universidad central del ecuador facultad de … · 2016. 7. 25. · universidad central del ecuador...

UNIVERSIDAD CENTRAL DEL ECUADOR

FACULTAD DE INGENIERÍA EN GEOLOGÍA, MINAS, PETRÓLEOS Y

AMBIENTAL

CARRERA DE INGENIERÍA DE PETRÓLEOS

“ANALISIS DE LAS FACILIDADES OFF-SHORE EN LOS TERMINALES DE

EXPORTACION DE PETROLEO CASO ESPECIFICO TERMINAL MARITIMO

DEL SOTE”

Estudio Técnico presentado como requisito parcial para aprobar el trabajo de

titulación, para optar el Título de Ingeniero de Petróleos

AUTOR:

Danny Javier Casamen Anasi

TUTOR:

Msc. Ing. Hermindo Patricio Ibarra Munizaga

Quito, Julio 2016

ii

DEDICATORIA

Este trabajo de Titulación lo dedico en primer lugar a Dios por darme Salud y vida para

poder culminar mi Carrera y por haberme dado la fuerza necesaria para sobrepasar

todos los obstáculos que se presentan en cada momento de mi vida.

A mis padres Herminia y Raúl por ser mi ejemplo y las personas que desde pequeño me

supieron guiar y motivar para poder alcanzar todas mis metas, inculcándome buenos

valores para el desempeño de mi vida y así mantenerme seguro en el camino del bien.

A mis hermanos Nataly y Jonathan por brindarme su apoyo de manera incondicional en

los momentos buenos y malos del transcurso de mi carrera.

A todas las personas que han sido motivo para que yo logre una de las metas más

importantes de mi vida, de la cual me siento muy orgulloso.

Danny

iii

AGRADECIMIENTO

A mis padres por todo lo que han hecho por mí, su apoyo incondicional durante el

transcurso de mi vida estudiantil, mil gracias de corazón.

A mis hermanos por ser mis mejores amigos y compartir conmigo todas mis alegrías y

tristezas en este camino como estudiante.

A la Universidad Central del Ecuador, Facultad de Ingeniería en Geología, Minas,

Petróleos y Ambiental por ser lumbrera de conocimiento y formar profesionales con

visión de excelencia.

A mi Tutor Msc. Ing. Patricio Ibarra por su tiempo y dedicación constante dirigiendo e

impartiendo sus amplios conocimientos para finalizar mi Trabajo de Titulación.

A la Agencia de Regulación y Control Hidrocarburífero a través de los Ing. Rubén

Grandes y el Ing. Carlos Figueroa por haberme brindado su confianza y permitirme

realizar mi Trabajo de Titulación dentro de sus instalaciones brindándome todas las

facilidades necesarias.

A todas las personas quienes de una u otra forma contribuyeron a que culmine mi

Carrera con éxito.

Danny

iv

AUTORIZACIÓN DE AUTORÍA INTELECTUAL

Yo, Danny Javier CASAMEN ANASI en calidad de autor de la tesis realizada sobre:


EXPORTACION DE PETROLEO CASO ESPECIFICO TERMINAL MARITIMO

DEL SOTE” por la presente autorizo a la UNIVERSIDAD CENTRAL DEL

ECUADOR, hacer uso de todos los contenidos que me pertenecen o de parte de los que

contienen esta obra, con fines estrictamente académicos o de investigación.

Los derechos que como autor me corresponden, con excepción de la presente

autorización, seguirán vigentes a mi favor, de conformidad con lo establecido en los

artículos 5, 6, 8; 19 y demás pertinentes de la Ley de Propiedad Intelectual y su

reglamento.

Quito, a 11 de Julio de 2016

Danny Javier Casamen Anasi

CI: 171812819-0

Telf.: 0984370434

E-mail: [email protected]

mailto:[email protected]

v

APROBACIÓN DEL TRABAJO DE TITULACIÓN POR PARTE DEL TUTOR

En mi carácter de Tutor de Grado, presentado por el señor Danny Javier Casamen

Anasi para optar el Título o Grado de INGENIERO DE PETROLEOS cuyo título es


EXPORTACION DE PETROLEO CASO ESPECIFICO TERMINAL

MARITIMO DEL SOTE”, considero que dicho trabajo reúne los requisitos y méritos

suficientes para ser sometido a la presentación pública y evaluación por parte del jurado

examinador que se designe

En la ciudad de Quito a los 4 días del mes de mayo del 2016

Firma

Msc. Ing. Hermindo Patricio Ibarra Munizaga

C.I. 170445373-5

TUTOR

vi

APROBACIÓN DEL TRABAJO DE TITULACIÓN POR PARTE DEL

TRIBUNAL

El tribunal constituido por: Ing. Marco Guerra, Ing. Javier Romo, Ing. Héctor Marcial.

DECLARAN: Que el presente trabajo de titulación denominado: “ANALISIS DE

LAS FACILIDADES OFF-SHORE EN LOS TERMINALES DE EXPORTACION

DE PETROLEO CASO ESPECIFICO TERMINAL MARITIMO DEL SOTE”, ha

sido elaborado íntegramente por el señor Danny Javier Casamen Anasi, egresado de la

Carrera de Ingeniería de Petróleos, ha sido revisada y verificada, dando fe de la

originalidad del presente trabajo.

Ha emitido el siguiente veredicto: Se ha aprobado el Proyecto de Tesis para su Defensa

Oral.

En la ciudad de Quito a los 8 días del mes de Julio del 2016

f__________________________

Ing. Marco Guerra

DELEGADO DEL SUBDECANO

f__________________________ f__________________________

Ing. Javier Romo Ing. Héctor Marcial

MIEMBRO DEL TRIBUNAL MIEMBRO DEL TRIBUNAL

vii

ÍNDICE DE CONTENIDOS

DEDICATORIA ........................................................................................................................................ II

AGRADECIMIENTO ................................................................................................................................ III

ÍNDICE DE TABLAS ..................................................................................................................................X

ÍNDICE DE GRÁFICOS .............................................................................................................................XI

RESUMEN ............................................................................................................................................XII

ABSTRACT .......................................................................................................................................... XIII

GLOSARIO DE TÉRMINOS ................................................................................................................... XIV

CAPITULO I...................................................................................................................................... 1

1. GENERALIDADES ................................................................................................................ 1

1.1 Introducción ..................................................................................................................... 1

1.2 Planteamiento del problema ........................................................................................... 2

1.3 Objetivos: ......................................................................................................................... 2

1.3.1 Objetivo General: ..................................................................................................... 2

1.3.2 Objetivos Específicos ................................................................................................ 2

1.4 Justificación e importancia .............................................................................................. 2

1.5 Hipótesis .......................................................................................................................... 3

1.6 Factibilidad ...................................................................................................................... 3

1.7 Accesibilidad .................................................................................................................... 3

1.8 Entorno del estudio ......................................................................................................... 4

1.8.1 Marco Institucional .................................................................................................. 4

1.8.2 Marco Ético .............................................................................................................. 4

1.8.3 Marco Legal .............................................................................................................. 4

CAPITULO II .................................................................................................................... 5

2. MARCO TEÓRICO ............................................................................................................... 5

2.1 Terminales Marítimos de Exportación Petrolera ............................................................. 5

2.1.1 Terminal Marítimo del SOTE .................................................................................... 5

2.2 Facilidades Off-Shore ....................................................................................................... 7

2.2.1 Tuberías Submarinas ................................................................................................ 8

2.2.2 Mangueras Flexibles ............................................................................................... 15

2.2.3 Monoboyas ............................................................................................................. 16

2.2.4 Buque - Tanques ..................................................................................................... 16

2.3 Planes de Integridad ...................................................................................................... 17

2.3.1 Normas aplicadas a los planes de integridad ......................................................... 18

2.3.2 Normas de Seguridad ............................................................................................. 19

2.3.3 Amenazas que afectan las Facilidades Off-Shore, control y Disminución ............. 20

2.4 Corrosión ....................................................................................................................... 21

2.4.1 Tipos de Corrosión producidos en el agua de mar ................................................. 22

2.4.2 Métodos para medir la corrosión de Tuberías Off-Shore ...................................... 24

2.4.3 Métodos de protección contra la Corrosión en Tuberías Submarinas .................. 26

2.5 Operaciones Marítimas de exportación de petróleo ..................................................... 29

2.5.1 Superintendencia del Terminal de Balao ............................................................... 30

2.5.1 Características de los buques petroleros ............................................................... 30

2.5.2 Control y permisos de Operación de buques petroleros ....................................... 30

viii

2.5.3 Sistema de amarre y desamarre de los buques ..................................................... 31

2.5.4 Descripción de la Operación de carga y descarga de petróleo .............................. 31

2.5.5 Medición de hidrocarburos en Tanques ................................................................ 32

2.6 Equipos y herramientas de Campo ................................................................................ 33

2.7 Otros Elementos Relacionados ...................................................................................... 34

CAPITULO III ................................................................................................................. 36

3. DISEÑO METODOLÓGICO ................................................................................................ 36

3.1 Tipo de estudio .............................................................................................................. 36

3.2 Universo y muestra ........................................................................................................ 36

3.3 Métodos y técnicas de recopilación de datos ................................................................ 36

3.4 Procesamiento y análisis de información ...................................................................... 37

3.5 Presentación de resultados ........................................................................................... 37

CAPITULO IV ................................................................................................................. 38

4. PRESENTACIÓN DE RESULTADOS .................................................................................... 38

4.1 Métodos aplicados para la protección contra la corrosión en las Tuberías

Submarinas del SOTE ........................................................................................................... 38

4.1.1 Sistema de Protección Catódica aplicado en el Terminal Marítimo del SOTE ....... 38

4.1.2 Método de Corriente Impresa................................................................................ 44

4.1.3 Muestras del Agua de Mar en el Terminal Marítimo de Balao .............................. 46

4.2 Especificaciones Técnicas de las Tuberías Submarinas en el Terminal ................... 47

Marítimo del SOTE ............................................................................................................... 47

4.2.1 Especificaciones operativas de las Tuberías Submarinas en el SOTE ..................... 51

4.3 Inspecciones realizadas a las Facilidades Off-Shore en el SOTE .................................... 52

4.3.1 Inspección a la Tubería Submarina de 36” ............................................................. 52

4.3.2 Inspección de la Tubería Submarina de 42” ........................................................... 57

4.3.3 Análisis de resultados de Corrosión en las Tuberías Submarinas .......................... 59

4.4 Mantenimientos realizados a las demás Facilidades Off-Shore en el Terminal del

SOTE………... ......................................................................................................................... 68

4.4.1 Operaciones de mantenimiento a las Monoboyas y mangueras del ..................... 69

Terminal marítimo del SOTE ........................................................................................... 69

4.4.2 Historial de Mantenimientos realizados a las Monoboyas y mangueras en el

Terminal Marítimo del SOTE ........................................................................................... 75

4.4.3 Representación gráfica de los mantenimientos realizados a la ............................. 78

Monoboyas en el Terminal Marítimo del SOTE .............................................................. 78

4.5 Consolidado de las Inspecciones realizadas en el Terminal Marítimo SOTE ................. 80

4.6 Aplicación técnica de la reglamentación internacional en el Terminal del ................... 82

SOTE .................................................................................................................................... 82

4.7 Plan de manejo de Corrosión en Tuberías ..................................................................... 90

CAPITULO V .................................................................................................................. 92

5. PROPUESTA TÉCNICA PARA EL MEJORAMIENTO DEL PLAN DE INTEGRIDAD PARA EL

CONTROL DE CORROSIÓN EN TUBERÍAS SUBMARINAS .......................................................... 92

5.1 Propuesta para el mejoramiento del Plan de Integridad relacionado con el Control de

Corrosión en Tuberías Submarinas ...................................................................................... 93

5.2 Normativa Aplicada a la propuesta de mejoramiento .................................................. 95

ix

CAPITULO VI ................................................................................................................. 96

6. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES .......................................................................... 96

6.1 Conclusiones .................................................................................................................. 96

6.2 Recomendaciones .......................................................................................................... 97

CAPITULO VII ............................................................................................................... 98

7. BIBLIOGRAFIA .................................................................................................................. 98

7.1 Bibliografía .................................................................................................................... 98

7.2 Fuentes Electrónicas ...................................................................................................... 99

7.3 Anexos ......................................................................................................................... 100

ANEXO 1: Características de ánodos para protección por corriente impresa .............. 100

ANEXO 2: Documentos y Certificados al arribo de buques ........................................... 101

ANEXO 3: Documentos para Zarpe de Buques.............................................................. 103

ANEXO 4: Equipos y materiales para control de contaminación en cabotaje .............. 104

ANEXO 5: Documentos Requeridos en el transporte de Hidrocarburos ...................... 105

x

ÍNDICE DE TABLAS

TABLA 1. CRITERIOS DE ACEPTACIÓN DE SOLDADURA ............................................................................. 14

TABLA 2. NORMAS APLICADAS A LAS FACILIDADES OFF-SHORE ................................................................ 19

TABLA 3. AMENAZAS QUE AFECTAN LAS FACILIDADES OFF-SHORE ........................................................... 21

TABLA 4. CLASIFICACIÓN DE LA CORROSIÓN ......................................................................................... 22

TABLA 5. CORROSIÓN POR CANTIDAD DE HIERROTOTAL ......................................................................... 24

TABLA 6. MEDIDA DE H2S ................................................................................................................ 25

TABLA 7. NORMATIVA APLICADA A LA MEDIDA DE LA CORROSIÓN ............................................................ 26

TABLA 8. ESTACIONES DE BOMBEO DEL SOTE ...................................................................................... 35

TABLA 9. ESTACIONES REDUCTORAS DE PRESIÓN DEL SOTE .................................................................... 35

TABLA 10. MASA ANÓDICA ............................................................................................................... 39

TABLA 11. CORRIENTE DE PROTECCIÓN DE LAS TUBERÍAS ....................................................................... 45

TABLA 12. PH DEL AGUA DE MAR ...................................................................................................... 46

TABLA 13. RESISTIVIDADES DEL AGUA DE MAR ..................................................................................... 46

TABLA 14. CLORUROS EN EL AGUA DE MAR .......................................................................................... 47

TABLA 15. ESPECIFICACIONES TÉCNICAS DE TUBERÍAS SUBMARINAS TERMINAL DEL SOTE ........................... 50

TABLA 16. ESPECIFICACIONES OPERATIVAS DE LAS TUBERÍAS SUBMARINAS EN EL SOTE .............................. 51

TABLA 17. INFORME DE LA INSPECCIÓN DE LA TUBERÍA .......................................................................... 55

TABLA 18. RESUMEN DE LA INSPECCIÓN A LA TUBERÍA SUBMARINA DE 36” .............................................. 57

TABLA 19. RESUMEN DE LA INSPECCIÓN TUBERÍA 42” ........................................................................... 59

TABLA 20. TABLA REFERENCIAL PARA MEDIR LA CORROSIÓN EN TUBERÍAS SUBMARINAS SOTE .................... 60

TABLA 21. DETERMINACIÓN DEL COEFICIENTE DE CORRELACIÓN ............................................................. 64

TABLA 22. DETERMINACIÓN DEL COEFICIENTE DE CORRELACIÓN ............................................................. 68

TABLA 23. HISTORIAL DE MANTENIMIENTOS REALIZADOS A LA MONOBOYA “X” ........................................ 76

TABLA 24. HISTORIAL DE MANTENIMIENTOS REALIZADOS A LA MONOBOYA “Y”......................................... 77

TABLA 25. CONSOLIDADO DE INSPECCIONES REALIZADAS EN TERMINAL MARÍTIMO DEL SOTE ..................... 81

TABLA 26. CUADRO COMPARATIVO ENTRE LA REGLAMENTACIÓN INTERNACIONAL Y LO CUMPLIDO EN EL SOTE

............................................................................................................................................. 89

TABLA 27. PLAN DE MANEJO DE LA CORROSIÓN EN TUBERÍAS ................................................................ 91

TABLA 28. PROPUESTA PARA EL MEJORAMIENTO DEL PLAN DE INTEGRIDAD .............................................. 94

xi

ÍNDICE DE GRÁFICOS

GRÁFICO 1. TERMINAL MARÍTIMO DEL SOTE ......................................................................................... 6

GRÁFICO 2. UBICACIÓN DE LA MONOBOYA “X” ...................................................................................... 6

GRÁFICO 3. UBICACIÓN DE LA MONOBOYA “Y” ...................................................................................... 7

GRÁFICO 4. DIAGRAMA DE LAS FACILIDADES OFF-SHORE DEL TERMINAL MARÍTIMO BALAO .......................... 8

GRÁFICO 5. MANGUERAS FLEXIBLES DEL TERMINAL MARÍTIMO DEL SOTE ................................................. 15

GRÁFICO 6. BUQUE - TANQUE DEL TERMINAL MARÍTIMO DEL SOTE ........................................................ 17

GRÁFICO 7. TIPOS DE CORROSIÓN ...................................................................................................... 22

GRÁFICO 8. PERFIL DE HIERROS TOTALES ............................................................................................. 25

GRÁFICO 9. PERFIL DE IÓN SULFURO ................................................................................................... 25

GRÁFICO 10. DIAGRAMA DE POURBAIX ............................................................................................ 27

GRÁFICO 11. SISTEMA DE OLEODUCTO TRANSECUATORIANO (SOTE) ...................................................... 34

GRÁFICO 12. DIAGRAMA DE PROCESO DE LA TOMA DE DATOS ................................................................ 37

GRÁFICO 13. RECTIFICADOR ENFRIADO EN ACEITE ................................................................................. 40

GRÁFICO 14. ENCAPSULACIÓN PARA UNIÓN Y SELLADO DE CABLES ........................................................... 41

GRÁFICO 15. SOLDADURA “CADWELD” ............................................................................................... 42

GRÁFICO 16. ESTACIÓN DE MONITOREO .............................................................................................. 43

GRÁFICO 17. MEDICIÓN DE AISLAMIENTO DE TUBERÍAS ......................................................................... 44

GRÁFICO 18. ENSAMBLE DE LA UNIDAD PIG PARA TUBERÍA DE 36” ......................................................... 52

GRÁFICO 19. EMISORES ULTRASONIDO Y UNIDAD DE RECEPCIÓN PARA TUBERÍA DE 36” ............................. 54

GRÁFICO 20. ENSAMBLE DEL EQUIPO PIG PARA TUBERÍA DE 42” ............................................................ 57

GRÁFICO 21. COBERTURA DE LA INSPECCIÓN PARA TUBERÍA DE 42” ........................................................ 58

GRÁFICO 22. PROFUNDIDAD DE DEFECTOS DE TUBERÍA DE 36” ............................................................... 60

GRÁFICO 23. PORCENTAJE DE PÉRDIDA DEL METAL DE TUBERÍA DE 36” .................................................... 61

GRÁFICO 24. ESPESOR DE LA PARED DE LA TUBERÍA DE 36” .................................................................... 62

GRÁFICO 25. LOCALIZACIÓN DE ABOLLADURAS DE TUBERÍA DE 36” ......................................................... 62

GRÁFICO 26. DIAGRAMA DE PRESIÓN DE ESTALLIDO VS DISTANCIA PARA TUBERÍA DE 36” ........................... 63

GRÁFICO 27. PROFUNDIDAD DE DEFECTOS DE TUBERÍA DE 42” .............................................................. 64

GRÁFICO 28. PORCENTAJE DE PÉRDIDA DEL METAL DE LA TUBERÍA DE 42” ................................................ 65

GRÁFICO 29. ESPESOR DE LA PARED DE TUBERÍA DE 42”........................................................................ 66

GRÁFICO 30. LOCALIZACIÓN DE LAS ABOLLADURAS DE LA TUBERÍA DE 42” ................................................ 66

GRÁFICO 31. DIAGRAMA DE PRESIÓN DE ESTALLIDO VS DISTANCIA PARA TUBERÍA DE 42” .......................... 67

GRÁFICO 32. CHAQUETAS DE TIRAS DE AMARRE EN BUEN ESTADO ........................................................... 69

GRÁFICO 33. BOYARINES DE TIRAS DE AMARRE EN BUEN ESTADO ............................................................. 69

GRÁFICO 34. PÚAS ANTI PÁJAROS PEGADAS Y SUJETADAS ....................................................................... 70

GRÁFICO 35. GRILLETES DE AMARRE EN BUEN ESTADO ........................................................................... 70

GRÁFICO 36. MANGUERAS FLOTANTES ............................................................................................... 71

GRÁFICO 37. ENGRASADO DEL RODAMIENTO DE MESA DE LA MONOBOYA ................................................ 71

GRÁFICO 38. VOLANTE VÁLVULA DE DESCARGA .................................................................................... 72

GRÁFICO 39. ARMADO Y MONTAJE DE MANGUERAS FLOTANTES .............................................................. 72

GRÁFICO 40. ARMADO Y MONTAJE DE TANQUES DE BOYANTES ............................................................... 73

GRÁFICO 41. CAMBIO DE VÁLVULAS DE PLEM SUBMARINO..................................................................... 73

GRÁFICO 42. INSTRUMENTACIÓN PARA PRUEBA HIDROSTÁTICA .............................................................. 74

GRÁFICO 43. HISTORIAL DE MANTENIMIENTOS EN LA MONOBOYA “X” .................................................... 78

GRÁFICO 44. HISTORIAL DE MANTENIMIENTOS EN LA MONOBOYA "Y" ..................................................... 79

xii

TEMA: “Análisis de las Facilidades Off-Shore en los Terminales de Exportación de

Petróleo caso específico Terminal Marítimo del SOTE”

Autor: Danny Javier Casamen Anasi

Tutor: Hernindo Patricio Ibarra Munizaga

RESUMEN

El presente trabajo analiza los problemas que posee el Terminal Marítimo del SOTE por

la falta de aplicación de un correcto Plan de Integridad, ocasionando la detención de las

operaciones para realizar mantenimientos, retraso en las exportaciones de petróleo. Se

realiza una descripción general de las Facilidades Off-Shore, los tipos de corrosión

existentes en el agua de mar, luego se recopila y analiza las inspecciones que aplica EP

Petroecuador en las Facilidades Off-Shore para contribuir con recomendaciones

técnicas que ayuden a mejorar el plan de integridad relacionado con la Corrosión de las

Tuberías; se determinó que un suelo ácido contribuye a desarrollar el fenómeno de la

corrosión, produciendo la ruptura del hormigón que recubre las tuberías, para lo cual se

debe revisar el sistema de protección por corriente impresa que se aplicado, colocar una

protección contra la entrada de suciedades, mejorar el recubrimiento anticorrosivo y

proveer un correcto aislamiento eléctrico debido a la influencia de sistemas aledaños.

PALABRAS CLAVES: Facilidades Off-Shore/ Terminal Marítimo/ plan de integridad/

SOTE/ corrosión/ exportación de petróleo.

xiii

TITLE: "Analysis of Off-Shore Facilities in Terminal Oil Export Terminal Maritimo

specific case of SOTE"

Author: Danny Javier Casamen Anasi

Tutor: Hernindo Patricio Ibarra Munizaga

ABSTRACT

The present work analyzes the problems that owns the Maritime Terminal SOTE by the

lack of proper implementation of Integrity Plan, resulting in the arrest of operations for

maintenance, delayed oil exports. an overview of the Off-Shore Facilities is done, the

types of existing seawater corrosion, then collects and analyzes inspections applying EP

Petroecuador in the Off-Shore Facilities to assist with technical recommendations to

help improve the integrity plan related to the corrosion of pipes; it was determined that

an acid soil contributes to develop the phenomenon of corrosion, resulting in the rupture

of the concrete lining pipes, for which you should review the system of protection

impressed current to be applied, place a protection against ingress of dirt , improve the

anticorrosive coating and provide good electrical insulation due to the influence of

neighboring systems

KEYWORDS: Off-Shore Facilities/ Maritime Terminal/ integrity plan/ SOTE/

corrosion/ oil exports.

I CERTIFY that the above and foregoing is a true and correct translation of the original

document in Spanish

Patricio Ibarra Munizaga

Certified Translator

ID: 170445373-5

xiv

Glosario de Términos

SOTE: Sistema de Oleoducto transecuatoriano

B/T: Buque-Tanque

BPPD: Barriles de Petróleo por Día

DWT: Toneladas de peso muerto

NMM: Nivel medio del mar

PLEM: Pipeline End Manifold

TEME: Terminal Marino de Esmeraldas.

TCV: Volumen total calculado

OBQ: Cantidad de petróleo a bordo

ROB: Remanente de petróleo a bordo

Ag/Ag Cl: Plata/Cloruro de plata.

Lb: Libra

API: Instituto Americano de Petróleo

ASTM: Sociedad Americana de Ensayo de Materiales

ANSI: Instituto Nacional Americano de Normas

NACE: National Association of Corrosion Engineers.

AWS: Sociedad Americana de Soldadura

Ullage: Espacio existente entre el nivel del líquido y el techo de un tanque.

Trim: Ajuste en los elementos de propulsión del buque (motor o vela)

realizados para optimizar el desplazamiento y aprovechar la fuerza impulsora del

mismo.

Escora: Inclinación que toma un buque con respecto a la vertical al sufrir un

corrimiento de la carga u otros motivos.

Calado: Inmersión de un buque debajo de la línea de flotación, medida desde la

superficie del agua hasta el fondo del buque.

VEF: Factor de experiencia del buque e indica la información histórica, según

definiciones del API-MPMS 17.1 Mediciones Marítimas-Guías para la

inspección de cargas marítimas y mediciones del volumen total calculado

(TCV), ajustado por la cantidad a bordo (OBQ) o el remanente a bordo (ROB),

comparada con las mediciones de Tierra (TCV).

Cutter Stock: Diluyente que se usa para la preparación de Fuel Oil, un residuo

de petróleo utilizado para el funcionamiento de las centrales termoeléctricas

xv

Erosión: Pérdida de material debido al impacto repetido de partículas de arena o

pequeñas gotas de líquido.

Brida: Cuello en el extremo de la tubería provisto de orificios en la dirección

axial para colocar pernos y permitir que otros objetos se puedan acoplar.

Integridad de la tubería: Capacidad del sistema de tuberías submarinas para

operar con seguridad y soportar las cargas impuestas considerando el ciclo de

vida del sistema.

Resistencia: Capacidad de una estructura o parte de una estructura, para resistir

los efectos de carga.

Riser: Tubo ascendente y flexible de conexión entre una tubería submarina en el

fondo del mar y la plataforma. El tubo ascendente se extiende al punto de

aislamiento de emergencia por encima de las líneas de importación / exportación

y la línea de las instalaciones, es decir, válvula ESD elevador.

Cargas accidentales: Cualquier carga no planificada o combinación de cargas

causadas por la intervención humana.

Empalme de tuberías: Unión de dos tuberías por el cambio de la sección que

estaba deteriorada.

Rectificador: Suministra la corriente necesaria para llegar a los niveles de

polarización para proteger la estructura.

Backfill: Protector que sirve para mejorar las condiciones de operación de los

ánodos en sistemas enterrados, especialmente con ánodos de Zinc y Magnesio,

estos productos químicos rodean completamente al ánodo produciendo mayor

eficiencia, evita efectos negativos de los elementos del suelo sobre el ánodo y

absorbe la humedad del suelo manteniendo dicha humedad permanente.

Transductor: Dispositivo capaz de transformar o convertir una determinada

manifestación de energía de entrada, en otra diferente a la salida, pero de valor

muy pequeño en términos relativos con respecto a un generador.

Resistividad: Propiedad que tiene el suelo para conducir electricidad, conocer la

resistividad del suelo es necesario para determinar el diseño de la conexión a

tierra de instalaciones nuevas. La composición, el contenido en humedad y la

temperatura influyen en la resistividad del terreno.

Sandblasting: Técnica que sirve para alisar o quitar materiales contaminantes

de las superficies mediante la aplicación de un chorro de arena a gran presión, es

utilizada en la industria para tratar el metal, la cerámica, entre otros.

1

CAPITULO I

1. GENERALIDADES

1.1 Introducción

En el Ecuador la industria petrolera es importante en el desarrollo económico,

debido a que contribuye con un buen porcentaje de los ingresos en el país.

Es por esto que el presente trabajo está orientado en analizar los problemas

operacionales que existen actualmente en las Facilidades Off-Shore del Terminal

Marítimo del SOTE relacionadas con Corrosión de Tuberías debido a la

incorrecta aplicación del plan de Integridad.

La colocación de la tubería en el mar se la hace desde barcos especialmente

diseñados, los cuales van depositándola en el fondo del mar con un sistema

especial de instalación una vez que ha sido soldada en el barco, otra forma es

soldar la tubería en Tierra y lanzar o arrastrarla.

Posteriormente las facilidades Off-Shore y otros sistemas destinados al

transporte de petróleo, están sometidas a condiciones ambientales y

operacionales que llegan a ocasionarles daños, tal es el caso de la corrosión

interna debido al tipo de fluido que transportan y los daños que producen los

agentes externos, entre los que se encuentran los golpes, grietas, rayones,

laminaciones, picaduras, todos estos daños van en deterioro de la resistencia de

la tubería a la presión de trabajo.

Al realizar un control a las facilidades Off-Shore relacionadas con la Corrosión

de Tuberías cumpliendo los requisitos técnicos y documentales, con el fin de

garantizar su integridad mecánica, reducir daños, incrementar la vida útil de las

mismas, una continua exportación de petróleo, produciendo ahorro en los costos

de mantenimiento y extendiendo el tiempo de operación.

Mediante el presente trabajo es posible sugerir recomendaciones técnicas que

disminuyan tales problemas, con el fin de poder hacer ajustes tanto en las

operaciones como en los equipos que intervienen en el transporte de petróleo.

2

1.2 Planteamiento del problema

La exportación de petróleo a través de las Facilidades Off-Shore en el Terminal

Marítimo se ve reducida, debido a problemas en su integridad, esto reflejado en

las condiciones ambientales y operacionales, las cuales generan el deterioro de la

tubería y si con el transcurso del tiempo no se realiza un control y

mantenimientos los problemas seguirán, consecuentemente se generarán

paradas de las operaciones, reprogramaciones de las exportaciones y pérdidas

para el país.

1.3 Objetivos:

1.3.1 Objetivo General:

Analizar las inspecciones que realiza EP Petroecuador en las Facilidades Off-

Shore de exportación de petróleo y hacer recomendaciones que ayuden a

mejorar el plan de integridad relacionado con la Corrosión en Tuberías.

1.3.2 Objetivos Específicos

Revisar las inspecciones realizadas a las Facilidades Off-Shore del Terminal

Marítimo del SOTE relacionadas con Corrosión en Tuberías desde el año 2010

al 2015.

Realizar un análisis técnico de los mantenimientos realizados en las Facilidades

Off-Shore del SOTE relacionado con la Corrosión en Tuberías.

Determinar la Normativa que se debe aplicar en las Facilidades Off-Shore del

Terminal Marítimo del SOTE relacionado con la Corrosión en Tuberías.

Contribuir con recomendaciones técnicas para mejorar el plan de integridad

aplicado para las Facilidades Off-Shore del SOTE relacionadas con la Corrosión

en Tuberías.

1.4 Justificación e importancia

La presente investigación tiene como objetivo analizar los problemas

operacionales que existen actualmente en las Facilidades Off-Shore del Terminal

Marítimo del SOTE por la mala aplicación del plan de Integridad Mecánica

relacionado con corrosión en Tuberías, lo cual permitirá tener un mejor control

de Corrosión y una continua exportación de petróleo en dicho Terminal

Marítimo.

3

El transporte de Petróleo a través de las Facilidades Off-Shore consiste en la

conducción del petróleo por tuberías hasta llegar al buque-tanque de

exportación, las mismas se construyen enterradas en zanjas para lo cual se

inyecta inhibidores de corrosión, reforzamiento de la protección catódica para

prevenir el efecto de posibles fallos en el revestimiento, el cual debe ser revisado

durante su operación con el paso de los años, la planificación de estas

operaciones de inspección está regulada por el análisis de las condiciones de

diseño, fabricación, instalación y operación en cada tramo de las mismas.

Con los resultados obtenidos, podemos realizar recomendaciones técnicas para

la aplicación de un plan de integridad a las Facilidades Off-Shore existentes,

permitiendo mejorar el Control de Corrosión en Tuberías y por ende las

operaciones en los terminales de exportación de petróleo.

1.5 Hipótesis

El mejoramiento del plan de integridad implementado a las Facilidades Off-

Shore del SOTE, permitirá tener un mejor control de la Corrosión en Tuberías

Submarinas, garantizando así su buen estado y por ende una mejor exportación

de petróleo.

1.6 Factibilidad

El presente estudio se lo considera factible debido a que se cuenta con los

medios necesarios para su ejecución como es la información necesaria para el

sustento teórico del presente trabajo, la cual será proporcionada por la Agencia

de Regulación y Control Hidrocarburífero (ARCH), la misma que apoya el

proyecto, la predisposición del Tutor para dirigir el proyecto y lo más importante

la actitud y compromiso de los encargados del desarrollo del proyecto.

1.7 Accesibilidad

Este proyecto es accesible debido a que existe disponibilidad por parte de la

institución encargada de manejar la información sobre el transporte y

almacenamiento de petróleo y sus derivados en el Ecuador para facilitar toda la

información necesaria. El requerimiento de la información se lo realiza mediante

la gestión previa carta de consentimiento y los permisos pertinentes.

4

1.8 Entorno del estudio

1.8.1 Marco Institucional

La ARCH (Agencia de Regulación y Control Hidrocarburífero) es una

Institución de Derecho Público, la cual se encarga de la regulación y control de

Hidrocarburos en todas las fases de la Industria Petrolera en el Ecuador.

Misión

"Garantizar el aprovechamiento óptimo de los recursos hidrocarburíferos,

propiciar el racional uso de los biocombustibles, velar por la eficiencia de la

inversión pública y de los activos productivos en el sector de los hidrocarburos

con el fin de precautelar los intereses de la sociedad, mediante la efectiva

regulación y el oportuno control de las operaciones y actividades relacionadas”

Visión

"La ARCH, Agencia de Regulación y Control Hidrocarburífero, será reconocida

como el garante público de los intereses constitucionales del Estado en el sector

Hidrocarburífero, gracias a su alto nivel técnico-profesional, a su gestión

transparente y a su cultura de servicio y mejoramiento continuo".

1.8.2 Marco Ético

El presente trabajo se regirá a los protocolos, principios y valores tanto de la

institución que colabora, como de la Facultad de Ingeniería en Geología Minas,

Petróleos y Ambiental y otros actores involucrados para su realización.

Se respetará la confidencialidad de la información utilizada en el trabajo.

1.8.3 Marco Legal

Mediante Registro Oficial No.244 del 27 de Julio del 2010, se publica la

Ley de Hidrocarburos, según el Artículo 11 se crea la Agencia de

Regulación y Control Hidrocarburífero, como organismo técnico-

administrativo, encargado de regular, controlar , fiscalizar las actividades

técnicas y operacionales en las fases de la industria hidrocarburífera.

Mediante Registro Oficial No. 671 del 26 de septiembre de 2002, se publica el

Reglamento de Operaciones Hidrocarburíferas, el cual en el artículo 10 de

Normas y Estándares en operaciones hidrocarburíferas, PETROECUADOR y

las contratistas deben aplicar las prácticas de la American Petroelum Institute

(API) y cualquier otra norma o estándar de la industria petrolera internacional.

5

CAPITULO II

2. MARCO TEÓRICO

En el presente capítulo se tratará sobre los Terminales Marítimos de Exportación

petrolera, las facilidades Off-Shore y sus componentes, planes de integridad,

corrosión y los tipos de corrosión producida en el agua de mar.

A continuación se realiza la descripción:

2.1 Terminales Marítimos de Exportación Petrolera

“Los terminales marítimos son instalaciones en las que se puede cargar el

buque-tanque para el transporte del petróleo de exportación e importación de

derivados, así mismo el petróleo se almacena en tanques hasta ser

comercializado y transferido”.

La transferencia de petróleo se realiza por efecto de la gravedad aprovechando

que los tanques de almacenamiento se encuentran a una mayor altura,

seguidamente pasan por tuberías submarinas que se conectan a una monoboya

en la superficie del mar; y, a través de mangueras flotantes llegan al manifold

del buque-tanque. (Instructivo de Operaciones SGS, Muestreo, 2000)

El trabajo de Titulación se centra en el estudio del Terminal Marítimo del

SOTE, el cual se describe a continuación:

2.1.1 Terminal Marítimo del SOTE

El Terminal del SOTE fue creado mediante la Ley de Régimen Administrativo

de los Terminales Petroleros, con Decreto Supremo de Agosto 16 de 1972,

publicado en el Registro Oficial No. 129 de Agosto 24 del mismo año.

Es la culminación del SOTE y se encarga de recibir el crudo del oriente,

almacenarlo, coordinar la recepción de crudo de la Refinería de Esmeraldas y

embarcar el crudo oriente para su exportación. (Petroecuador, 2001)

El Terminal está localizado al Oeste de la ciudad de Esmeraldas, a 3.3 millas de

la costa, cuenta con 10 tanques de almacenamiento con una capacidad de

322.000 barriles cada uno, teniendo una capacidad nominal máxima total de

3’220.000 barriles, el área de tanques se encuentra situada en la colina más alta

de la zona, a 183 msnm lo cual se aprovecha para despachar el crudo a los

buque-tanques por medio de gravedad, no haciendo necesario el uso de bombas.

6

Gráfico 1. Terminal Marítimo del SOTE

Fuente: Gerencia de Oleoducto, Petroecuador E.P.

La Estructura orgánica del Terminal se concentra en dos áreas " Operaciones" y

"Mantenimiento" las que se complementan con el "Área de Soporte" relacionada

al manejo administrativo, financiero, estudio y desarrollo de proyectos,

Seguridad - Relaciones Industriales y Bodega. Además cuenta con dos boyas:

Monoboya "X": SBM (single buoy mooring), diseñada para cargar buques de

hasta 100.000 toneladas de desplazamiento de peso muerto está localizada a 4,5

millas al noroeste de la desembocadura del río Esmeraldas en la siguiente

posición geográfica: 01° 02’ 03” Latitud Norte y 79° 42’ 57” de Longitud Oeste

a una profundidad mínima 42 m. Desde tierra nace una tubería submarina de

aproximadamente 7 km que se acopla a la Monoboya “X”.

Gráfico 2. Ubicación de la Monoboya “X”

Fuente: Gerencia de Oleoducto, EP Petroecuador

7

Monoboya "Y": SBM (single buoy mooring), diseñada para cargar buques de

hasta 100.000 toneladas de desplazamiento de peso muerto está localizada a en

la siguiente posición geográfica: 01° 02’ 12” Latitud Norte y 79° 41’ 52” de

Longitud Oeste 3,3 millas de la costa más cercana y a 1 milla en marcación 061

de la boya “X”. Profundidad mínima de 42m. Desde tierra nace una tubería

submarina de 6,7 km que se dirige hacia las Monoboyas “Y”.

Gráfico 3. Ubicación de la Monoboya “Y”


2.2 Facilidades Off-Shore

Son los elementos para el transporte de petróleo desde tierra a los puntos de

cargue de los buque-tanques, el sistema dispone de una monoboya, elementos de

sujeción en el fondo del mar (anclas o muertos de hormigón), elementos de

amarre al buque, elementos de transporte de fluido hasta la monoboya,

mangueras flexibles flotantes que conectan al buque, así como elementos de

transporte de fluido desde la monoboya hasta la tubería submarina. Las tuberías

submarinas están conectadas a las monoboyas a través de los PLEM (Pipe Line

End Manifold) y de mangueras submarinas flexibles.

No se manifiesta ninguna restricción con respecto al tamaño mínimo de los

buque-tanques, siempre y cuando puedan maniobrar, asegurar el equipo del

sistema de amarre del Terminal y sean capaces de recibir el producto desde las

instalaciones en tierra a una capacidad entre 10.000 y 40.000 BLS/H.

8

Diagrama de las Facilidades Off-Shore del Terminal Marítimo Balao

Las Facilidades Off-Shore que sirven para el transporte de petróleo en el

Terminal Marítimo de Balao son descritas de la siguiente manera:

A: Tuberías Submarinas

B: Mangueras Flexibles

C: Monoboyas

D: Buque/Tanque

Gráfico 4. Diagrama de las Facilidades Off-Shore del Terminal Marítimo Balao


Elaborado por: Danny Casamen

NOTA: Cabe mencionar que el desarrollo del Trabajo de Titulación se centra en

el análisis de las Tuberías Submarinas para el mejoramiento de plan de

Integridad que es aplicado a las mismas , debido a que se cuenta con la

información necesaria para tal fin.

A continuación se realiza una descripción de los elementos del diagrama sobre

las Facilidades Off-Shore que operan en el terminal Marítimo de Balao.

2.2.1 Tuberías Submarinas

Son sistemas de tuberías a través de los cuales se transporta los hidrocarburos

líquidos, gases y otros fluidos. Poseen componentes tales como: válvulas, bridas,

accesorios, dispositivos de seguridad o alivio entre otros, los mismos que están

sujetos a altas presiones y temperaturas.

9

“Al principio, la tubería se fabricaba mediante soldadura de fusión a tope, se

lastraban con hormigón y sumergían hasta el fondo del mar introduciendo agua

por un extremo y liberando aire por el otro”. (Karlsen, 1995)

Las tuberías submarinas deben ser diseñadas para que se puedan hacer

inspecciones y mantenimientos con el instrumento denominado “pig” y

seleccionando accesorios adecuados para tal efecto.

En la actualidad se da mayor importancia al diseño y a los cálculos para

garantizar una instalación segura y evitar daños. El material más utilizado son

las tuberías de polietileno, ya que la combinación de flexibilidad y resistencia las

hace superiores a otros materiales. (Karlsen, 1995)

Dentro de las Tuberías Submarinas se describen: los tipos de tubería, elementos

de conexión y soldadura de tuberías:

2.2.1.1 Tipos de Tuberías Submarinas

Podemos dividir las tuberías en 3 categorías:

Tubería de admisión

Tubería de transporte

Tubería de salida

La tubería que vamos a estudiar en el desarrollo del Trabajo de Titulación es:

Tubería de Transporte:

Este tipo de tubería se utiliza para cruzar el mar y provisionar al buque en lugar

de utilizar una ruta más larga al filo de la orilla. El petróleo puede transportarse

por gravedad o mediante bombeo.

Normalmente se instalan válvulas de retención para registrar y establecer una

interconexión entre las tuberías submarinas.

Entre los principales problemas que pueden afectar la integridad mecánica de las

tuberías submarinas tenemos los siguientes:

Presión.

Corrientes marinas.

Oleaje.

Sismos.

Actividad pesquera.

10

Líneas existentes.

Características del fondo marino (Inestable, irregular y otros).

Mala operación de sistema de tuberías.

Áreas ecológicamente sensibles y protegidas.

Los sismos y maremotos están ligados y producen un deslizamiento de las

tuberías y accesorios hasta que la resistencia del material cede ante los esfuerzos

de torsión y compresión, produciéndose el fraccionamiento y ruptura.

El buque-tanque que realice una mala maniobra en el procedimiento de anclaje,

puede afectar a las tuberías submarinas, debido a que el ancla podría

engancharse y jalar la tubería produciendo la rotura de la misma.

Las acciones que se deben tomar para disminuir el riesgo de daño de las tuberías

submarinas son:

Inspecciones técnicas periódicas de las tuberías submarinas

Sistema de protección catódica

2.2.1.2 Elementos de conexión de Tuberías Submarinas

Son accesorios que sirven para la unión de las tuberías submarinas y demás

facilidades Off-Shore que se utilizan en el transporte de hidrocarburos, los

elementos más utilizados son: bridas soldables, espárragos, tuercas, y empaques,

los cuales deben cumplir los requisitos de composición química, capacidad

mecánica, fabricación, y calidad indicados en la norma ASME B 31.4.

Las válvulas que vayan a instalarse bajo el NMM deben cumplir los

requerimientos de la ISO 14723:2001. Las válvulas que vayan a instalarse sobre

el NMM deben cumplir los requerimientos de la Norma API-RP 1160. Son

considerados los elementos más críticos en el desarrollo de tuberías Off-Shore,

teniendo en cuenta las cargas dinámicas y de servicio a las que se someten.

Se deben colocar válvulas de emergencia de tal manera que la tubería opere con

seguridad y que se puedan evitar daños tanto al medio ambiente como a las

instalaciones en caso de emergencia. Las válvulas deben estar en lugares

accesibles y protegidas con una estructura metálica fabricada en acero ASTM A

53 Grado B, API 5L Grado B o equivalente. (Tenaris, 2003)

11

2.2.1.3 Soldadura de Tuberías

La soldadura es la coalescencia localizada de metales o no metales, producida por el

calentamiento de materiales con o sin el empleo de material de aporte y con o sin

aplicación de presión. A continuación se describen los tipos y normas de soldadura:

a.- Tipos de soldadura:

Soldadura fuerte (brazing): Es la soldadura que produce coalescencia de los

materiales por calentamiento, y empleando un metal de aporte que tiene una

temperatura de líquido superior a los 450°C (840° F), pero inferior a la temperatura

de sólido del metal base. El metal de aporte se distribuye por acción capilar entre las

superficies de la junta mantenidas en contacto estrecho.

Soldadura blanda (soldering): Es la soldadura que produce coalescencia de

materiales, calentándolos y usando material de aporte que tenga una línea de líquido

que no exceda de 450°C (840°F) y debajo de la línea de sólido del metal base. El

metal de aporte se distribuye entre la superficie de la junta mantenida en contacto.

La unión a tope longitudinal del tubo, soldado mediante presión mecánica se

desarrolla forzando la tira calentada en horno a través de troqueles con forma de

cono (campana de soldadura). La especificación típica es ASTM A 53 Y API 5L.

La soldadura de las tuberías se la realiza en el barco de tendido de la tubería en el

caso de no hacerla en la superficie terrestre para facilitar las pruebas no destructivas

y su operación evitando los costos y empleo de soldadura sumergida en el mar.

Después de soldado, cada tubo es revestido para darle aislación térmica y protección

contra la corrosión. El revestimiento de la tubería permite reducir a la mitad el

número de uniones en campo. (Baker Hughes Off-Shore Produces Manual, 1992)

b.- Normas aplicadas a la soldadura de Tuberías Submarinas:

Código ANSI / ASME para calderas y recipientes a presión, Sección B31.4

"Sistemas de Transportación Líquida para Hidrocarburos, Gas Líquido de Petróleo,

Amoníaco Anhidro y Alcoholes":

12

Describe requisitos para tubería que transporta líquidos tales como petróleo crudo,

condensados, gasolina natural, líquidos de gas natural, gas licuado de petróleo,

alcohol líquido, amoníaco líquido que se transportan a través de instalaciones como:

conjuntos de tanques, plantas de procesamiento de gas natural, refinerías,

estaciones, plantas de amoníaco, terminales y otros puntos de entrega y recepción.

La Sociedad Americana de Soldadura publica numerosas normas sobre usos y

calidad de materiales, productos, pruebas, operaciones y procesos de soldadura para

varillas, electrodos y metales de aporte de soldadura. Estas especificaciones cubren

la mayor parte de los materiales consumibles empleados en procesos de soldadura y

soldadura fuerte, e incluyen requisitos obligatorios y opcionales. Los requisitos

obligatorios cubren aspectos tales como composición química y propiedades

mecánicas, fabricación, pruebas, marcado e identificación y empaque de los

productos. La designación alfanumérica de la AWS para especificaciones de

metales de aporte consta de una letra "A” seguida de un 5, un punto y uno o dos

dígitos adicionales, por ejemplo la AWS A5-1, Especificación para Electrodos de

Acero al Carbono para Soldadura por Arco Metálico Protegido.

Cuando ASME adopta estas especificaciones, ya sea de manera completa le

antepone las letras "SF” a la designación AWS, así, la especificación ASME

SFA5.1 es similar, si no idéntica, a la AWS A5.1.

Código ANSI/AWS D1.1 de Soldadura Estructural –Acero:

Este Código cubre los requisitos aplicables a estructuras de acero al carbono y de

baja aleación. Es empleado conjuntamente con cualquier código o especificación

que complemente el diseño y construcción de estructuras de acero. Quedan fuera de

su alcance los recipientes y tuberías a presión, metales base de espesores menores a

1/8 Pulg (3.2 mm) y los aceros con un límite de cedencia mínimo mayor a 100,000

lb/pulg2. A continuación se indica las secciones y los requisitos que contienen:

1. Requisitos Generales

Contiene la información básica sobre el alcance y limitaciones del código.

13

2. Diseño de Conexiones Soldadas

Contiene requisitos para conexiones soldadas tubulares y no tubulares.

3. Precalificación

Cubre los requisitos para poder excluir a las especificaciones de

procedimiento de soldadura de las exigencias de calificación propias del código.

4. Calificación

Contiene los requisitos de calificación para especificaciones de

procedimientos y personal (soldadores, operadores de equipos y punteadores)

5. Fabricación

Cubre los requisitos de preparación, ensamble de las estructuras soldables.

6. Inspección

Contiene los criterios para la calificación y responsabilidades de inspectores,

criterios de aceptación para soldaduras, inspección visual y pruebas no destructivas.

7. Reforzamiento y Reparación de Estructuras Existentes

Contiene la información de reparación de estructuras ya existentes.

Norma API 1104 para Líneas de tubería e Instalaciones Relacionadas:

Esta norma aplica a la soldadura por arco y por oxígeno y combustible de tubería

empleada en la compresión, bombeo y transmisión de petróleo crudo, productos de

petróleo y gases combustibles, y también para los sistemas de distribución cuando

esto es aplicable. Presenta métodos para la producción de soldaduras aceptables

realizadas por soldadores calificados que usan procedimientos y equipo de

soldadura y materiales aprobados. También presenta métodos para la producción de

radiografías con procedimientos y equipo aprobado, a fin de asegurar un análisis

adecuado de la calidad de la soldadura. También incluye los estándares de

aceptabilidad y reparación para defectos de soldadura.

Calificación de procedimientos y personal de soldadura

Todos los trabajos de soldadura necesitan procedimientos de soldadura que definan

con detalle cómo deben realizarse las operaciones, y todas las normas sobre

equipos, partes de equipos, tuberías y estructuras en cuya fabricación, construcción

14

y montaje intervienen operaciones de soldadura, establecen requisitos relacionados

con la preparación, calificación y certificación de los procedimientos de soldadura,

así como de la calificación de la experticia de los soldadores y operadores de equipo

En la siguiente tabla se describen los criterios de aceptación para las

discontinuidades más comunes por medio de la inspección visual:

Discontinuidad Estructura de acero Tuberías para gas

y petróleo

Recipientes a presión

Grietas No aceptable 5/32” para grietas No aceptable

Porosidad Alguna porosidad visible

se permite

Porosidad visible

con líquidos

No establecido para

porosidad visible

Fusión incompleta No aceptable 1” de longitud No aceptable

Falta de alineación Máximo el 10% del

espesor de la parte más

delgada, nunca > 1/8”

1/16” De ¼ de espesor de

pared a ¾”

dependiendo del

espesor de junta

Penetración

incompleta en la junta

En juntas de penetración

no es aceptada

1” de longitud No aceptable

Socavado, máxima

profundidad y

longitud permitida

1/32” para espesores 1”

1/32” para conexiones

tubulares y no tubulares

1/32” o 12,5 % del

espesor de pared.

Aceptable si tiene

una profundidad de

1/64” o menos

1/32” o 10% del

espesor nominal de las

superficies adyacentes

de la soldadura

Altura de esfuerzo de

soldadura

Permitida hasta 1/8” De 1/32” a 1/16” De 1/32” a 5/16” de

pendiendo del tipo

Convexidad en ancho

de la cara de soldadura

1/16” para 5/16”; 1/8”

para >5/16”

15

2.2.2 Mangueras Flexibles

Son aquellas mangueras diseñadas para el transporte de petróleo, se puede utilizar

con todos los sistemas de producción.

Son fabricadas para soportar presiones de 225 psi (15 bar) o 300 psi (21 bar), con

boquillas y bridas soldadas de acero bajo la norma ANSI B16.5 (150 lb o 300 lb).

Las mangueras se pueden suministrar con “Carcasa Simple” o “Carcasa Doble”.

Las mangueras de Doble Carcasa deben estar provistas con sensores electrónicos

para detectar cualquier fuga de la primera carcasa y permitir que el operador

continúe con la carga. (Tenaris, 2003)

Gráfico 5. Mangueras flexibles del Terminal marítimo del SOTE


Existen dos tipos de mangueras: fijas y desmontables

Las manguera fijas: son las que siempre están unidas en un extremo al manifold y

el otro extremo a la monoboya, permaneciendo siempre sumergidas, solo en el

momento de la carga o descarga del buque es cuando se conectan a las tuberías que

van al barco.

Estas mangueras están constituidas por materiales de plástico y metales flexibles

que tienen la función de resistir los esfuerzos y ser impermeables.

Las mangueras desmontables: son las que unen la monoboya con el buque, estas

mangueras además de ser resistentes a los esfuerzos e impermeables deben ser

16

flotantes, además se montan y desmontan por tramos en cada operación de carga o

descarga del buque. (Espinosa, 1995)

Características Principales:

Recubrimiento: Caucho sintético diseñado para resistir al crudo que contiene hasta

60% de aromáticos como estándar.

Cubierta: Caucho sintético o poliuretano naranja altamente resistente a aceites,

abrasión, inclemencias del tiempo y agua marina.

Certificación: Certificado por BVQI en total conformidad con el padrón OCIMF de

1991 de la Oil Companies International Marine Forum. ([email protected],

2015)

2.2.3 Monoboyas

Las Monoboyas son estructuras cilíndricas o de tipo cuadrado, autoflotantes que

permiten amarrar un buque-tanque y al mismo tiempo entregar o recibir cualquier

tipo de hidrocarburo líquido o gaseoso.

“La Monoboya o Single Point Mooring permite al buque amarrado a ella girar

libremente alrededor de su estructura, ubicándose en la misma dirección del viento

y la corriente marina, de tal forma que el buque amarado a la SPM ofrece la menor

resistencia a la fuerza de las olas, corrientes y vientos”. (Perdomo, 2013)

2.2.4 Buque - Tanques

Los buque - Tanques son barcos de gran capacidad, con sistemas diseñados para el

transporte de petróleo, gas, gasolina o cualquier otro derivado.

Su capacidad varía según el tamaño de los mismos, de acuerdo con el servicio y la

ruta que cubran. Algunos pueden transportar cientos de miles de barriles e incluso

millones.

Por lo general, estos buques deben estar apropiados para una mejor navegación.

Cuando los Buques no transportan petróleo deben de llevar Lastre (agua de mar), lo

que hace más segura su navegación al mantener los calados y la estabilidad del

Buque. A medida que se carga o descarga el Buque, el lastre se bombea hacia el mar

o se lo succiona de éste, respectivamente.

17

Las marcas de calado se representan en unidades métricas. Los numerales de las

unidades métricas se representan en decímetros pares. (Mabo, 1997)

Gráfico 6. Buque - Tanque del Terminal Marítimo del SOTE


2.3 Planes de Integridad

Son los procedimientos de seguridad, conjunto de inspecciones, pruebas y

documentación que se requieren en las facilidades Off-Shore, tuberías de transporte

de petróleo para las áreas que pueden tener consecuencias, debido a que un derrame

podría tener impactos adversos significativos sobre los empleados, y sobre el medio

ambiente.

La integridad comienza con un buen diseño y construcción, lo cual está presentado

en los estándares y guías que se aplican, el diseñador debe considerar todas las áreas

que atraviesan las facilidades Off-Shore y los posibles impactos que puedan tener.

Mediante planes de integridad se proponen métodos para mejorar la seguridad y

asignar recursos de manera efectiva para lograr los siguientes objetivos:

Identificar y analizar los eventos reales y posibles que puedan causar

incidentes en las facilidades.

Remediar problemas descubiertos durante la evaluación de integridad.

Brindar un medio de evaluación y comparación de riesgos y su reducción.

Asegurar que la compañía trabaje con empleados calificados y entrenados,

para asegurar la reducción de riesgos y la integridad de las facilidades.

18

Desarrollar mejores prácticas para garantizar la integridad de las facilidades.

Proporcionar una copia del programa de gestión de integridad de un

operador a una autoridad estatal conforme a lo requerido ante una solicitud.

Conservar los registros del programa de integridad requeridos.

Asegurar que cada evaluación de integridad se realice de tal manera que

minimice los riesgos ambientales y de seguridad.

2.3.1 Normas aplicadas a los planes de integridad

Las normas son un conjunto de instrucciones que detallan los materiales, equipos y

procedimientos que deben aplicarse para determinar una característica de un

sistema, son empleadas por la AWS, la ASTM, la ASME, el ANSI y se aplican a

especificaciones, códigos, métodos, practicas recomendadas, definiciones de

términos, clasificaciones y símbolos gráficos que han sido aprobados por las partes

involucradas en la actividad a normar.

Las normas son desarrolladas y actualizadas por organizaciones gubernamentales y

privadas con el propósito de aplicarlas a las áreas y campos de sus intereses.

Los requerimientos del presente Código son adecuados para brindar seguridad bajo

las condiciones usuales que se encuentran en la industria petrolera. No pueden darse

específicamente los requerimientos para cada condición no usual, ni prescribir los

detalles de ingeniería y construcción, en consecuencia, las actividades que

involucran el diseño, construcción, operación o mantenimiento de tuberías de

transporte, deberán realizarse bajo personal de supervisión que tenga experiencia y

conocimientos para tomar las medidas adecuadas a fin de encarar situaciones no

usuales, y detalles de ingeniería y construcción específicos.

El cumplimiento de los requisitos determinados en las normas son obligatorios

cuando están referidos dentro de lo prescrito en la Ley, o cuando están incluidos en

contratos u otros documentos de compra, el cumplimiento de las prácticas

recomendadas o las guías es opcional. Sin embargo, si estos son referidos en

códigos, especificaciones aplicables o en acuerdos contractuales, su uso es

recomendado. Si los códigos o acuerdos contractuales contienen secciones no

obligatorias, el empleo de las mismas queda a la discreción del usuario.

19

Algunas entidades que generan las normas son las siguientes:

SIGLAS ORGANISMO SIGNIFICADO

ABS American Bureau of Shipping Oficina Americana de Barcos

AISC American Institute of Steel

Construction

Instituto Americano de Construcción de

Aceros

ANSI American National Standards

Institute

Instituto Nacional Americano de

Normas

API American Petroleum Institute Instituto Americano del Petróleo

AWWA American Water Works Association Asociación Americana de Trabajos de

Agua

AWS American Welding Society Sociedad Americana de Soldadura

ASTM The Society for Testing and

Materials

Sociedad Americana de Pruebas de

Materiales

ISO International Organization for

Standarization

Organización Internacional para la

Normalización

Tabla 2. Normas aplicadas a las Facilidades Off-Shore

Fuente: Norma ASME B 31.8 “Sistema para transporte de gas”,1999


2.3.2 Normas de Seguridad

Son las normas o reglamentos que protegen la seguridad y salud de las personas que

presten servicios tanto en el mar como en el puerto Marpol 73/78 Protocolo para

Prevenir la Contaminación por Buques, basándose en la evaluación de los riesgos en

conformidad con las normas nacionales e internacionales aceptadas. (Plan de

emergencia para afrontar desastres naturales, 2001)

Dichas normas o reglamentos deben contener recomendaciones de carácter técnico

referentes a su aplicación en la práctica.

Las señales y los símbolos constituyen un método muy eficaz para advertir los

riesgos y presentar informaciones. La forma y el color de las señales y avisos de

seguridad deberían ajustarse a las prescripciones de la autoridad competente (HSE).

Los productos tóxicos y otras sustancias peligrosas deben utilizarse y almacenarse

de tal modo que se evite todo riesgo para la seguridad, la salud y el bienestar de los

usuarios y las demás personas.

20

Los productos químicos deben manipularse siempre con cuidado, en conformidad a

las normas de seguridad aplicables y las instrucciones del fabricante.

La eficacia de los equipos de protección individual depende de su diseño y su

conservación. Esos equipos deben inspeccionarse con regularidad.

Los cables eléctricos y los tubos flexibles de las herramientas hidráulicas o

neumáticas deberían ser protegidos contra todo riesgo.

Deben cumplirse estrictamente las disposiciones nacionales e internacionales en lo

que se refiere a los equipos, reuniones de inspección y a los ejercicios de

preparación para casos de emergencia. (Guía Internacional de seguridad para

terminales, 1991)

La autoridad competente debe realizar servicios de inspección apropiados para

administrar o hacer cumplir las disposiciones de las normas en las operaciones.

2.3.3 Amenazas que afectan las Facilidades Off-Shore, control y Disminución

Una amenaza es todo evento que por su ubicación, vigorosidad y frecuencia puede

generar efectos adversos en el ser humano, estructuras o en el medio ambiente.

En el manejo de integridad se consideran amenazas dependientes o independientes

del tiempo, generadas por error humano, defectos de fabricación y corrosión.

A continuación se presenta una tabla con las amenazas que se presentan en las

facilidades Off-Shore:

21

AMENAZAS DISMINUCIÓN DE

AMENAZAS

NORMA/CONTROL

Diseño (Diámetro,

material, alineamiento).

Categorización por seguridad y servicio en función del tipo de fluido y producción transportada

Normas (ASME) Código B31.4; B31.8

Cargas funcionales

(Presión interna y

externa)

Medidores de Presión Normas (ANSI,ASME) Código B31.8

Corrosión Externa Protección catódica con medición del potencial

Medición de potenciales (API 1160)

Espesor requerido Categorización por seguridad y servicio

Normas (ASME) Código B31.4; B31.8

Cargas de construcción Lastre de concreto Normas Noruegas de Veritas (Reglas para tuberías submarinas Ed.1981, 1996, 2000)

Cargas Ambientales ( por

oleaje, corrientes

marinas)

Parámetros Oceanográficos acción de las olas y viento

Normas (ASME) Código B31.3

Cargas accidentales (por

impacto marino, o de

objetos)

Profundidad de enterrado de la tubería

Normas (API RP1111; API RP14E)

Longitud de la tubería Inspección visual Norma NRF-013-PEMEX-2000

Corrosión Interna Utilización del pig (inhibidores de corrosión)

Medición de potenciales (API 1160)

Tabla 3. Amenazas que afectan las Facilidades Off-Shore



2.4 Corrosión

Es el deterioro de un material generalmente un metálico o la pérdida de sus

propiedades por efecto de una reacción con el medio que lo rodea.

Corrosión Externa

Las tuberías, monoboyas, buques, y demás accesorios que conforman las facilidades

Off-Shore se encuentran sumergidos, donde las condiciones del ambiente producen

corrosión por lo que deben contar con sistemas de recubrimiento y protección

catódica que minimicen este fenómeno.

22

Corrosión interna:

Las facilidades Off-Shore para transporte de petróleo y otros servicios que

contengan agentes abrasivos o corrosivos, deben contar con sistemas para

protección interior a base de inhibidores de corrosión, así como el equipo y

dispositivos necesarios para su instalación.

Los sistemas para la protección interior a base de inhibidores de corrosión

considerados por diseño, deben cumplir los requisitos establecidos para tal efecto en

la ASME B 31.8 “Transporte y distribución de Gas”. (ASME, B 31.8)

En la siguiente tabla presentamos los niveles de corrosión según la norma NACE

STANDARD RP-07-75:

Tabla 4. Clasificación de la Corrosión

Fuente: Norma NACE STANDART RP 07-75, 2001


*

mpy: millonésima parte de pulgada por año

2.4.1 Tipos de Corrosión producidos en el agua de mar

Entre los tipos de corrosión que podemos encontrar en el agua de mar tenemos:

Gráfico 7. Tipos de Corrosión

Fuente: http://Tipos de corrosión.com, obtenido el 08/12/2015

Valor (mpy*) Corrosión

0 – 1 Leve

1 - 4,9 Moderada

5 - 10 Severa

> 10 Muy severa

23

a.- Corrosión por Erosión:

Es un tipo de corrosión producida por el desgaste mecánico del metal, cuando las

incrustaciones como carbonato de hierro que estaban protegiendo los metales de la

tubería se desgastan y corroen eliminando las películas superficiales protectoras.

La corrosión por erosión es una causa común de fallas en el equipo del campo

petrolero, se localiza en cambios de sección de tuberías, codos donde la velocidad

es elevada o hay flujo turbulento, tiene el aspecto de pequeños hoyos lisos.

b.- Corrosión por Socavados:

Este tipo de corrosión puede deberse al embate de las olas contra un acantilado, a

los remolinos del agua, especialmente donde la corriente encuentra algún obstáculo,

y al roce con las márgenes de las corrientes desviados por los lechos sinuosos.

c.- Corrosión por Picaduras Múltiples:

La picadura es una forma de ataque corrosivo localizado que produce hoyos

pequeños en un metal. Este tipo de corrosión es muy destructiva para las tuberías.

Frecuentemente la picadura es difícil de detectar debido a que los pequeños agujeros

pueden ser tapados por los productos de la corrosión, los agujeros crecen a gran

velocidad en la dirección de la gravedad y en las superficies más bajas de los

equipos.

Para prevenir la corrosión por picadura en los equipos, es necesario el empleo de

materiales con la mayor resistencia a la corrosión, como acero inoxidable en

presencia de algunos iones cloruro, el tipo de aleación con un 18% de Cr y un 8%

de Ni que tiene mayor resistencia a la picadura que el tipo de aleación 304 que solo

contiene el 18% de Cr y un 8% de Ni como elementos principales de aleación.

d.- Corrosión por Corrientes parásitas:

Es un tipo de corrosión que se produce de corrientes que circulan a través de un

medio conductor (electrolito, mar), y que antes de volver a su circuito de origen se

conducen hacia estructuras metálicas. Las zonas de entrada de corriente son

24

catódicas mientras que las de salida son anódicas y por tanto, éstas últimas se

corroen. La velocidad de corrosión depende de la densidad de corriente anódica.

e.- Corrosión por organismos microbiológicos:

Los microorganismos son capaces de causar corrosión marina por bacterias, algas y

hongos, siendo decisivos en el casco de los barcos donde, además de originar

corrosiones en el casco, ofrece impedimentos a su movimiento.

La existencia del “fouling” en los fondos del casco de un buque-tanque es

perjudicial, no solo para la integridad del acero, pues una vez que los organismos

incrustados se desprenden se llevan con ellos las capas de pintura dejando el metal

al descubierto, sino también para el desplazamiento del barco, por el aumento del

coeficiente de fricción respecto al agua de mar.

2.4.2 Métodos para medir la corrosión de Tuberías Off-Shore

Los principales métodos utilizados para medir la corrosión de las Tuberías Off-

Shore en el Terminal Marítimo del SOTE son los siguientes:

a.- Análisis Físico químico – Cantidad de Hierro total

La presencia de hierro disuelto o en suspensión (total) en los fluidos de un sistema

es un indicio de corrosión.

Una disminución en el contenido de hierros después de iniciar un tratamiento indica

rápidamente efectividad en el programa de tratamiento.

Para el análisis, la muestra de fluido debe ser representativa.

En la siguiente tabla presentamos los estándares de calidad en líneas y facilidades

Off-Shore:

Hierro total (ppm) Corrosión

< 5 No

>5 Si

Tabla 5. Corrosión por cantidad de HierroTotal

Fuente: Norma NACE RP 192-98 “Monitoreo de corrosión en

petróleo y gas”, Washington 2001

25

Gráfico 8. Perfil de Hierros totales

Fuente: Norma NACE RP 192-98 “Monitoreo de corrosión en petróleo y

gas”, Washington 2001

b.- Medida de H2S para determinar la corrosión

En la siguiente tabla presentamos los estándares de calidad para mantener la

integridad en tuberías y facilidades Off-Shore:

H2S (ppm) Corrosión

< 4 No

>4 Si

Tabla 6. Medida de H2S

Fuente: Departamento de transporte de gas por tuberías Washington 2001

Gráfico 9. Perfil de Ión Sulfuro

Fuente: Departamento de transporte de gas por tuberías, Washington 2001

0

2

4

6

8

10

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10

mg/

L (H

ierr

os

tota

les)

Corrosión

Hierros totales

Hierros totales

0

1

2

3

4

5

1 2 3 4

mg/

L (H

2S)

Corrrosión

Ión Sulfuro

Corrosión

26

En la siguiente tabla se presentan los métodos y las Normas que sirven para la

determinación de la corrosión en Tuberías Submarinas:

Métodos Normas

Interpretación Corrosión NACE RP 775 “Preparación, instalación e

interpretación de corrosión”

Válvula de servicio NACE MR 175 “Materiales para uso de H2S

contenidos en el petróleo y gas”

Medidor pH API RP 45 “Recomendaciones prácticas para el

análisis de aguas”

Análisis de bacterias SRB API RP 204-04 “Stress Corrosion Cracking

(SCC)”

Análisis de CO2 en aguas ASTM 513 “Test de métodos para CO2 disueltos

en agua”

Análisis de hierros totales NACE RP 192 “Monitoreo de corrosión en

producción de petróleo”

Análisis de oxígeno disuelto ASTM D 888 “Test para cantidad de oxígeno

disuelto en agua”

Análisis de Sulfuros ASTM D 4658 “Test para cantidad de ión sulfuro

en agua”

Análisis Amino Fílmico ASTM D 3370-82 “Muestreo de agua”

Tabla 7. Normativa aplicada a la medida de la Corrosión

Fuente: Medidas de corrosión, EP Petroecuador 2001


2.4.3 Métodos de protección contra la Corrosión en Tuberías Submarinas

Las Tuberías Submarinas son afectadas fácilmente por la corrosión, a continuación

se describen los métodos que se deben aplicar para tener una correcta protección:

2.4.3.1 Protección catódica

Todas las facilidades Off-Shore deben tener un sistema de protección catódica para

protegerse ante los efectos corrosivos que pudieran presentarse debido a una falla

del recubrimiento anticorrosivo durante su aplicación, instalación y operación.

La protección catódica debe hacerse utilizando ánodos galvánicos de aluminio,

magnesio o zinc y debe diseñarse para toda la vida útil de las facilidades.

Para garantizar la eficiencia de la protección catódica se debe cumplir como mínimo

con uno de los criterios siguientes:

27

Un potencial catódico de protección tubo/suelo mínimo de –800 milivolts,

medido respecto de un electrodo de referencia de plata/cloruro de plata

(Ag/AgCl) para líneas superficiales sobre el fondo marino.

Un potencial catódico de protección de –900 milivolts, cuando el área

circundante se encuentre en condiciones anaeróbicas y estén presentes

bacterias sulfato-reductoras (líneas enterradas).

Los sistemas submarinos que se conecten con otras líneas existentes, deben

tener sistemas de protección catódica compatibles.

Gráfico 10. Diagrama de POURBAIX

Fuente: http://diagrama de Pourbaix.com.ec/biw=1366&bih=0UahUKEjw0pq3

Mediante la gráfica de Pourbaix se determinó que el Electrodo de referencia

Ag/AgCl posee un potencial de 900 mV y se encuentra dentro del estado de

Pasivación por lo que ya se genera corrosión en las tuberías.

Para el sistema de protección catódica se utilizan Ánodos de sacrificio, los mismos

que son metales con potencial de oxidación mayor al de la estructura metálica a

proteger, de tal forma que al emitir la corriente de protección, este ánodo se

consume, los ánodos más utilizados son los siguientes:

28

a.- Ánodos de Zinc

Los Ánodos de Zinc se emplean para la protección catódica de: cascos, buques

mercantes, pozos petroleros, tuberías submarinas y en general todo tipo de

superficies sumergibles.

Las propiedades electroquímicas de los ánodos de sacrificio se basan en los 780 A-

h/kg de aleación a un potencial mínimo de 1050 mV con referencia a un electrodo

de Ag/AgCl.

Los Ánodos de Zinc se pueden utilizar en varios métodos de protección catódica

aunque el más recurrido es "Protección Catódica por Ánodos de Sacrificio" en éste,

se logra la protección uniendo el metal a proteger con otro metal que sea más

electronegativo.

b.- Ánodos de Aluminio

Esta aleación incorpora el elemento Indio como activador en lugar del mercurio.

Una de las mayores ventajas es su versatilidad, posee un potencial en circuito

abierto de 300 mV frente al acero protegido, además tiene un comportamiento muy

tolerante en zonas donde hay transferencia de calor, retiene el potencial en circuito

abierto a un amplio rango de temperaturas. Este tipo de ánodo protege

satisfactoriamente a tuberías que operan hasta 100ºC, equipos de tratamiento de

salmueras en campos petrolíferos operando hasta 75 º C y concentraciones del 15%

de NaCl, así como en mar abierto, fangos marinos donde aumenta la Resistividad

del agua de mar.

c.- Ánodos de Magnesio

Los ánodos de sacrificio más utilizados en protección catódica son los de magnesio.

Se caracteriza por tener baja densidad, alta capacidad eléctrica, baja tasa de

potencial, polarización negativa y alto voltaje para hierro y acero (> 0.6 V). Es

adecuado para la protección de metales en tierra o en el agua donde la resistividad

eléctrica es más alta, aquí el metal del ánodo se oxida evitando que la corrosión pase

al metal protegido.

29

El ánodo de magnesio es usad

universidad central del ecuador facultad de … · 2016. 7. 25. · universidad central del ecuador...

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