60

70

80

90

100

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10EHP

EV

P

a b c

b

a

c

0

10

20

30

40

50

60

70

80

90

100

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10

EHP

EV

P

2 4 82 4 8

0

10

20

30

40

50

60

70

80

90

100

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10

EHP

EV

P

0

10

20

30

40

50

60

70

80

90

100

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10EHP

EV

P

a b c

b

a

c

0

10

20

30

40

50

60

70

80

90

100

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10

EHP

EV

P

2 4 82 4 82 4 82 4 8

0

10

20

30

40

50

60

70

80

90

100

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10

EHP

EV

P

0

10

20

30

40

50

60

70

80

90

100

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10EHP

EV

P

a b c

b

a

c

Figura 2-6 c: Interpretación de la EVP.






2.3. Descripción de equipo de medición ultrasónica

El equipo usado para la inspección ultrasónica de espesores debe cumplir con

especificaciones según ASME sección V [13] y las especificadas por el material de

fabricación, para el caso se usara el modelo comercial DM4 DL Krautkramer que

cubre con una alta exactitud de medición además de reconocer distintos tipos de

transductores, algunos se indican en la Tabla 2-2.

Tabla 2-2: Transductores comerciales reconocidos por el DM4 DL Krautkramer [14].

Transductor Descripción

DA 401 DA 401 Transductor identificado, 5.0 MHz

DA 301 Transductor estándar, 5.0 MHz

DA 303 Transductor estándar, 2.0 MHz

DA 305 Transductor para alta temperatura, 5.0 MHz

DA 311 Transductor estándar, 5.0 MHz, con conector en la parte superior.

DA 312 Transductor estándar, 10 MHz

DA 312 B16 Transductor estándar, 10 MHz, con cara de contacto reducida.

Este modelo además cuenta con una memoria integrada para almacenar de Datos,

con capacidad para almacenar 5390 valores de espesores divisibles en varios

archivos, una interfase RS 232 a DB25 para la transferencia de datos a un PC (por

medio del software datamate), este cuenta con 9 teclas Figura 2-6 que permiten su

operación de las funciones qué posee Figura 2-7 y Tabla 2-3.


Figura 2-6: Aspecto de equipo ultrasónico DM4 DL Krautkramer [14].

Tabla 2-3: Teclas del DM4 DL Krautkramer [14]. Tecla Descripción

ONCAL

Enciende y apaga el instrumento Para seleccionar el modo CAL

MODE Para seleccionar los Modos y Funciones de operación (THK, 2-PT, VEL, MIN, SPEC, I) seguidos uno detrás del otro

▲ ▼

Para ajustar valores (incrementar o reducir) y para seleccionar parámetros (si han sido activados con la tecla CAL/ON); Presionando simultáneamente las dos teclas y : Para ajustar la resolución y las unidades (encontrándose desactivada la función CAL/ON); Para moverse dentro de la función SPEC

▲ ▼

Para seleccionar el número de identificación de los archivos dentro del Almacenador de Datos y para seleccionar los archivos (si se encuentra activada la función FILE); para seleccionar la posición de las mediciones y revisar los valores almacenados (si se encuentra activada la función MEM)

DUAL MULTI

Activa y desactiva el modo de operación DUAL MULTI (para la medición a través de recubrimientos)

FILE Para seleccionar el número de archivos dentro del Almacenador de Datos (cuando el almacenador de datos se encuentra vacío); para seleccionar un archivo utilice las teclas o

MEM Para tener acceso a los archivos seleccionados del Almacenador de Datos; para seleccionar la posición de las mediciones y revisar los valores de las mediciones use las teclas o

OBSTC

Para borrar valores de las mediciones, archivos o la memoria completa del Almacenador de Datos; presenta en pantalla y almacena valores de medición inhibidos

SEND Para almacenar o guardar datos en el Almacenador de Datos; para transferir datos a una PC o una impresora

DM4 DLKrautkramer

CALON

DUALMULTI

MODE

COBST

FILE

MEM SEND


Figura 2-7: Teclas del DM4 DL Krautkramer[14].

2.4. Manejo de equipo de medición ultrasónica

Preparación del instrumento. Este paso consiste en asignar las características

que proporciona el instrumento con las que se desea realizar una medición de

espesor.

A. Asignación de unidades de medición: Las unidades que pueden ser

asignadas son milímetros (mm) y pulgadas (in), estas se pueden presentar como 0.0

a 0.00 mm y de 0.00 a 0.000 in, que representa también la resolución de medición.

B. Velocidad de ultrasonido: Las unidades son asignadas desde la

configuración de unidades de medición y son correspondientes a in/s para in y mm/s

para mm, sin embargo puede ser personalizado a combinar.


C. Calibración: Se pretende la exactitud de la medición y esta se puede hacer

de dos maneras diferentes.

a. Si la velocidad del ultrasonido en el material es conocida: Para este

caso la calibración se realiza con 1 punto y se lleva a cabo automáticamente, para lo

cual solo es necesario introducir la velocidad del ultrasonido y corroborar el espesor

mediante un bloque de calibración del mismo material a inspeccionar.

b. La velocidad del ultrasonido es desconocida: La calibración se realiza

con 1 punto utilizando un bloque de calibración de escalera de espesor y velocidad de

ultrasonido conocidos, para este caso la calibración se realiza con asignando la

velocidad del material del bloque de calibración y se mide verificando o asignando el

espesor a fin de que sea el correcto.

Las calibraciones se hacen con bloques de calibración de acuerdo al código que aplica

y el método se describe en la Figura 2-8.


Figura 2-8: Método de calibración [14].

Calibración

Velocidad del US* en el material es conocida

Presione la tecla MODE hasta que la función VEL se muestre

Aparecerá la velocidad anterior Presione CAL/ON

Modifique el valor con ▲▼

Hasta el valor conocido

Acepte con CAL/ON

Velocidad del US* es desconocida

Características del bloque de calibración

Active THK Oprima CAL/ON

Acople el transductor Modifique el valor con

▲▼ Hasta el valor conocido

Oprima CAL/ON para aceptar

Velocidad del U

S*

en el m

aterial es

cono

cida

El instrumento ahora esta calibrado

* US: Ultrasonido


2.5. Estudio de corrosión y Espesor de una tubería.

El monitoreo de corrosión por medio de UltraPIPE ayuda a determinar cual es la

condición de la tendencia a la corrosión en equipos, este monitoreo debe incluir

velocidad de corrosión, la fecha de la próxima inspección recomendada y la fecha de

retiro pronosticada, presión máxima de seguridad, requisitos de API 510 [15].

Espesor y corrosión: El espesor disminuye en forma no proporcional, es decir

muy rara vez se presenta como corrosión uniforme, es por eso que se debe de

monitorear en diferentes puntos y realizar un análisis con respecto al menor espesor

registrado Figura 2-9.

Figura 2-9: Perfil de corrosión

Los datos a evaluar deberán de arrojar información de una operación segura tales

como la presión máxima de operación (PMO), espesor y fecha probable de retiro, un

algoritmo simple es el presentado en la Figura 2-10.

c

L

t rem

t n


Figura 2-10: Algoritmo de estudio de corrosión [16].

Realizar las mediciones y registrar:

minmax Pr

leido minimoEspesor idaddiscontinu de maxima dProfundida anterior o inicialEspesor

tti

Datos de identificación y de especificación de material

maxmin

max

Pr

0Pr Si

remanenteEspesor

−=>

ttrem

min

max 0Pr Si

remanenteEspesor

tt rem ==

seguridad deFactor F:donde , 2

seguridad de maximaPresion 2

2

retiro deEspesor requerido minimoEspesor

max

maxmaxmin_

==

==

φ

φφ

rem

retreq

SFtP

SF

Pt

SE

Pt

aceptadoret ttt →≥min

Además de estimar:

( )

onconstrucci de fecha :fini

actual Fecha:fact

365

año)por ulgadaspromedio(p desgaste de Velocidad

finifact

ttPA remi

−−=

PA

ttV retrem

u

−=

añosen estimada util Vida

3

365

inspeccion proxima de Fecha

uVfactp +=

uVfactfret 365

retiro de probable Fecha

+=


CAPITULO 3

3. MANEJO DE SOFTWARE UltraPIPE

UltraPIPE es un sistema orientado a Windows™ 95/98/NT y que esta orientado a datos

de inspección, este programa fue desarrollado específicamente para aplicaciones de

inspección en refinerías, plantas químicas y plantas de potencia. PIPE son las siglas de

Plant Inspection of Piping and Equipment (Inspección de Plantas, Tuberías y Equipo) [17].

El uso del software Ultra PIPE es la base para obtener un análisis de la vida esperada

(fecha de retiro), Presión Máxima de Operación Permisible (PMOP), Análisis de

velocidad de corrosión en milésimas de pulgada por año (MPY), espesor mínimo

estructural (tmin), etc., de un equipo, todas estas variables y más se apegan a los

estándares comerciales de diseño, y de ser un material de diferentes propiedades

mecánicas a las comerciales también es posible cargas estas al mismo.

Para la evaluación de seguridad del transporte de gas natural se realiza la mención

de espesores a través de ultrasonido, esta se cargan a Ultra PIPE y el puede realizar

el análisis deseado.

3.1. Configuración de Software

Inicio de Software: Al iniciar por primera vez en icono 1 de la Tabla 3-1, el

usuario es 111, el password es 1 hasta llenar el campo, posteriormente podrá ser

personalizado, inmediatamente se hará uso del menú Utilities∟Create New Data

Database, en la que se especifica la dirección en la que se creara un documento de

Aplicación de Microsoft Office Access (Normalmente en una carpeta creada desde Mi


PC), inmediatamente después se deben de especificar las rutas de trabajo: Setup ∟

Setting Selection. ∟ Edit UltraPIPE Settings… ó icono 2 Tabla 3-1 en la que se

especificara:

A. Dirección de datos (Data Path): la dirección en que se creo la base de datos

en el paso anterior.

B. Dirección de dibujos (Drawings Path): la dirección en que se desea tener los

isométricos correspondientes (Normalmente en una carpeta dentro de la que se

encuentra el documento creado).

C. Dirección de Excel y Word.

D. Ruta de dibujos y tipo de dibujos (para el caso será de Auto CAT)

E. Unidades de trabajo.

F. Configuración de reporte (Textos que se desea aparezcan en los reportes).

3.2. Inspección de una instalación de PGPB por UltraPIPE

Creación de una base de datos para la instalación: Consiste en la creación

de un archivo de Aplicación de Microsoft Access que contendrá toda la información de

la instalación que será cargada y de los estándares de materiales para el análisis

proporcionados por UltraPIPE.

Creación de carpeta de trabajo: Setup∟Setiing Selection∟Select/Add/Delete ó

mediante el icono 3 de la Tabla 3-1 añadir nombre y aceptar. Este paso es para

trabajar para distintas plantas posterior a este paso se cargan datos a UltrPIPE.

Carga de una instalación: Cuando una instalación es nueva o se desea monitorear

a partir de una fecha es necesario contar con los datos de construcción, ya que estos

se especificaran una sola vez en el software, dichos datos deben ser:


A. Identificación completa de cada equipo: Esta comprende 4 puntos de

identificación.

a. Unidad.

b. Identificación de equipo.

c. Sección.

d. Tipo de equipo.

B. Especificaciones de diseño.

Tabla 3-1 Lista de iconos de Ultra-PIPE No. Icono Descripción

1 Inicio a software

2 Configuración de unidades de trabajo

3 Crear carpeta de trabajo

4 Datos de la instalación

5 Visualización de instalaciones existentes en la base de datos

Y adhesión de valores de espesor

6

Añadir y editar isométricos mediante software de apoyo (autoCAD)

7

Reportes de formato de texto fijo


Ejemplo práctico

Para la ejemplificación se tomara los datos de construcción [18] del C.A. (Cruce

aéreo) tomado de la SUPERINTENDENCIA GENERAL DE DUCTOS Venta de Carpio,

así como los datos de especificación que presentan el la Tabla 3.1 esta:

Tabla 3-2 Datos generales de diseño de ducto de PGPB. PEMEX Gas y Petroquímica Básica Datos a Ultra PIPE

Unidad Cruce Aéreo Unit

Ubicación Técnica D011-CR00299 Eq/Circ ID

Denominación Cruce aéreo Gran Canal Sección

Diámetro 36 pulg. Eq Tipe

Espesor nominal 0.562 in

Grado API 5L X65 Espesor .562

Fecha de construcción 1979

Fecha de inicio de operación 1982

Presión de diseño 1070 PSI Brida 1500

Presión máxima histórica 711 PSI

MPPO 949 PSI

Si se desea alguna

información extra se coloca:

Km

Localidad

Dirección

Gasoducto de 36" Ø VENTA

DE CARPIO - PALMILLAS.

Isométrico representativo de la instalación.

Fuente: SUPERINTENDENCIA GENERAL DE DUCTOS Venta de Carpio

Los datos de unidad hasta Denominación incluyendo la información de esta se

cargaran a Ultra PIPE por medio de Setup∟Setiing Selection∟Select/Add/Delete ó

icono 4, Tabla 3.1 en donde cada información deberá ser escrita de acuerdo a:

A. Especificaciones de diseño: Para las especificaciones de diseño es por

medio del menú de Applications ∟ Corrosión Monitoring ∟ Add/Edit//Delete


Eq/Circ and TMLs…, en la casilla Add (Añadir) se especificaran las condiciones

de operación:

a. Código de Diseño: se especifica según el servicio de transporte, si es

LPG o crudo será B31.4, si es Gas Natural será B31.8.

b. Servicio: La sustancia o el servicio al que pertenece.

c. Clase: Refiere a la clasificación de riesgos por fuga Tabla 3.3., contenido

en A.S.M.E. 31.8, apéndice M, TABLAS M5.3, M5.4, M5.5, “CLASIFICACIÓN DE

FUGAS Y CRITERIOS DE ACCIÓN”.

Tabla 3-3 Clasificación de fugas y criterios de acción19 Grado Definición Criterio de Acción

1

Una fuga que representa un peligro existente o probable para las personas o la propiedad, y que requiere una reparación inmediata o acción continua hasta que las condiciones dejen de ser peligrosas.

Requiere acción inmediata (Nota 1), para proteger la vida y la propiedad, y acción continua hasta que las condiciones dejen de ser peligrosas.

2

Una fuga que se reconoce como no peligrosa a tiempo de la detección, aunque justifica una reparación programada sobre la base de un posible peligro futuro.

Lasa fugas se deben reparar o eliminar dentro del plazo de 1 año calendario, aunque no más de 15 meses desde la fecha en que se reportó la fuga. Al determinar la prioridad de reparación.

3

Una fuga que no es peligrosa a tiempo de la detección, y que puede esperarse razonablemente, que se mantenga sin representar un peligro.

Estas fugas deberán ser re- evaluadas durante el siguiente estudio programado, o dentro del plazo de los 15 meses de la fecha reportada, el que ocurra primero, hasta que la fuga sea atendida, o deje de dar una lectura.

NOTA: (1) La acción inmediata, en algunos casos, pudiera requerir uno o más de las siguientes medidas:

(a) implementar un plan de emergencia de la compañía (véase el párrafo 850.4) (b) evacuación de las instalaciones

(c) el bloqueado de una zona (d) enviar el tráfico por otra ruta (e) eliminar las fuentes de ignición

(f) ventar la zona (g) detener el flujo de gas cerrando válvulas ú otros medios (h) notificar a los departamentos de policía y de bomberos


d. RBI: Es el indicativo de de riesgo indicado por la combinación de

numero-literal, el cual adquiere combinaciones desde 1A hasta 5E, el numero

representa la probabilidad de que suceda una falla y la literal representa la

consecuencia, ambos en forma incremental, las especificaciones por factor se pueden

tomar de API580 actualmente en proceso de estandarización. Algunos criterios de

combinación pueden ser.

1A= Lugar altamente seguro, con poca o nula vegetación y fauna.

1E= Lugar altamente seguro, con alta vegetación y fauna.

5A= Lugar altamente inseguro, zona de trabajos, población cercana,

con poca o nula vegetación y fauna.

5E= Lugar altamente inseguro, zona de trabajos, población cercana,

con alta vegetación y fauna.

e. Brida: La presión de diseño a la que se encuentran las uniones bridadas

(Diseño de Bridas: 150, 300, 600, 900, 1500, 2500).

f. Presión de operación, presión de diseño: No es necesario contar con

ambas ya que se cuenta con una banderilla que permite seleccionar con que criterio

se desea realizar el análisis de espesor remanente y de la MPOP.

g. Temperatura de operación, temperatura de diseño: Con el mismo

criterio anterior.

h. Corrosión permisible: La máxima corrosión permitida de acuerdo al

diseño inicial.

i. LME: ésta comprende la identificación del punto a inspeccionar y es

necesario especificar que cada punto cuente con toda su información

correspondiente:

j. TML No.: Se debe escribir un numerado que va desde 1.01, 1.02, 1.03,

1.04, 1.05,…, 2.01, 2.02,…, n.i, donde:


n= Número total de puntos a inspeccionar.

i= Numero sub-puntos de inspección por cada punto.

k. Localidad: Es la representación de la zona a inspeccionar, aquí se deberá

colocar el lugar del LME como indicación del lugar de inspección, Ej. para tuberías:

Superior, Derecho, Inferior, Izquierdo, ó 12, 03, 06, 09 que representa la posición de

medición en la tubería según se ha descrito anteriormente.

l. Código de componente: Se permite visualizar el componente de diseño

de acuerdo al código de diseño seleccionado, en la que se selecciona el diámetro

nominal, exterior y espesor mínimo estructural (Struct t-Min), esta información

deberá ser tomada de la instalación y deberá proporcionarse para cada punto de

inspección de acuerdo al isométrico de referencia.

m. Diámetro: Es cargado con la selección del inciso c.

n. Código de material: Se selecciona según la información requerida.

o. T Min ( ): Esta casilla es variable de acuerdo a cuatro casos los que

incluyen la corrosión permisible:

I: representa que alguna información de los incisos c, d, e, es incorrecta o no existe

tal denominación.

U: representa que el usuario designa esta medida.

P: representa que el espesor ha sido calculado de acuerdo a las presiones indicadas.

S: Representa que este espesor ha sido calculado por medio del espesor mínimo

estructural.

p. Espesor Nominal: Es el espesor especificado según la información

requerida.

q. Fecha de construcción: Es la fecha de construcción según la

información requerida.

Para el caso del ejemplo la información queda como en la Tabla 3.2.


Figura 3-1: Representación de ventana con especificación de datos sobre el equipo.

Si se desea copiar las características a los demás puntos se deberá usar el icono de

copy…, en la que se especificara el rango de puntos de que se desean:

a. Puntos por localidad: Refiere a los TML No (solo copia una cantidad fija de

subpuntos).

Inicio del nuevo rango: Refiere al número inicial del nuevo rango (j.01).

Fin del nuevo rango: Refiere al número final del rango (k.i)

b. Incremento: Es el incremento que se desea entere punto y punto, si se

desea que k incremente uniformemente este será el incremento deseado para el caso

de un incremento de 1 por punto con subpuntos uniformes este sera 1.

Usar localidades de repetición: Se usaran las ya especificadas en localidad, ya que

serán repetitivas.

c. Borrar: Usado para borrar uno o varios puntos de inspección.

d. Edit…: Permite modificar los datos manualmente del punto con excepción de

TML No., para modificar este se usara renombrar.


Añadir isométrico de referencia

Una vez cargada la instalación se agrega un isométrico de referencia mediante la

ruta: Support Modules ∟ Eq/Circ ID Drawings ∟ Add Drawing… ó mediante el icono

numero 6 de la Tabla 3-1 en el cual debe seleccionarse la instalación a la que se

desea agregar un isométrico de referencia de la manera siguiente:

A. Dibujo: Se especifica el nombre que se desea agregar al archivo.

B. Prototipo: El tipo de dibujo al que se desea agregar según las necesidades

de dibujo (Horizontal, Vertical, Equidimencional, etc.).

C. LME: Rango al que se desea se presente en el archivo de dibujo.

3.3. Monitoreo de corrosión

Los datos de inspección tomados en las instalaciones deben ser registrados en

formato con toda la información perteneciente a esta como se muestra en la Tabla

3.2 a y 3.2 b además deben ser almacenados en el equipo de inspección de

espesores por ultrasonido DM4 DL si así se requiere, que son la fuente de

información para el monitoreo de corrosión.

Evaluación de espesores por UltraPIPE

Los espesores ya leídos en una instalación deben registrarse en Ultra PIPE a través

de inspección de espesores por medio de la ruta Applications ∟ Corrosión Monitoring

∟ Add/Edit//Delete Surveys… ó mediante el icono 5, Tabla 3.1 que permite

visualizar las instalaciones existentes.

Figura 3-2 a: Especificación de datos generales de inspección DATOS PARA LA GENERACION DE REPORTES

PEMEX GAS Y PETROQUÍMICA BÁSICA

TERMINAL VENTA DE CARPIO5 Fecha: 4-Abr-2006

CRUCE AEREO (C.A.)7 Ó

Isom. De Referencia:

DATOS PARTICULARES DE LA LINEA:

75.25 BAR Lb/Plg2 (Psi) 75.25 1070.06 Lb/Pulg2 (Psi)

---- °C Lb/Plg2 (Psi) ---- 711.00 Lb/Pulg2 (Psi)

50 BAR Lb/Plg2 (Psi) 50.00 711.00 Lb/Pulg2 (Psi)

27 °C

Cedencia: 65,000 Lb/Pulg2 (Psi)

GAS NATURAL 5

36 Pulg Esp. Nominal: 0.375 Pulg

Ø (Pulg.) E. MINIMO E. RETIRO

36 0.51 0.312

------- 0 #N/A

------- 0 #N/A |------- 0 #N/A

------- 0 #N/A

Ing. Sergio Aguirre Ruíz NIVEL: II CRUCE AEREO (C.A.)

Ing. Evaristo Hernández Parra NIVEL: I

04-Abr-06

31-Mar-05

JUAN MANUEL GONZÁLEZ GUZMÁN R.F.C.:R

API 5L X52 65000.00API 5L X52 65000.00

CRUCE AEREO GRAN CANAL GAS DE 36" VENTA DE CARPIO-PALMILLAS

D011-CR00299 D011-CR00299

API 5L X52

TERMINAL VENTA DE CARPIO

GAS NATURAL

CRUCE AEREO (C.A.)

Kg/Cm2

MINIMO ESTRUCTURAL SEGÚN CODIGO DE DISEÑO

Kg/Cm2

Kg/Cm2

Fecha de inspeccion anterior

PEMEX GAS Y PETROQUÍMICA BÁSICA SECTOR: TERMINAL VENTA DE CARPIO

CRUCE AEREO (C.A.)

CRUCE AEREO GRAN CANAL GAS DE 36" VENTA DE CARPIO-P ALMILLAS

REPORTE: D011-CR00299

MEDICIÓN ULTRASONICA DE ESPESORES EN PIEZAS DE TUBERIA

04-Abr-2006 HOJA: 1 DE 2

36.00 PULGADAS

API 5L X52 50 Kg/cm 2

0.375 PULGADAS

27 ºC

KRAUTKRAMER BRANSON MODELO: DM4 DL SERIE:

KRAUTKRAMER BRANSON MODELO: 560-D SERIE:

DUAL DIMENSIONES: 0.5"Ø

GEL BURDO

ORIGINAL

RECORRIDO DEL HAZ Y REFLEXIÓN DE PARED POSTERIOR

BLOCK DE 4 PASOS

ZONA SANA DEL MATERIAL A INSPECCIONAR

1a. REFLEXIÓN DE PARED POSTERIOR AL 80% DE LA E.V.P.

NIVEL DE REFERENCIA: 70 dB MÁX. (AUTOMÁTICO)

RESULTADO DE LA INSPECCIÓN:

VER HOJA DE RESULTADOS ANEXA.

NOMBRE: NOMBRE:

PUESTO: PUESTO:

PRESIÓN MÁXIMA DE OPERACIÓN:

FLUIDO QUE TRANSPORTA:

SISTEMA Y CONDICIONES DE INSPECCIÓN

ESPESOR NOMINAL: GAS NATURAL

00FK93

ASME B 31.8; NORMA PEMEX CID-NOR-N-SI-0001

ELABORÓ: REVISÓ:

BLOCK DE REFERENCIA:

AJUSTE DE SENSIBILIDAD:

CRITERIO DE EVALUACIÓN:

BLOCK DE CALIBRACIÓN:

MÉTODO DE CALIBRACIÓN:

PROCEDIMIENTO:

API 5L X52

DATOS DE LA LÍNEA (PROPORCIONADOS POR PEMEX GAS Y P ETROQUÍMICA BÁSICA)

DIÁMETRO(S):

TRANSDUCTOR TIPO: FRECUENCIA:

ESPECIFICACIÓN DE MATERIAL DE CARRETES:

TEMPERATURA MÁXIMA DE OPERACIÓN:

5 MHz

TRANSDUCTOR MARCA: 00FCKJ

CLIENTE:

INSTALACIÓN:

ESPECIFICACIÓN DE MATERIAL DE ACCESORIOS:

NOMBRE DE LA LÍNEA:

DESCRIPCIÓN DE LA INSPECCIÓN:

FECHA DE INSPECCIÓN:

Ing. Sergio Aguirre Ruíz Ing. Evaristo Hernández ParraJEFE DE AREA SIPA (No. FICHA: 420258) (No. FICHA: F140271)

REVISIÓN:

ACABADO SUPERFICIAL:ACOPLANTE:

INSTRUMENTO MARCA:

Figura 3-2 b: Resultados de medición por inspección

PEMEX GAS Y PETROQUÍMICA BÁSICA ESPECIF. DE MAT.: API 5L X52

CRUCE AEREO (C.A.) FLUIDO QUE TRANSPORTA: GAS NATURAL

CRUCE AEREO GRAN CANAL GAS DE 36" VENTA DE CARPIO-P ALMILLAS NUMERO DE REPORTE: D011-CR00299

ISOMETRICO DE REFERENCIA: D011-CR00299

50 Kg/cm 2PSI 1 FECHA DE INSPECCION: 04-Abr-2006

27 °C 0.3120 FECHA DE INSPECCIÓN ANTERIOR: 31-Mar-2005

HOJA: 2 2

API 5L X52 R= 65,000 PSI E =1.0 F= 0.72

NORMA O CÓDIGO: ASME B 31.8; NORMA PEMEX CID-NOR-N-SI-0001 P= 50 Kg/cm 2 711 PSI API 5L X52 R= 65,000 PSI E =1.0 F= 0.72

ØDIAM. EXT.

12:00 01:30 03:00 04:30 6:00 07:30 09:00 10:30ESPESOR

MINIMO MEDIDO

PROFUNDIDAD MÁXIMA DE DISCONTINUIDAD

ESPESOR REMANENTE

ESPESOR MINIMO

REQUERIDO

ESPESOR INICIAL O

ANTERIOR

ESPESOR DE RETIRO

PRESION MAXIMA DE SEGURIDAD

VELOCIDAD DE DESGASTE

PROMEDIO

VIDA UTIL ESTIMADA

PULG PULG (PULG) (PULG) (PULG) (PULG) (PULG) (PULG) Kg/cm 2 (PA) (AÑOS) ACEPTADO RECHAZADO

1 LINEA 1 36 36 0.556 0.530 0.552 0.587 0.530 0.530 0.273 0.562 0.3120 96.91 19-Jul-2008 19-Feb-2013 0.032 6.8872 ��

2 LINEA 2 36 36 0.528 0.535 0.542 0.535 0.528 0.528 0.273 0.562 0.3120 96.54 24-May-2008 03-Sep-2012 0.034 6.42 ��

3 LINEA 3 36 36 0.514 0.512 0.518 0.532 0.512 0.512 0.273 0.562 0.3120 93.61 09-Ago-2007 19-Abr-2010 0.049 4.04 ��

4 LINEA 4 36 36 0.510 0.520 0.536 0.520 0.510 0.510 0.273 0.562 0.3120 93.25 16-Jul-2007 07-Feb-2010 0.051 3.85 ��

CLIENTE:

INSTALACION:

LINEA:

PRESION MAX. DE OPERACIÓN:

RESULTADO

(PULG)

PARÁMETROS DE EVALUACIÓN:

711

NIVELNo. DE

ELEMENTOTIPO DE

ELEMENTO

TEMP. MAX. DE OPERACIÓN:

FECHA DE PROXIMA

INSPECCIÓN

FECHA PROBABLE DE RETIRO

DE

LÍNEA: CRUCE AEREO GRAN CANAL GAS DE 36" VENTA DE CARPIO-PALMILLAS NUMERO DE REPORTE: D011-CR00299

HOJA: 1 DE 2

DIAMETRO: 36 Pulg.

DONDE: P: 711.00 Lb/pulg2 E: 1.0

D: 36.000 Pulg. F: 0.72

R: 65000 Lb/pulg2 S: 46800 Lb/pulg2

93.25 Kg/cm2

1326.00 LB/PULG2

E. retiro por P de dis0.4120.4120.4120.4120.412

NOMBRE: NOMBRE:

PUESTO: PUESTO:

ESPESOR MINIMO REQUERIDO (Pres. de dis.): 0.412 Pulg.

0.510ESPESOR MINIMO REQUERIDO

(Pres. Máx. de Op.):

PRESIÓN MÁXIMA PERMISIBLE DE ACUERDO AL MÍNIMO REMA NENTE:

0.312

PARAMETROS DE EVALUACION:

ESPESOR MINIMO REMANENTE:

0.273

RESULTADOS:

API 5L X52

ELABORÓ: REVISÓ:

Ing. Sergio Aguirre Ruíz Ing. Evaristo Hernández Parra

JEFE DE AREA SIPA (No. FICHA: 420258) (No. FICHA: F140271)

Pulg.ESPESOR REQUERIDO POR TABLA:

(TABLA 2.4 NORMA CID-NOR-N-SI-0001)

ESPESOR DE RETIRO: 0.312 Pulg.

Pulg. Pulg.

ESPESOR MINIMO REQUERIDO POR PRESION INTERNA (ASME B 31.8)

ESPECIF. DE MATERIAL:

GRAFICA COMPARATIVA DE ESPESORES MINIMOS REMANENTES VS. ESPESOR DE RETIRO

0.000

0.100

0.200

0.300

0.400

0.500

0.600

1 2 3 4

NIVELES

ES

PE

SO

RE

S E

N P

ULG

AD

AS

ESPESORES REMANENTESESPESOR DE RETIRO (Presión Máx. de Op.)ESPESOR DE RETIRO (Presión de diseño)

S

PDt

2=

t : ESPESOR MÍNIMO REQUERIDO, EN PULG.

P : PRESIÓN DE OPERACION, EN LB/PULG 2

D : DIAMETRO EXTERIOR, EN PULG.

S : ESFUERZO MÁXIMO PERMISIBLE DE TRABAJO, EN LB/P ULG2

R : RESISTENCIA MÍNIMA ESPECIFICADA A LA CEDENCIA, EN LB/PULG 2, TABLA 402.3.1 (a)E : FACTOR DE EFICIENCIA DE JUNTA SOLDADA, TABLA 4 02.4.3 F : FACTOR DE DISEÑO POR PRESIÓN INTERNA = 0.72, P ARRAFO 402.3.1

REFS =


Para la inspección de espesores debe de especificarse la fecha de en la qué se llevo a

cabo la medición, usuario, temperatura de superficie y velocidad de ultrasonido usada

como se muestra en la Figura 3-3.

Figura 3-3: Ventana que permite agregar mediciones a la instalación.

Se podrá verificar la base de datos que se origina con el botón edit, ventana en la

que se verifica los parámetros de identificación como TML No., localización y fecha

como se muestra en la Figura 3-4.

Figura 3-4: Ventana que permite la visualización general de mediciones a la instalación.


3.4. Reporte de inspección

Los reportes de inspección son útiles para eliminar errores de medición, esto se

logra mediante la herramienta del icono 7 de la Tabla 3-1 ó mediante la ruta

Reports∟Fixed Format Text Reports ∟Estándar Corrosion Monitoring Reports,

seleccionando la utilidad de Nueva inspección se pretende realizar una evaluación

manual, la cual cuenta con espacios en blanco que puede ser llenarlo con lecturas de

espesor como se muestra en la Tabla 3.4, para posterior capturar en UltraPIPE.

Tabla 3-4: Formato de nueva inspección.

--------------------------------------------------- -------------------------------------- Superintendencia General de Ductos Venta de Carpio Reporte generado con UltraPIPE Departamento de Seguridad Indus trial y Protección Ambiental --------------------------------------------------- -------------------------------------- Reporte de una N ueva Inspección (Espesores en Pulgadas) Fecha de Reporte: 09/10/2007 13:56:36 INSTALAC: C.A. INSTALAC: C.A. ID Eq/Circ: D011-CR00299 ID Eq/Circ: D011-CR00299 Tipo de Eq: GASD 36 Descripción: Tipo de Eq: GASD 36 Clase: 2 C.A, GRAN CANAL GAS DE 36 " Clase: 2 RBI: 2B VENTA DE CARPIO -PALMILLA S RBI: 2B No. de Loc.

Localidad Código del Componente

Tamaño Código del Material

Espesor de Retiro

Ultimo Espesor

Pr. EM Nuevo Espesor

Nota

1.01 03 PIPE-T 36.000 8011A 0.412 0.530 N

1.02 06 PIPE-T 36.000 8011A 0.412 0.552 N

1.03 09 PIPE-T 36.000 8011A 0.412 0.587 N

1.04 12 PIPE-T 36.000 8011A 0.412 0.556 N

2.01 03 PIPE-T 36.000 8011A 0.412 0.535 N

2.02 06 PIPE-T 36.000 8011A 0.412 0.542 N

2.03 09 PIPE-T 36.000 8011A 0.412 0.535 N

2.04 12 PIPE-T 36.000 8011A 0.412 0.528 Y

3.01 03 PIPE-T 36.000 8011A 0.412 0.512 N

3.02 06 PIPE-T 36.000 8011A 0.412 0.518 N

3.03 09 PIPE-T 36.000 8011A 0.412 0.532 N

3.04 12 PIPE-T 36.000 8011A 0.412 0.514 N

4.01 03 PIPE-T 36.000 8011A 0.412 0.520 N

4.02 06 PIPE-T 36.000 8011A 0.412 0.536 N

4.03 09 PIPE-T 36.000 8011A 0.412 0.520 N

4.04 12 PIPE-T 36.000 8011A 0.412 0.510 N


Beneficios de Nuevo reporte de inspección

A. Eliminación de errores de medición: La inspección por reporte generado

por UltaPIPE permite identificar lecturas de espesor erróneas dado que este

asocia el TML No. con el diámetro nominal, espesor de retiro y el ultimo

espesor, por lo que el nuevo espesor medido no deberá ser mayor a el ultimo o

menor a el espesor de retiro (con tolerancia de ±0.004 pulgadas), si se presenta

cualquiera de los dos casos debe realizarse otra medición y en caso de repetirse

por dos ó más ocasiones debe efectuarse la observación pertinente para su

manejo adecuado de reforzamiento por encamisado para el segundo caso ó bien

para hacer examinar la base de datos y corroborar que el espesor anterior se

realizo adecuadamente.

B. Datos confiables: El formato usado hasta antes de la implementación de

UltraPipe (Tabla 3.2 a y 3.2 b) producía errores fortuitos dado que la

información se proporcionaba minutos antes de efectuarse la inspección y se

asignaba a mano, esta opción permite proporcionar formatos de inspección con

todos los datos de la instalación necesarios y así reducir el numero de errores

por equivocación de datos incompletos.

C. Acceso a archivos pasados: Permite elaborar reportes de tipo histórico,

que mientras la inspección a mano se realiza por archivo cambiante y

almacénale, UltraPIPE permite revisar datos de la vida de de la instalación.


CAPITULO 4.

4. ANÁLISIS DE REPORTES

El análisis de una instalacion permite la operación y el matenimiento adecuado de las

misma, esta se lleva a cabo mediante el estudio de corrosion y la evaluacion de la

Máxima Presión de Operación (MPOP), UltraPIPE proporciona resultados para estas

evaluaciones medinte los reportes generados en reportes de monitoreo de corrosion

estandar.

4.1. Interpretación de reportes de corrosión

Los reportes generados por UltraPipe permiten conocer la la vida remanente de

una instalacion por medio de el reporte de analisis (EQ/Cir ID Analisys), que

proporciona datos de evaluacion de corrocion a modo de la Tabla 4-1 la cual contiene

relevantemente los puntos evaluados según el Algoritmo de estudio de corrosión de

la Figura 2-9:

A. Descripción detallada de la instalación: Incluye los datos de la

instalación, así como los parámetros de evaluación de corrosión tal es el de

corrosión permisible (0 C. A.).

B. Fecha de ultima inspección: Representa la ultima fecha de inspección.

C. Velocidad periodo corto: Informa en que velocidad se disminuyo el espesor

el material en sus primeros años de vida, en milésimas de pulgada por año

(MPY).


D. Velocidad periodo largo: Informa en que velocidad se disminuyo el espesor

el material en el total de tiempo transcurrido desde su construcción hasta la

fecha actual, en milésimas de pulgada por año (MPY).

E. Velocidad mejor ajuste: Ejecuta una proporcionalidad por ajuste

estadístico.

F. Espesor de retiro: Representa el espesor mínimo con el que debe contar de

a cuerdo a criterio de selección (Diseño u operación).

G. TML representativo de corrosión: Indica que periodo representa el mayor

desgaste (Periodo largo ó periodo corto).

H. Fecha de retiro de TML: Calcula a fecha de retiro en base a la velocidad de

corrosión y el espesor de retiro.

I. Fecha de próxima inspección: Calcula la fecha de la próxima inspección y

no debe de exceder de la máxima frecuencia de inspección recomendada en API

570 descrita en el apartado 1.4 Tabla 1-1.


Tabla 4-1: Reporte de análisis para monitoreo de corrosión. --------------------------------------------------- -----------------------------------------------

Superintendencia General de Ductos Venta de Carpio Reporte generado con UltraPIPE

Departamento de Seguridad Industrial y Protección A mbiental

--------------------------------------------------- -----------------------------------------------

Reporte de Análisis del Monit oreo de Corrosión al Equipo/Circuito Fecha de Reporte: 09/10/2007 14:01:28 (Reporte en Pulgadas, Velocidad de Corrosión en MPY) Análisis: Estadístico/Lineal INSTALAC: C.A. Brida: 1500 lb/plg² ID Eq/Circ: D011-CR00299 Presión de Operacion: 711 lb/plg² Tipo de Eq: GASD 36 Descripción: Temp de Operación: 82 °F Clase: 2 C.A, GRAN CANAL GAS DE 36 " RBI: 2B VENTA DE CARPIO -PALMILLA S Sumario: Nombre de Grupo: Descripción del Grupo: Fecha de Insp. = 27/05/2008 RCR = 25.8 MPY Estado 0 C.P.: No Pred. Ret. Fecha = 10/10/2010 Vida Res. (de l a ultima insp.) = 4.5 años Total Cuidado LMEs = 1 No. de Loc.

Descripción de la Localidad

Pr. EM

Ultimo Espesor Medido

Fecha de Ultima Inspección

Vel. a Corto Plazo

Vel. a Largo Plazo

Vel. Más Aprop.

Espesor de Retiro

VCR del EM

Fecha de Retiro del EM

Fecha de Inspección del EM

1.01 03 N 0.530 04/04/2006 5.9 1.4 1.3 0.375 S 5.9 06/04/2012 05/04/2009

1.02 06 N 0.552 04/04/2006 3.0 0.4 0.4 0.375 S 3.0 12/02/2013 08/09/2009

1.03 09 N 0.587 04/04/2006 7.9 0.0 0.0 0.375 S 7.9 22/06/2014 13/05/2010

1.04 12 N 0.556 04/04/2006 6.9 0.3 0.1 0.375 S 6.9 09/04/2013 06/10/2009

2.01 03 N 0.535 04/04/2006 0.0 1.2 1.2 0.375 S 2.0 16/06/2012 10/05/2009

2.02 06 N 0.542 04/04/2006 7.9 0.9 0.7 0.375 S 7.9 23/09/2012 29/06/2009

2.03 09 N 0.535 04/04/2006 6.9 1.2 1.0 0.375 S 6.9 16/06/2012 10/05/2009

2.04 12 Y * 0.528 04/04/2006 71.3 1.5 0.0 0.375 S 71.3 27/05/2008 01/05/2007

3.01 03 N * 0.512 04/04/2006 12.9 2.1 1.9 0.375 S 12.9 27/07/2011 29/11/2008

3.02 06 N 0.518 04/04/2006 0.0 1.9 1.9 0.375 S 2.0 19/10/2011 10/01/2009

3.03 09 N 0.532 04/04/2006 4.0 1.3 1.2 0.375 S 4.0 05/05/2012 19/04/2009

3.04 12 N * 0.514 04/04/2006 0.0 2.1 2.1 0.375 S 2.1 24/08/2011 13/12/2008

4.01 03 N 0.520 04/04/2006 0.0 1.8 1.8 0.375 S 2.0 17/11/2011 24/01/2009

4.02 06 N 0.536 04/04/2006 5.9 1.1 1.0 0.375 S 5.9 30/06/2012 17/05/2009

4.03 09 N 0.520 04/04/2006 10.9 1.8 1.6 0.375 S 10.9 17/11/2011 24/01/2009

4.04 12 N * 0.510 04/04/2006 0.0 2.2 2.3 0.375 S 2.3 28/06/2011 14/11/2008


Reporte de Análisis del Monit oreo de Corrosión al Equipo/Circuito Fecha de Reporte: 09/10/2007 14:01:28 (Reporte en Pulgadas, Velocidad de Corrosión en MPY) Análisis: Estadístico/Lineal INSTALAC: C.A. Brida: 1500 lb/plg² ID Eq/Circ: D011-CR00299 Presión de Operacion: 711 lb/plg² Tipo de Eq: GASD 36 Descripción: Temp de Operación: 82 °F Clase: 2 C.A, GRAN CANAL GAS DE 36 " RBI: 2B VENTA DE CARPIO -PALMILLA S Sumario: Nombre de Grupo: Descripción del Grupo: Fecha de Insp. = 27/05/2008 RCR = 25.8 MPY Estado 0 C.P.: No Pred. Ret. Fecha = 10/10/2010 Vida Res. (de l a ultima insp.) = 4.5 años Total Cuidado LMEs = 1

--------------------------------------------------- ----------------------------------------------- La Velocidad de Corrosión máxima por cada Espesor M edido es: (A) -- Calculando la Velocidad de Corrosión x 1.00 : Varia (B) -- Velocidad de Corrosión Establecida : 2.0 MPY La Velocidad de Corrosión Máxima Representativa es: (A) -- Promedio de la Velocidad de Corrosión x 1.10 : 10.6 MPY (B) -- Promedio del 25.0% de Espesores Máximos, Mín imo 2 : 25.8 MPY (C) -- Velocidad de Corrosión por Formula (Sigma = 1.28) : 12.7 MPY (D) -- Velocidad de Corrosión Establecida : 2.0 MPY Velocidad de Corrosión Representativa = 25.8 MPY LME anchura lecturas tomadas arriba 150.0 °F han si do compensadas por 1% por 100.0 °F Lecturas de anchura LME han sido compensadas por cr ecimientos. LME Vida calculaciones son basadas en lo maximo de el Rep. LME CR y el RCR usando Corto Termino, Termino Largo, y Mejor Acuadas Velocidad d e Corrosión. El Espesor nominal es usado para cálculos de medida s de corrosión de LME con menos de 3 inspecciones. La fecha de inspección del espesor es: (A) -- Minimo( LME Vida / 2.00, 5.0 Años ) ID Eq/Circ Vida Estimada = 4.5 años de la más recie nte fecha de inspección. (Vida Estimada basada en el ave de la mas temprana 25% (Min 1) LME fechas de retiro.) Predecida Eq/Circ ID fecha de Retiro es 10/10/2010 Recomendado Eq/Circ UT/RT Fecha de Inspección es 27 /05/2008 UT/RT Intervalo de Inspección es lo minimo( Vida Re stante / 2.0, 5.0 años ). Precaución LME Lógico: Velocidad de Corrosión LME > 15.0 MPY .o. Vida Remanente de LME < 1 Años. Hay 1 EM en condición de Precaución en este Equipo/ Circuito.


4.2. Evaluación de riesgo

El nivel de riesgo se mide por la MPOP [ 20 ], dato que proporciona UltraPIPE

mediante el analisis de Máxima presión de operacion (MPOP Analisys) mostrado en la

Tabla 4-2, comprobando que la precion de operacion actual se ecuntre por debajo de

esta, si el resultado de espesor es menor y no es lo suficiente para soportar la MPOP

de acuerdo a la localidad sujeto a lugares con cambios en poblacion indicados en la

Tabla 4-3 este podrá utilizarse para una Presión de operación menor [21].

Resultados de reporte de MPOP

EL reporte de Análisis de MPOP representa la información de de carácter general

descrita en el apartado 3.2, así como MPOP, fecha y espesor de retiro e inspección

para cada TML No. junto con un resumen de reporte que incluye:

A. Datos Generales

B. MPOP Mínima: Indica la presión mínima que resiste la instalación, indicando

a TML No. Pertenece.

C. Valoración de brida: Representa presión de brida a la cual fue construida la

instalación.

D. Valoración de Presión: Indica la presión a la que se puede trabajar con

seguridad.


Tabla 4-2: Reporte de análisis de evaluación de MPOP --------------------------------------------------- ---------------------------------------

Superintendencia General de Ductos Venta de Carpio Reporte generado con UltraPIPE

Departamento de Seguridad Industrial y Protección A mbiental --------------------------------------------------- ---------------------------------------

Análisis del Monitoreo de Corrosión para la POMP (Espesor en Pulgadas, Presión en lb/plg²) Fecha de Reporte: 09/10/2007 14:07:53 INSTALAC: C.A. Brida: 1500 lb/plg² ID Eq/Circ: D011-CR00299 Presión de Operacion: 711 lb/plg² Tipo de Eq: GASD 36 Descripción: Temp de Operación: 82 °F Clase: 2 C.A, GRAN CANAL GAS DE 36 " RBI: 2B VENTA DE CARPIO -PALMILLA S No. de Loc

Localidad Pr EM

Fecha de Retiro

Espesor de Retiro

Ultimo Espesor

Fecha de Ultima Insp.

POMP Minima POMP

1.01 03 N 06/04/2012 0.375 S 0.530 04/04/2006 1378

1.02 06 N 12/02/2013 0.375 S 0.552 04/04/2006 1435

1.03 09 N 22/06/2014 0.375 S 0.587 04/04/2006 1526 1.04 12 N 09/04/2013 0.375 S 0.556 04/04/2006 1446

2.01 03 N 16/06/2012 0.375 S 0.535 04/04/2006 1391 2.02 06 N 23/09/2012 0.375 S 0.542 04/04/2006 1409

2.03 09 N 16/06/2012 0.375 S 0.535 04/04/2006 1391

2.04 12 Y 27/05/2008 0.375 S 0.528 04/04/2006 1373 3.01 03 N 27/07/2011 0.375 S 0.512 04/04/2006 1331

3.02 06 N 19/10/2011 0.375 S 0.518 04/04/2006 1347 3.03 09 N 05/05/2012 0.375 S 0.532 04/04/2006 1383

3.04 12 N 24/08/2011 0.375 S 0.514 04/04/2006 1336

4.01 03 N 17/11/2011 0.375 S 0.520 04/04/2006 1352 4.02 06 N 30/06/2012 0.375 S 0.536 04/04/2006 1394

4.03 09 N 17/11/2011 0.375 S 0.520 04/04/2006 1352 4.04 12 N 28/06/2011 0.375 S 0.510 04/04/2006 1326 *

--------------------------------------------------- --------------------------------------

Resumen de Reporte: Mínima POMP del Equipo/Circuito: 1326 lb/plg² a num ero de LME 4.04 Clasificación de la Brida para el Equipo/Circuito: 1500 lb/plg² Límite de la Presión para el Equipo/Circuito: 1326 lb/plg²


Tabla 4-3: Clasificación de la MPOP CLASE DE LOCALIDAD

Original

Nota(1) Actual

Clase de Localidad

Número de edificios

Clase de Localidad

Número de edificios Máxima Presión Operación Permisible MPOP)

1 División 1 0-10 1 11-25 Previa MPOP aunque no mayor al 80% de la SMYS

1 División 2 0-10 1 11-25 Previa MPOP aunque no mayor al 72% de la SMYS

1 0-10 2 26-45 0.800 x presión de prueba, aunque no mayor a 72% de SYMS

1 0-10 2 26-45 0.667 x presión de prueba, aunque no mayor a 60% de SYMS

1 0-10 3 66+ 0.667 x presión de prueba, aunque no mayor a 60% de SYMS

1 0-10 4 Nota (2) 0.555 x presión de prueba, aunque no mayor a 50% de SYMS

46-65

2 11-45 2 66+ Previa MPOP aunque no mayor al 60% de la SMYS



3 46+ 4 Nota (2) 0.555 x presión de prueba, aunque no mayor a 50% de SYMS NOTAS: (1 A tiempo de diseño y construcción (2) Los edificios de varios pisos se hacen prevalecientes SYMS: Esfuerzo Mínimo Especificado de Resistencia.

4.3. Medidas correctivas

Para los casos de existir tendencia a producirse corrocion, existan inicios o

cercana a ocacionar falla por exeder el espesor minimo para soportar la PMOP se

debe desarrollar un procedimiento de control de corrocion preventibo o correctivo

aplicando diferntes meétodos de proteccion-correccion según el caso, algunos

metodos de proiteccion con los que se puede abatir o corregir el problema son:

A. Aplicación de recubrimientos anticorrosivos [22]: Este consiste en evitar

que exista un contacto directo del metal con el medio ambiente, este puede

aplicar a interfases.


B. Instalación de ánodos de sacrificio [23]: Se pretende que un material

conectado a la estructura a proteger consuma al emitir corriente de protección.

C. Colocación de grapas smith-clamp [24]: Se pretende colocar un dispositivo

ligero de fácil manejo con el propósito de encamisar el tubo, diseñado para

eliminar fugas en tuberías de acero de alta presión.


Conclusiones.

La verificacion de la integridad de gasoductos es una tarea que se dificulta con el

aumento en la cantidad de kilometros, como es el problema al que se enfrenta

Pemex Gas y Petróquimica Basica, mismo al que se sujeta a nuevas nesesidades y

tareas más específicas como lo es la inspección de espesores, que dado la cantidad

de datos que tiene que atender se sujeto al software Ultra-PIPE que proporciona

multiples ventajas en conjunto con los metodos que se aplicaban con anterioridad.

� El celaje en sus diferentes niveles permite identificar problemas de

corrosión en sus diferentes formas asociados a la tuberia.

� Su uso requiere solo de datos basicos para la evaluacion de integridad.

� Permite disminuir errores de medicion, utilizando la utilidad de creacion

de reporte de nueva inspeccion.

� Evalua los valores máximos permitidos de las variables de proceso a las

que puede operar un ducto en forma segura.

� La constante medición de espesores permite alcanzar niveles de

seguridad más altos gracias a la detección de existencia de espesores minimos de

retiro.

� La evaluación de espesor remanente mediante el software Ultra-PIPE y la

prediccion de vida util proporciona elementos de programacion de mantenimineto

preventivo, correctivo y predictivo para un transpote de gas de manera segura.

Esperando que las bases de la presnte síntesis proporcione apoyo a personal

técnico e inspectores (celadores) asi como de apoyo a estudiante que deseen realizar

servicio social con la finalidad de estar preparados para la prosible aceptacion en

PGPB en el departamento de Seguridad Industrial y Proteccion Ambiental (SIPA).


Bibliografía

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bianual, col. Huasteca México D.F. [2] Maldonado G., Marcelo. Optimización del Proyecto de Inyección de Agua del

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Procedimientos de operación y mantenimiento, Art. 854. ed. 1999. [21] Sistemas de tubería para transporte y distribución de gas, ASME, B31.8, capitulo V,

Procedimientos de operación y mantenimiento, Art. 854.2 Inciso b, ed. 1999. [ 22 ] Aplicación de recubrimientos anticorrosivos, PEMEX Gas y Petroquímica Básica

Sector venta de Carpio, 10 de Abril de 2000. [23] Instalación de ánodos de sacrificio, PEMEX Gas y Petroquímica Básica Sector venta de

Carpio, 10 de Abril de 2000. [ 24 ] Colocación de grapas smith-clamp para corrección de fugas en ductos que

conducen hidrocarburos gaseosos o líquidos, Gas y Petroquímica Básica Sector

venta de Carpio, Abril de 2000.

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