67504257 Manual de Operacion y Mantenimiento Gasoducto Paita Final 2

OLYMPIC PERU INC.SUCURSAL DEL PERU

Proyecto : Manual de Operación y Mantenimiento, Lote XIII-B

Título : Revisión del Manual de operación y Mantenimiento

Ubicación: Lote XIII-B, Prov. Paita - Piura

Doc. N°: 36 Rev.: 2

Etapa: Final Fecha: Marzo 2011

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MANUAL

OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO

GASODUCTO

Manual de Operación y Mantenimiento





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Olympic Perú Inc. Sucursal del Perú

Lote XIII, Sección “B”

CONTENIDO

- Introducción.

- Descripción del Gasoducto.

- Relación de válvulas y equipos principales.

- Puesta en marcha del Gasoducto.

- Operación Normal del Gasoducto.

- Paro del Gasoducto.

- Purgado de Ductos.

- Secado de Ductos.

- Drenaje de líquidos.

- Detección de Fugas.

- Inspección de Cruces de Quebradas.

- Daños por terceros.

- Invasión del derecho de vía.

- Limpieza Interior del Ducto mediante chancho de escobilla plástica o espuma.

- Uso de Indicador de Gas Combustible.

- Medidores de Flujo.

- Filtros Separadores.

- Cálculos Hidráulicos. Manual de Operación y Mantenimiento





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CONTENIDO

Este procedimiento comprende las siguientes secciones que describen los trabajos asociados con el

paro de un gasoducto:

1. INTRODUCCIÓN

2. PAROS PROGRAMADOS

3. PAROS DE EMERGENCIA

4. DESPRESURIZACIÓN DE UN SEGMENTO

5. LIMPIEZA DEL CONDUCTO PARA EL PARO

6. DETECCIÓN DE FUGAS

7. REVISIÓN DE ENTRADAS Y SALIDAS

8. DEVISIÓN DE VÁLVULAS PARA EL PARO

9. SELECCIÓN DEL ÁREA PARA EL VENTEO

10. NOTIFICACIÓN AL PÚBLICO Y AUTORIDADES

11. ELABORACIÓN DEL PROCEDIMIENTO ESPECÍFICO DEL PARO






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12. RESGUARDO DEL ÁREA DE TRABAJO ANTE POSIBLES MEZCLAS EXPLOSIVAS

13. CORTE DE DUCTO

14. REINICIACIÓN DEL SERVICIO

15. RESPONSABILIDADES

16. INFORMES

17. FORMULARIOS

1. INTRODUCCIÓN

Este procedimiento describe las condiciones y secuencias de eventos que previamente tienen que

cumplirse antes de parar el servicio del gasoducto. Estas condiciones variarán dependiendo de que si

el gas contenido en la línea va a ser transvasado de un tramo a otro, ó va a ser despresurizado por

venteos y/o consumido gradualmente.

En general, durante la operación del gasoducto se prestarán situaciones para parar el servicio del

gasoducto, es decir detener el flujo de gas en un determinado tramo o en todo el ducto. Esto puede

suceder a pedido de los clientes, falta de suministro, necesidad de mantenimiento, la necesidad de

ampliar la capacidad mediante ductos paralelos, etc. Algunos de estos podrán ser planificados

(programados) o algunos podrían ser de emergencia.

2. PAROS PROGRAMADOS

En un paro programado, el operador tendrá el tiempo necesario para ordenar repuestos para

mantenimiento, efectuar órdenes de trabajo o contratos, información a las partes afectadas con la

debida anticipación.

Para la ejecución del Paro y Puesta en marcha del sistema en forma ordenada, el operador necesitará

planificar cuidadosamente cada paso y anticiparse a cualquier contingencia, ya sea de repuestos,

mano de obra, equipos, etc., y estimar el tiempo requerido para efectuar los trabajos durante el paro.






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3. PARO DE EMERGENCIA

Los paros de emergencia pueden presentarse por rotura de tubería, pérdidas de gas, atascamiento de

válvulas, incendios u otro tipo de catástrofe. En este caso, la parte afectada del ducto deberá ser

aislada mediante el cierre de la válvula de seguridad y de las válvulas que se encuentren más

próximas (aguas arriba y aguas abajo) al lugar del siniestro. Para este tipo de eventos, el operador

deberá preparar planes de contingencia para cada paso que podría suceder. Estos pre-planes de

trabajo reducirán substancialmente la confusión y la posibilidad de que el siniestro llegue al grado de

calamidad.

4. DESPRESURIZACIÓN DE UN TRAMO

En la eventualidad de que un problema en el ducto motive un paro, ya sea de emergencia o

programado, generalmente, será necesario evacuar el gas de la sección afectada previo a los trabajos

de reparación.

En estos casos, los tramos o secciones de ducto pueden ser despresurizados a través de algunas de

las instalaciones de superficie como: puentes de medición, depuradores, estación de bloqueo y

venteo (ver Plano N° OLY-OP-010 y 011), además de ventear en la cabecera y en los puntos

terminales del ducto.

El venteo del gas contenido en una sección de la cañería a través de una estación de bloqueo y

venteo supone la necesidad de instalar un mechero o quemador portátil por cuanto la quema de gas

bajo condiciones controladas significativamente reducirá el peligro de incendios y explosiones.

El mechero puede ser conectado a través de cualquiera de las escotillas (ver Plano OLY-OP-010) de

la sección de aguas arriba o ya sea el gas de la sección de aguas abajo.

Una vez que el tramo o sección a ventear ha sido aislado, cerrando las válvulas troncales de aguas

arriba y aguas abajo, entonces recién el operador de campo puede abrir la válvula V-1 para ventear el

tramo que se halla en consideración. El operador encenderá el mechero portátil con una pequeña

cantidad de gas desde la válvula V-1. Una vez así encendido el mechero, la válvula V-1 puede ser

lentamente totalmente abierta, teniendo presente siempre la velocidad y dirección del viento.

Si asumimos que la sección de 6” comprendida entre la Estación Olympic (Progresiva 0+000) y la

Quebrada El Gigante donde se encuentra el Punto de Venteo VB-1 (Progresiva 9+050) requiere una

reparación de la cañería, entonces se deben seguir los siguientes pasos:

- Cerrar la válvula de 6” V-24 que permite el paso del gas al gasoducto desde la Estación

Olympic(Progresiva 0+000) que se halla aguas debajo de la falla y junto a la trampa lanzadora de

chanchos (ver Plano N° OLY-OP-010).






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- Comprobar que las válvulas V-1, V-2, V-3, V-4 y V-5 del km. 9+050 estén completamente

cerradas.

- Cerrar las válvulas VB-1 de 6” en el km. 9+050.

- Abrir las válvulas V-4 y V-5 del km. 9+050.

- Después de cerciorarse que no existe más presión en la tubería del cabezal entre las escotillas T-

1 y T-2, se abre la escotilla T-1 en el km. 9+050.

- Cerrar las válvulas V-4 y V-5.

- Reemplazar la tapa de la escotilla T-1 con una conexión temporal al mechero portátil, luego abrir

parcialmente la válvula V-1 del km. 9+050.

- Encender el quemador y después lentamente abrir totalmente la válvula V-1 hasta ventear la

sección a 0 Psig.

- Adicionalmente, se puede acelerar el vaciado de la línea abriendo la válvula de Purga y venteo de

3” T-2 ubicada en paralelo a la T-1 en operación en la progresiva km. 9+050 del gasoducto de 6”,

de la siguiente manera:

• Abrir la tapa de la escotilla T-2 y reemplazarla con una conexión temporal para otro mechero

portátil.

• Abrir parcialmente la válvula V-3 de la Progresiva 9+050.

• Encender el quemador y después lentamente abrir totalmente la válvula V-3 hasta ventear la

sección a 0 Psig.

- Se supone que el operador provisionalmente debe haber calculado el tiempo de purgado de este

tramo.

- El Supervisor de Operaciones deberá preparar un plan similar al indicado para cada tramo del

ducto y tener estos planes disponibles para entrenamiento del personal.

5. LIMPIEZA DEL DUCTO PARA EL PARO

Los gasoductos que van a tener un paro, deben previamente limpiarse. El pasaje de Chanchos

Raspatubos deberá ser ejecutado en conformidad con el Procedimiento “Operaciones de Limpieza

Interior Pasando Chancho Raspatubos”.

- La limpieza para pruebas hidrostáticas será con 2 juegos de Chanchos Separadores adecuados,

hasta que se reciba como máximo 1 galón de líquidos y/o sólidos.






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- La limpieza FINAL para todos los paros consistirá en hacer corridas de 2 Chanchos en cada

sección hasta que se haya eliminado todo vestigio de líquidos; salvo mejor parecer del

Superintendente de Operaciones.

- En lo posible, el lapso de tiempo que transcurra entre la llegada del último Chancho y el momento

de iniciar el bloqueo de válvulas para el PARO, no deberá exceder de 72 horas.

6. DETECCIÓN DE PÉRDIDAS

Antes de iniciar el PARO del gasoducto, se efectuará una inspección de pérdidas con equipos

detectores a lo largo del tramo afectado, en conformidad al Procedimiento “Detección de Fugas”. Esta

verificación se recomienda efectuarla con bastante anticipación a objeto de prever las piezas

tubulares de reemplazo. En Paros de emergencia se puede omitir esta actividad.

7. REVISIÓN DE ENTRADAS Y SALIDAS

El Superintendente de Operaciones deberá de verificar en coordinación con el Jefe de Movimiento de

Gas las condiciones inherentes a los de Recepción y Entrada de Gas que tengan relación con el

tramo afectado.

8. REVISIÓN DE VÁLVULAS PARA EL PARO

Las válvulas de instalaciones de superficie adyacente al tramo de reparación deben ser

inspeccionadas y mantenidas en previsión de problemas que podrían suscitarse al ejecutar los

empalmes.

9. SELECCIÓN DEL ÁREA PARA EL VENTEO

Esta selección deberá ser cuidadosa, para que no existan posibles fuentes de chispa (ignición) como

pueden ser: Líneas de electricidad por encima, caminos o carreteras elevadas, etc.

El lugar seleccionado deberá ser de fácil acceso para los equipos a usarse: silenciadores, antorchas

portátiles, difusores, etc.

10. NOTIFICACIONES AL PÚBLICO Y AUTORIDADES

Con excepción de los casos de EMERGENCIA, se efectuarán notificaciones por lo menos 24 horas

antes de iniciar el venteo de gases a la atmósfera.

La información a emitir debe incluir:

- El lugar, la fecha, la hora y la duración de la actividad.






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10.1 Notificaciones para Venteo de Gas sin Odorante

El Superintendente de Operaciones del gasoducto deberá notificar a las siguientes personas e

instituciones sobre el venteo de gas sin odorante:

- Oficina Gubernamental de Hidrocarburos OSINERGMIN.

- Estación de bomberos de Paita.

- Administración de la aviación y naval.

- Otras entidades públicas.

- Residentes que se encuentren próximos al área.

- Medios de comunicación local.

10.2 Notificaciones para Ventear Gas Odorizado

Generalmente, el gas odorizado a ventear debe pasar por un filtro de carbón activado o por un

quemador. Para tal efecto se notificará a las mismas entidades arriba señaladas.

En determinados lugares, será necesario contar con un permiso para quemar el gas a través de

mecheros. Para este fin, el Superintendente de Operaciones manejará documentalmente esta

situación.

11. ELABORACIÓN DEL PROCEDIMIENTO ESPECÍFICO DE PARO

El Superintendente de Operaciones deberá preparar un procedimiento específico para el paro basado

en un plano esquemático del gasoducto y el terreno.

11.1 Información que debe incluirse en el Procedimiento de Paro

- Ubicación del tramo que debe salir del servicio (entre progresivas).

- Purgas a usar (Blow Offs).

- Listas de todas las válvulas a ser abiertas, a ser cerradas (La Lista deberá ser en la misma

secuencia de operaciones con sus diámetros y numeración respectiva).

- Secuencia de tareas a ejecutar, incluyendo el uso de compresoras de traspaso, separadores,

mecheros, desodorizadores, etc.

- Plan para purgar con Nitrógeno o gas de línea.






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- Plan de represurización y vuelta al servicio.

- Una copia de los planos (esquemáticos).

11.2 La Preparación del Procedimiento de Paro debe ser Oportuna

Tal que tenga suficiente margen de tiempo para su revisión por el Departamento de Movimiento de

Gas (excepto en casos de emergencia).

11.3 Aprobación del Procedimiento de Paro

El Superintendente de Operaciones es quien debe aprobar el procedimiento de paro y haga conocer

al Jefe de Movimiento de Gas, antes de que se proceda.

12. RESGUARDO DEL ÁREA DE TRABAJO ANTE POSIBLES MEZCLAS EXPLOSIVAS

Cuando existan roturas o aberturas en el ducto, en el área de trabajo se deben tomar precauciones

relativas a las condiciones de explosividad aire – gas, en todo momento.

Esto se precautelará de la siguiente manera:

12.1 Usando Tubo Venturi

En los tramos de ductos que tengan una sola abertura o rotura de tubería, el remanente de gas será extraído a la atmósfera con la ayuda de un Tubo Venturi usando gas o aire como eyector.

12.2 El uso del Carbón Vegetal (Activado) como Desodorizador

Es recomendable para extraer los vapores inflamables lejos del área de trabajo.

12.3 Purgado del ducto con Nitrógeno

En los tramos de ductos que transportan gas con o sin odorante, se puede efectuar una corrida de purgación con nitrógeno en conformidad al Procedimiento “PURGADO DE DUCTO”.

13. CORTE DE LA TUBERÍA

Las actividades y cuidados inherentes al proceso de cortar y biselar la cañería estarán referidos a los Procedimientos de reparación de ductos.

14. REINICIACIÓN DE SERVICIO

Con carácter previo al proceso de represurización del tramo, se debe tener aprobación del Superintendente de Operaciones y del Departamento de Movimiento de Gas.

15. RESPONSABILIDAD

Este procedimiento debe ser implementado por el Superintendente de Operaciones.

16. INFORMACIÓN

El Paro del gasoducto y las pérdidas y venteos de gas deberán ser informados en los formularios correspondientes de la empresa.

17. FORMULARIOS






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Como parte del proceso de paro de un gasoducto, se deberán llenar los siguientes formularios:

Formato N° OLY-010 INFORME SOBRE VOLUMEN DE PÉRDIDAS Y VENTEOS DE GAS.

Formato N° OLY-004 INFORME SOBRE PARO DEL GASODUCTO.

PROCEDIMIENTO N° 4

PURGADO DE DUCTOS






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CONTENIDO

1. OBJETIVO

2. GENERALIDADES

3. PURGADO DE GAS

3.1 PROCEDIMIENTO DE PURGADO CON GAS

3.2 INFORMACIÓN PREVIA

3.3 DURACIÓN

3.4 VERIFICACIÓN DE REEMPLAZOS POR ANOMALÍAS

3.5 COMIENZO DE LA SECUENCIA DE PURGADO

3.6 PURGADO CON GAS NO-ODORIZADO

3.7 PURGADO CON GAS ODORIZADO

3.8 PURGACIÓN EN CASOS DE EMERGENCIA

3.9 MÉTODO DE PURGADO

4. PURGACIÓN CON NITRÓGENO

4.1DETERMINACIÓN DEL PURGADO POR NITRÓGENO






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4.2 PURGADO PARA CAMBIOS DE TRAMOS DE DUCTOS

4.3 PURGADO PARA REPRUEBAS HIDRÓSTATICAS

4.4 AISLAMIENTO DEL TRAMO DE DUCTO

4.5 PURGADO CON NITRÓGENO Y RASPATUBOS

4.6 INSTALACIÓN DEL EQUIPO DE PURGADO

4.7 PROCESO DE PURGA CON NITRÓGENO

4.8 PURGADO DE SECCIONES “ODORIZADAS”

4.9 PURGADO SIN RASPATUBOS

4.10 SEGURIDAD OPERATIVA

5. RESPONSABILIDAD

6. INFORMES

7. FROMULARIOS

1. OBJETIVO

Admisión de gas inertes dentro de la tubería y accesorios de la estación y ductos, haciendo desplazar

el aire o gas existentes, con la finalidad de no crear una mezcla explosiva dentro del sistema y operar

el gasoducto de forma segura.

2. GENERALIDADES

El aire existente en el interior de los ductos, accesorios y tuberías de las estaciones debe ser purgado,

por cuanto una mezcla aire-gas puede detonar en determinadas condiciones de presión y

temperatura, cuya onda expansiva resultará en una rotura del ducto que puede afectar varias decenas

de metros de longitud de la tubería. Por esta razón se debe hacer todos los esfuerzos por extraer el

aire antes de inyectar el gas al Sistema de Transporte de Gas del Gasoducto Paita.

El purgado también se efectúa para extraer o evacuar el gas de la tubería, reemplazándolo con

nitrógeno (gas inerte), antes de efectuar algún corte en el ducto o antes de la prueba hidrostática.

Este procedimiento incluye las siguientes secciones que describen los requisitos o condiciones

establecidas por Olympic para el purgado.

3. PURGADO DE GAS

Antes de volver a poner en servicio un tramo de ducto o tubería en una estación, el aire atrapado en

su interior debe ser desplazado. Manual de Operación y Mantenimiento





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3.1 Procedimiento de Purgado de Gas

El Superintendente de Operaciones deberá contar con el Procedimiento Específico de Purgado del

tramo, antes de empezar la operación de transporte de gas por los ductos. Este procedimiento

contará con un diagrama esquemático del área y deberá contemplar todos los pasos necesarios para

el purgado, identificando las válvulas que serán operadas, detalles de eventos a cumplir y la

información previa necesaria.

El procedimiento de purgado deberá ser confeccionado conjuntamente con el Procedimiento de

“Paros de Gasoducto”, el cual deberá ser remitido al Departamento d Movimiento de Gas para su

confirmación.

3.2 Información Previa

Previamente el Superintendente de Operaciones tomará contacto con el Departamento de

Movimiento de Gas, para confirmar la secuencia operativa de válvulas y coordinar el Programa de

Purgado.

Estas comunicaciones deben confirmar la siguiente información:

• Longitud de la línea a purgar,

• Diámetro nominal de la tubería,

• La numeración de la válvulas en el Sistema de Venteo,

• Tamaño de la válvula y del niple de purga,

• Tipo de válvula (bola, tapón, otro),

• Sentido del purgado y presión de entrada,

• Disponibilidad del gravitómetro portátil,

• Uso de los silenciadores, mecheros, etc.

3.3 Duración

La Superintendencia de Operaciones especificará la presión aguas arriba de la purga (generalmente

50 Psig) y el tiempo de duración para desplazar el volumen del conducto (se desplazará un mínimo

de 2 veces y un máximo de 5 veces el volumen del ducto).

• Purgado con medición de la Gravedad Específica






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En lo posible se debe utilizar un gravitómetro portátil u otro equipo alterno para determinar si el gas

venteado es 100% gas natural. De este modo, la duración mínima del purgado deberá basarse en

2 volúmenes de desplazamiento.

• Purgado sin medición de la Gravedad

Ante la falta del gravitómetro u otro equipo alternativo, la mínima duración del purgado se basará

en 5 desplazamientos volumétrico del ducto.

3.4 Verificación de Reemplazos por Anomalías

Si el segmento de ducto hubiese sido sacado de servicio como parte de un programa de reemplazo o

Investigación de Defectos, antes de iniciar la revisión de la secuencia de válvulas se deberá

constatar que efectivamente fueron ejecutados todos los cambios de tuberías previstas.

3.5 Comienzo de la Secuencia de Purgado

Este no podrá iniciarse sin que antes se haya terminado y aceptado la última costura de soldadura.

Luego recién se instalará el Gravitómetro.

3.6 Purgado con Gas No-Odorizado

En este caso, un silenciador portátil se usará para ventear el gas, si fuera necesario.

3.7 Purgado con Gas Odorizado

Para esta circunstancia, el gas deberá ser venteado y quemado a través de un mechero o

atravesando un filtro de carbón vegetal. El Superintendente de Operaciones determinará el método a

aplicar en áreas de gas odorizado.

• Notificaciones para Emanaciones Autorizadas

Antes de comenzar el purgado de un tramo de ducto con gas odorizado, con 24 horas de

anticipación se debe comunicar sobre esta emanación, sobre el nivel del ruido de los venteos, su

ubicación y el tiempo estimado que durará.

• Postergación de Purgas Odorizadas

Si las condiciones climáticas no son favorables para la propia difusión de los gases liberados, esta

operación deberá ser postergada bajo instrucciones del Superintendente de Operaciones.

3.8 Purgación en casos de Emergencia






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En una situación d emergencia el Superintendente de Operaciones del Gasoducto coordinará

directamente con el Departamento de Movimiento de Gas, quienes inmediatamente, confirmarán su

aprobación con el tiempo estimado que durará el purgado.

3.9 Método de Purgado

El purgado se realiza introduciendo un flujo rápido y continuo de gas en un extremo del ducto y

venteando el aire por el otro extremo.

• Inicio de la Purga

El Superintendente de Operaciones confirmará que todos los equipos necesarios se encuentren en

el sitio de trabajo antes de empezar el proceso de purga.

La válvula de entrada (denominada como válvula de control de purga) deberá ser abierta en una

cantidad apropiada para alcanzar tan rápido como sea posible la presión inicial de purga (50 Psig).

a) La válvula de venteo aguas abajo deberá estar totalmente abierta.

b) Una vez alcanzada la presión inicial, empieza el control cronométrico de la expurgación.

• Monitoreo y Control de la Purga

a) La presión debe ser verificada cada dos minutos.

b) El técnico de Medición controlará el registrador del Gravitómetro que ha sido instalado junto a

la válvula de venteo de aguas abajo.

c) La sonda del Gravitómetro deberá insertarse lo más adentro posible del vástago de venteo para

que el muestreo del gas sea representativo.

• Registro de Datos

Las lecturas de la gravedad Específica se tomará cada 30 – 60 segundos paralelamente a las

lecturas de la presión de entrada, sobre el Formato N° OLY-005.

• Finalización de la Purga

El técnico de medición de gas será el responsable de determinar el momento que termina la purga.

Cuando el gravitómetro indique la sola presencia de gas natural con la lectura constante de

aproximadamente 0.60, entonces el purgado continuará para un desplazamiento volumétrico






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adicional (igual a la mitad de la duración estimada por el Departamento de Movimiento de Gas para

2 desplazamientos).

• Bolsones de Aire en la Purga

Si un bolsón de aire ha sido detectado luego de la confirmación del gas natural, entonces se

continuará purgando hasta su estabilización y hasta que haya transcurrido el tiempo

correspondiente a un volumen de desplazamiento, adicionalmente.

• Informe al Departamento de Movimiento de Gas

El Superintendente de Operaciones informará al Departamento de Movimiento de gas sobre la

hora (tiempo) a la que cada válvula fue abierta o cerrada, asimismo la hora que empezó y finalizó

el purgado.

4. PURGACIÓN CON NITRÓGENO

En caso de reparación (reemplazo) de varios tramos de cañería o en el supuesto caso de que una

sección vaya a ser probada hidrostáticamente, estos tramos posiblemente necesiten ser purgados

(inertizados) con Nitrógeno, antes de que se ejecuten cortes o soldaduras, a fin de evitar la mezcla

peligrosa Aire – Gas.

4.1 Determinación del Purgado por Nitrógeno

El Superintendente de Operaciones será responsable para determinar la necesidad de utilizar

Nitrógeno para la expurgación.

4.2 Purgado para Cambios de Tramos de Ductos

El purgado con Nitrógeno es obligatorio en un Tramo de Ducto donde grupos de trabajadores de

corte y soldadura estén trabajando simultáneamente en distintas partes del tramo a ser reparado y

que no estén aislados por una válvula de bloqueo o una copa (cup) soldada a sus extremos.

4.3 Purgado para Repruebas Hidrostáticas

Para tramos de ductos existentes que requieran ser nuevamente probados, previamente deberán ser

purgados con Nitrógeno usando chanchos raspatubos (pigs) siempre y cuando la prueba del tramo

en cuestión se efectúe en varias secciones que demandan la ejecución de soldaduras de varios

sectores.

4.4 Aislamiento del Tramo del Ducto






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Los tramos o secciones de ductos que tengan que purgarse con Nitrógeno deberán estar separados

y físicamente aislados de cualquier fuente potencial de gas por medio de copas soldadas (weld

cups), bridas ciegas y/o globos de butilo colocados antes de la corrida con Nitrógeno.

4.5 Purgado con Nitrógeno y Raspatubos

En lo posible, el purgado con Nitrógeno deberá ser efectuado usando un raspatubo de poliuretano.

El raspatubo bidireccional se puede usar para purgar, llenar y desaguar un tramo del ducto.

4.6 Instalación del Equipo de Purgado

Luego de la despresurización de un tramo de ducto y antes de proceder a su purgado con nitrógeno

y raspatubos, se deberá instalar los siguientes materiales y accesorios.

• Copas de Separación

Las copas de separación deberán soldarse en los extremos presurizados del ducto para contener y

prevenir el escape de gas por las válvulas hacia el segmento que se encuentra en proceso de

purgado.

• Trampa Lanzador y Receptora

Si se considera necesario, se deberán instalar ciertas conexiones que adecuadamente funcionen

como Trampas de Lanzamiento y Recepción de raspatubos, antes de iniciar la purgación.

• Gravitómetro

Como es lógico, el gravitómetro deberá ser instalado a la salida con la tubería de muestreo

debidamente insertado en el cuello del venteo con el fin de que los registros indiquen la presencia

de Nitrógeno.

4.7 Proceso de Purga con Nitrógeno

Este proceso se ejecuta con un chancho raspatubos bidireccional por delante que será empujado por

el Nitrógeno a través del tramo.

Un segundo raspatubos será necesario si la corrida es para tubería hidraúlica.

Una vez que el último raspatubos ha sido recibido, la inyección de Nitrógeno deberá continuar hasta

que el gravitómetro detecte la gravedad específica del Nitrógeno (0.976) durante cinco (5) minutos.

4.8 Purgado de Secciones Odorizadas






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El purgado con nitrógeno de ductos que contienen gas odorizado, implica que el gas que está siendo

desplazado será desodorizado a través de un filtro adecuado con Carbón Activado ó

alternativamente quemado en un mechero.

4.9 Purgado sin Raspatubos

En determinadas situaciones de gas odorizado, será necesario proceder al purgado con Nitrógeno

sin el empleo de raspatubos.

• Ejecución del Purgado

Este se logra por la inyección de Nitrógeno a través de uno de los extremos del tramo de ducto y

venteando la mezcla Gas – Nitrógeno por la purga de venteo del otro extremo. Este venteo debe

ser realizado a través de un desodorizador portátil o un quemador portátil. La inyección de

Nitrógeno deberá continuar hasta que el gravitómetro registre la presencia de Nitrógeno puro en

forma continua durante cinco (5) minutos.

• Cantidad de Nitrógeno a Usarse

Para el proceso de purgado como mínimo se deberá de disponer de Nitrógeno en una cantidad

equivalente a dos desplazamientos volumétricos del tramo del ducto a purgar.

La siguiente Tabla muestra aproximadamente LOS DESPLAZAMIENTOS VOLUMÉTRICOS DE

NITRÓGENO necesarios por kilómetro de ducto para varios diámetros.

DESPLAZAMIENTO VOLUMÉTRICO

Diámetro Nominal

(Pulg)

Volumen

(MPCS/km)8 1.25

6 0.63

4 0.31

3 0.23

2 0.15

4.10 Seguridad Operativa

Todo el personal involucrado en el purgado debe estar consciente de los peligros asociados con el

uso de Nitrógeno para el desplazamiento o purgación de tramos de ductos sujetos a reparación.






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5. RESPONSABILIDAD

Este procedimiento debe ser implementado y complementado por el Superintendente de Operaciones

quien designara al personal para cada actividad.

6. INFORMES

El técnico de Medición deberá elaborar el informe completo cada vez que se efectúe el purgado de un

tramo del ducto.

7. FORMULARIOS

Para documentar las actividades de purgado se deberán llenar los siguientes formatos.

Formato N° OLY-005 INFORME DE PURGADO

Formato N° OLY-010 INFORME DE PÉRDIDAS Y VENTEOS DE GAS






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PROCEDIMIENTO N° 5SECADO DEL DUCTO

CONTENIDO

1. INTRODUCCIÓN

2. CORRIDA DE CHANCO PREVIO SECADO

3. PROCEDIMIENTO DE SECADO

4. ASPECTO DE SEGURIDAD INHERENTE AL METANOL


6. REPORTES

7. FORMULARIOS






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1 INTRODUCCION

Considerando que la presencia del agua en un ducto luego de la prueba hidráulica representa un

peligro para la operación confiable del gasoducto, este líquido elemento debe ser extraído por medio

de una serie de corridas de chanchos para el secado del Gasoducto.

¿Por qué la presencia de agua es crítica?

Los hidrocarburos gaseosos de bajo peso moleculares como el metano, etano, propano y butanos

bajo altas presiones y bajas temperaturas, se pueden combinar con moléculas de agua formando

HIDRATOS INSOLUBLES, parecidos al hielo seco, formando depósitos que bloquean el pasaje del

ducto.

Además el CO2 y H2S como componentes gaseosos del gas natural pueden combinarse con el agua

libre y formar ácido carbónico o ácido sulfúrico.






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Estos ácidos en condiciones favorables pueden producir la corrosión de la pared interna del ducto

como también de las válvulas y demás accesorios del sistema de transporte.

Por lo tanto el secado de un gasoducto que ha pasado la prueba hidrostática es un proceso

ineludible antes su puesta en marcha, por cuanto la generación de hidratos que se formen resultará

costoso en tiempo y dinero, particularmente, cuando se tienen que interrumpir las operaciones de

transporte de gas para despresurizar el ducto a menos de 100 psig para la eliminación de los

hidratos formados.

2 CORRIDA DE CHANCHO RASPATUBO ANTES DEL SECADO

Antes de aplicar cualquiera de los 3 métodos para secar el ducto que se indican en la sección 3.0 a

continuación de la prueba hidrostática, será necesario correr varios raspatubos para desalojar el

agua libre.

Como mínimo se deberán correr 2 chanchos (pigs) desaguadores y adicionalmente se deberán

correr otros raspatubos hasta que ya no se observe agua a la salida.

Finalmente podría ser necesario correr un taco impulsado por nitrógeno (Ver procedimiento de

purgado).

La presencia de lodo, arena o limo en el agua usada durante la prueba hidrostática requiera la

corrida de otros tacos por cuanto este material sólido si no es eliminado puede ocasionar daños en

los equipos de superficie como ser: Válvulas reguladoras de presión, medidores, compresores y otros

equipos que manipulan en las operaciones.

3 PROCEDIMIENTO DE SECADO

Después de una prueba hidrostática los procedimientos a seguir para el secado del ducto pueden ser

los siguientes:

3.1 SECADO CON GAS NATURAL

En los meses de calor, un gasoducto puede ser secado con el caudal normal de gas natural que

obviamente sea seco, es decir que contenga vapor de agua menos de 7.0 Lb/MMPC

3.2 SECADO CON METANOL

En el precio invernal, cuando el agua residual contenido en el ducto puede producir taponamiento en

las estaciones de medición y regulación por congelamiento, será necesario usar metanol para secar

el ducto luego de la prueba hidrostática. Esta situación es poco probable en el gasoducto Paita.






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El uso de metanol como deshidratante de la línea solo será instruido y aprobado por el


3.2.1 VERIFICAR LA COMPATIBILIDAD DEL METANOL CON LOS EQUIPOS

Al considerar el metanol como agente del secado, es esencial la verificación que el arreglo

(TRIMMING) de válvulas sea compatible con metanol. Ya que algunos empaques o

arreglos que no sean compatibles se pueden deteriorar al entrar con el contacto con el metanol.

3.2.2 CANTIDAD DE METANOL A USAR

El volumen del metanol variará en función del diámetro y la longitud del tramo, pero por lo

general Consistirá en 10 litros por pulgada de diámetro por kilómetros, vale decir que para 6”

D.N se requerirá 60 litros de metanol por cada kilómetro de longitud del tramo. La cantidad de

metanol a usarse y el

Número de baches será determinado por el Superintendente de operaciones.

3.2.3 CORRIDA DE BACHES DE METANOL

La corrida de baches de metanol por el tramo desaguado luego de la prueba hidrostática será

para eliminar el saldo de las condiciones encontradas luego del desagüe, el bache de metanol

puede ser corrido después de haber purgado la línea con gas o después de una limpieza de

nitrógeno.

3.2.4 LIMPIEZA CON NITROGENO

De efectuarse la corrida de nitrógeno delante del bache del metanol, este bache deberá estar

atrapado entre chanchos raspatubos, precedidos por nitrógeno y empujado por el gas natural.

El bache de Nitrógeno deberá por lo menos un 10% del volumen desplazable del tramo del

ducto a presión atmosférica. Esto con el fin de prevenir el ingreso de oxígeno en cantidad

suficiente que en contacto con el frente de metanol no produzca una mezcla explosiva.

3.2.5 PRESIONES PARA EL PURGADO

Durante las operaciones de purgado se mantendrán bajas las presiones de trabajo a objeto de

evitar la formación de hidratos. La presión no deberá incrementarse hasta que se haya

constatado que la línea ha sido completamente llenada con gas natural.






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3.3 SECADO DE GAS PROCEDENTE DE UNA LINEA PARALELA

En el eventual caso que un ducto con gas corra paralela al tramo de ducto a secar, este puede ser

secado haciendo fluir una cantidad restringida de gas desde la sección húmeda de tal manera que se

obtenga una mezcla cuyo contenido de vapor de agua no exceda 7 Lb/MMPCS en la línea paralela.

Este procedimiento puede ser usado en épocas de climas fríos.

3.4 COORDINACION DE LAS ACTIVIDADES DE SECADO

El Superintendente de operaciones deberá coordinar las actividades en el campo y comprobar que

todos los elementos, materiales y personal se encuentren en el sitio.

4 ASPECTO DE SEGURIDAD INHERENTE AL METANOL

Se deberá remarcar que el METANOL es un líquido volátil y TOXICO y que es muy inflamable en

estado líquido y vapor.

El vapor puede formar mezclas explosivas con el aire o con el oxígeno.

4.1 PRECAUSIONES POR DERRAMES

No se deben permitir ninguna fuente de ignición dentro de 15 metros de distancia de una visible

perdida (por goteo) de metanol. Asimismo se debe disponer de un adecuado suministro de agua para

anular cualquier derrame de metanol. Minimizando su extensión mediante artificio de contención.

4.2 EVITAR CONTACTO PERSONAL

El personal encargado del trabajo con metanol deberá usar ropa adecuada para su protección tales

como anteojos (tipo para motocicleta), botas y guantes para evitar el contacto directo con el metanol.

Además se deberá tener a la mano recipientes con agua fresca y limpia para enjuagar los ojos si

fuese necesario.

5 RESPONSABILIDADES

El procedimiento debe ser implementado por el Superintendente de Operaciones y el podrá designar

o delegar ciertas actividades a otro personal de la empresa.

6 REPORTES

Aunque normalmente no se requieren informes para este procedimiento. Sin embargo, es

aconsejable presentar un informe que contemple datos de las concentraciones iniciales y finales del

agua contenido tanto en el gas como en el metanol, etc.

7 FORMULARIOS






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No se requiere de formulario específico para este procedimiento






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PROCEDIMIENTO N° 6DRENAJE DE LÍQUIDOS

CONTENIDO

1. OBJETIVOS

2. GENERALIDADES

3. REQUISITO GENERAL

4. PUNTOS DE DRENAJE

5.1 Inspección y Drenaje de las Válvulas Principales

6. MANEJO DE EFLUENTES

7. SEGURIDAD OPERATIVA

8. RESPONSABILIDAD






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9. INFORMES

10. FORMULARIOS

1. OBJETIVO

El drenaje de los efluentes líquidos en varios puntos del gasoducto Paita es importante y necesario,

ya que su permanencia en el interior del tubo origina corrosión interna; así como, el congelamiento, el

cual originaría reducción de su diámetro. La operación en estas condiciones causa daño a la tubería

y al medio ambiente, especialmente cuando son extraídos inadecuadamente.

2. GENERALIDADES

Las acumulaciones de líquidos en el interior del ducto tienen varias fuentes originales como pueden

ser:

• Agua remanente de las pruebas hidráulicas.






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• Inadecuada operación de los sistemas deshidratantes (separadores bifásicos)

• Condensación retrograda de componentes pesados, motivada por los cambios de

temperatura y presión en el sistema interno del gasoducto.

• Introducción inadecuada de agua de producción.

Generalmente estos líquidos logran acumularse en las partes bajas dentro del ducto, en el cuerpo de

las válvulas, en las uniones de juntas soldadas, etc.

El efluente líquido ingresado al interior de los ductos, accesorios y tuberías de las estaciones, el que

principalmente contiene agua, debe ser drenado, por cuanto su contacto con el metal de la tubería

origina corrosión y al presentarse altas velocidades de gas puede originar congelamiento reduciendo

el diámetro interior del ducto, el que al ir incrementando podría originar daños al gasoducto. Por esta

razón se debe hacer todos los esfuerzos por extraer los líquidos en forma frecuente del interior del

gasoducto y para lo cual la Superintendencia de Operaciones elaborará e implementará un programa

de lanzamiento continuo de chanchos limpiadores.

Este procedimiento incluye las siguientes secciones que describen los requisitos o condiciones

establecidas por Olympic para el drenado de líquidos.

3. REQUISITOS GENERAL

Específicamente el drenado o evacuación de los líquidos contenidos en el sistema de transporte por

ducto del Gasoducto Paita, deberá efectuarse de tal manera que se evite su derrame.

4. PUNTOS DE DRENAJE

Los principales puntos de drenaje de efluentes líquidos en el gasoducto Paita son:

• Filtros de alta presión (FS-2)

• Filtros de baja presión para servicios (FS-1)

• Válvulas principales.

• Trampas receptoras de chanchos.

• Sistemas de tratamiento con Glycol.

5. VALVULAS

Los líquidos acumulados en las válvulas instaladas en la línea de flujo de gas (válvulas principales),

se deberán drenar como sigue:

5.1 INSPECCION Y DRENAJE DE LAS VALVULAS PRINCIPALES






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Las válvulas principales del ducto deberán ser inspeccionadas y drenadas de acuerdo a los

procedimientos establecidos en los manuales de operación y mantenimiento de sus fabricantes. Los

procedimientos descritos en este manual, sirven de base para la ejecución de este servicio. Estos

procedimientos son:

• Inspección para Mantenimiento de Válvulas

• Mantenimiento a Válvulas de Alivio

• Mantenimiento de Válvulas en Servicio.

Pasaje con chancho de limpieza.

El contenido de líquido que se arrastra durante el pasaje de chanchos y que se colecta en las

trampas receptoras, se deberá manejar de acuerdo al procedimiento de “Limpieza interior del ducto

pasando chanchos”.

6. MANEJO DE EFLUENTES

Con la finalidad de evitar la contaminación ambiental, el Gasoducto Paita cuenta en las estaciones

con un sistema de recolección y trampas de efluentes líquidos; y un plan de manejo ambiental de

conformidad a su estudio de impacto ambiental, con el que se lograra un adecuado manejo de estos

líquidos.

7. SEGURIDAD OPERATIVA

Todo el personal involucrado en el drenaje de líquidos debe estar consciente de los peligros

asociados con el uso de hidrocarburos líquidos y agua contaminada obtenidos en las operaciones de

transporte de gas por ductos.

8. RESPONSABILIDAD

Estos procedimientos deben ser implementados y complementado por el Superintendente de

Operaciones quien designara al personal para esta actividad.

9. INFORMES

El operador deberá elaborar el informe correspondiente cada vez que se efectué el drenaje de

líquidos.

De conformidad al programa de control de corrosión interna del Gasoducto, se evaluara la muestra

de líquido para implementar las acciones correctivas de protección si sus resultados y

recomendaciones así lo ameriten.






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10. FORMULARIOS

Para documentar las actividades de drenado de líquidos se deberán llenar los siguientes formatos.

Formato N° OLY-012 Remoción, almacenamiento y eliminación de Contaminantes líquidos.

Formato N° OLY-013 Limpieza a presión de válvulas

Formato N° OLY-010 Informe de perdidas y venteos de Gas

Los formatos N° OLY-012 y 013 serán elaborados en operaciones y de conformidad al EIA y

Manuales de Mantenimiento de Válvulas de los fabricantes.






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PROCEDIMIENTO N° 7DETECCION DE FUGAS

CONTENIDO

1. OBJETIVOS

2. INVESTIGACION Y DETECCION DE FUGAS

2.1 Clases de Investigación y sus Frecuencias

2.2 Otras investigaciones

2.3 Denuncia y Reparación de Fugas o Filtraciones

3. PROCEDIMIENTO DE LOCALIZACION

3.1 Equipos Detectores






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3.2 Ubicación y Fugas


5. INFORMES

1. OBJETIVO

En vista de que cualquier infraestructura de transporte de hidrocarburos al paso de los años sufre

solicitudes de servicio y daños de toda naturaleza y perdiendo su rigidez de modo lento o

bruscamente, entonces el objetivo de este procedimiento será detectar las perdidas o fugas en la

totalidad del gasoducto Paita a fin de mantener el sistema de transporte en optimas condiciones de

operatividad, seguridad y eficiencia, según el detalle de las secciones siguientes:

2. INVESTIGACION Y DETECCION DE FUGAS






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En consideración a que las filtraciones o fugas que puedan suceder en tuberías enterradas y en las

instalaciones de superficie son causadas por corrosión, daños provocados por terceros (tractores,

derrumbes, etc.), secamiento de juntas y fallas de válvulas, estas deberán ser subsanadas de

inmediato para prevenir siniestros.

En tal sentido, el Superintendente de Operaciones deberá establecer un programa general de

detección de fugas o filtraciones de gas, disponiendo la metodología de investigación.

A continuación se detallan los procedimientos en detección de fugas que deberán efectuarse en

conformidad a los procedimientos de seguridad de la compañía:

2.1 CLASES DE INVESTIGACION Y SUS FRECUENCIAS

2.1.1 DETERMINACION DE FUGAS CON INSTRUMENTOS

La investigación de fugas o filtraciones con la ayuda de equipos de detección de gas deberán ser

ejecutadas en todas las líneas de acuerdo los intervalos de tiempo que se muestran a continuación:

Clase de Localización OdorizadoFrecuencia de

pruebasMáximo Intervalo entre Pruebas

1 y 2 Si o No 5 años ---

3 y 4 Si 5 años ---

3 No 2 por año 7 ½ meses

4 No 4 por año 7 ½ meses

2.1.2 PATRULLAJES AEREOS O TERRESTRES

Los patrullajes aéreos o terrestres son necesarios para visualizar las condiciones imperantes en el

terreno adyacente al derecho de vía del Gasoducto que denoten posibles fugas o filtraciones,

actividades de construcción y otros factores que podrían afectar a la seguridad operativa. Las

inspecciones visuales se efectuaran según los siguientes intervalos de tiempo.

EN CRUCES DE CARRETERAS






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EN OTROS LUGARES

2.2 OTRAS INVESTIGACIONES

A criterio del jefe de Operaciones, se podrán efectuar evaluaciones de filtraciones en la vecindad del

lugar donde hubiera podido suceder un reventón y que sea susceptible de afectar a la tubería. En tal

sentido, se deberá documentar esta detección ya sea que se haya ejecutado con un equipo detector.

2.3 DENUNCIA Y REPARACION DE FUGAS Y FILTRACIONES

Las llamadas o denuncias de posibles fugas o filtraciones en la tubería enterrada deberán ser

investigadas lo más pronto posible.

El ingeniero o técnico operativo deberá:

1) Definir el grado de emergencia tomando en cuenta la seguridad de la gente y la propiedad,

según:

• Situación geográfica

• Ambiente

• Presión de Gas

• Concentración de gas

2) Definir la estrategia de remediación a aplicar según sea:

• Definitiva

• Temporal

• Definitiva en cuanto se disponga de los medios adecuados.

3. PROCEDIMIENTOS DE LOCALIZACION

Aquellas investigaciones de fugas o filtraciones que requieran equipos detectores deberán efectuarse

como sigue:

3.1 EQUIPOS DETECTORES


Clase de Localización OdorizadoFrecuencia de

pruebasMáximo Intervalo entre Pruebas

1 y 2 Si o No 2 por año 7 ½ meses


Clase de Localización Odorizado Frecuencia de

pruebas

Máximo Intervalo entre Pruebas



Clase de Localización Odorizado Frecuencia de

pruebas

Máximo Intervalo entre Pruebas

1 y 2 Si o No 1 por año 15 meses

3 Si o No 2 por año 7 ½ meses

Si o No 4 por año 4 ½ meses





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Antes de iniciar cualquier prueba el operador deberá estar familiarizado con el manejo de los equipos

detectores.

Los principales equipos detectores que se fabrican, están basados en diferentes principios de

operación y aplicación específica, como los siguientes:

• Exposímetros

• Catar metros

• Velocímetro de sonido

• Detectores por ionización de llama

• Localizador de tubería

3.2 UBICACIÓN Y FUGAS

La localización de fugas o filtraciones debe empezarse desde un punto determinado y continuar por

encima del eje central del gasoducto enterrado hasta otro punto también determinado.

El detector dispone de 2 niveles de sensibilidad en su rango. El rango de alta sensibilidad será usado

para la búsqueda de fugas. Una vez detectado, se moverá el selector al rango de baja sensibilidad

para ubicar la pérdida con más precisión.

Así mismo, durante la realización de la búsqueda de fugas, el operador deberá estar alerto para

observar otros signos de filtración tales como: la decoloración y marchitado de la vegetación,

burbujeo en los charcos de agua, olor a gas, leves chirridos y formaciones de películas de hielo sobre

la cañería.

El operador deberá verificar todos los venteos en las válvulas de paso. Durante el avance progresivo

de la localización no faltara ningún cruce especial (ríos, quebradas, carreteras, etc.).


Este procedimiento deberá ser implementado por el Superintendente de Operaciones quien delegara

la ejecución de actividades a otros técnicos o empleados calificados de la empresa.

5. INFORMES

El desarrollo y resultados de la localización y reparación de las fugas deberán informarse

periódicamente y a la conclusión del patrullaje en los formularios siguientes:

• Formato N° OLY-006 Informe de localización de fugas






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• Formato N° OLY-001 Informe de ruptura de la tubería, fugas con daños y reparaciones.

• Formato N° OLY-008 Informe de patrullaje del ducto.

• Formato N° OLY-010 Informe de fugas de gas.

El historial (archivo) deberá mantenerse actualizado en cuanto la tubería implica permanezca en

servicio.






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PROCEDIMIENTO N° 8INSPECCION A

CRUCES DE QUEBRADAS

CONTENIDO

1. OBJETIVO

2. INFORME SOBRE PROBLEMAS POTENCIALES

3. PROGRAMACION DE INSPECCION

4. IDONEIDAD DEL CONTRATISTA

5. METODO DE INSPECCION

6. PLANO DE PERFIL

6.1 Establecimiento de la Línea de Referencia






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6.2 Ubicación del Ducto

6.3 Detalles del Perfil

6.4 Inspección de la Tubería

7. REPARACION DE DAÑOS


9. INFORMES

9.1 Informe Escrito

9.2 Distribución del Informe

10. MAPAS DE PLANOS Y PERFIL

11. FORMULARIOS

1. OBJETIVO

La inspección y supervisión de los cruces de quebradas y muy especialmente la Quebrada. El

Gigante y aquellas que se formen en épocas de fuertes lluvias o cuando las inspecciones de rutina

detecten un posible problema, deberán ser programadas por el Superintendente de Operaciones. La

inspección será realizada por una contratista especializado (experto) en compañía de un

representante designado por Olympic. En el cruce del gasoducto Paita con quebrada, el cuidado y

supervisión de las riberas será el principal objetivo de este procedimiento donde corresponda, por

cuanto el gasoducto cruza quebradas con eventuales altos caudales de agua.

2. INFORME SOBRE PROBLEMAS POTENCIALES

Se deberá hacer conocer al Superintendente de Operaciones cualquier problema detectado o

sospechoso durante los patrullajes de rutina. Manual de Operación y Mantenimiento





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3. PROGRAMACION DE INSPECCION

El Superintendente de Operaciones deberá trabajar en coordinación con la Superintendencia de

Mantenimiento para elaborar el programa de inspecciones de quebradas donde sea aplicable y

seleccionar contratista.

4. IDONEIDAD DEL CONTRATISTA

El contratista o experto empleado por la compañía deberá tener vasta experiencia en el ramo,

acreditado por certificados de referencia. Este debe seguir las normas y practicas recomendadas por

Olympic.

5. METODO DE INSPECCION

El contratista (hidrólogo) deberá efectuar la inspección de la sección del ducto especificado por

Olympic.

Realizara inspecciones del plano y perfil de la tubería, detallándolo con el plano de las orillas y del

fondo de la Quebrada. Lo evaluara, superponiendo el perfil determinado, con relación a los datos o

planos de construcción.

Elaborar un informe destacando los resultados y recomendaciones pertinentes adjuntando los planos

de perfil elaborados.

6. PLANO DE PERFIL

Sera elaborado de acuerdo a las siguientes pautas:

6.1 Establecimiento de la Línea de Referencia

El contratista deberá usar el plano del perfil suministrado por Olympic con el fin de determinar la línea

de referencia de la inspección.

El contratista deberá restablecer la línea base indicada en el mapa y con precisión determinar el

trazo del gasoducto a través de la quebrada con relación a esta línea base.

La longitud será aquella comprendida entre dos puntos específicos de las orillas que estarán

ubicados por encima del nivel del agua y más o menos alejado del borde de las orillas una distancia

de 15 metros.

6.2 Ubicación del Ducto

Sera por medio del localizador de tubería (Induced Tone pipe Locutor).






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6.3 Detalles del perfil

Tanto el fondo de la quebrada como los puntos de referencia de las orillas serán relevados en perfil,

mostrando las elevaciones (cotas) relativas a los mojones existentes. El perfil del fondo será en

intervalos de 8 a 15 metros, en forma perpendicular a la tubería. También incluirá las cotas del nivel

del agua (si las hubiera), de la parte superior de la tubería y todas sus secciones expuestas ó

suspendidas. Las mediciones verticales podrán ser mediante sondas de profundidad u otro equipo

aprobado por Olympic.

6.4 Inspección de la Tubería

Serán efectuadas a intervalos de 15 metros o menos para determinar:

• El tamaño y ubicación de las acumulaciones o basura contra alguna parte expuesta de la

cañería.

• La condición o estado de la tubería y su revestimiento.

• La naturaleza del fondo de la quebrada a lo largo del cruce del ducto.

• Cualquier anomalía, como el socavamiento del fondo ó la erosión de las orillas que atenten a

la seguridad de la tubería.

7. REPARACION DE DAÑOS

El Superintendente de Operaciones deberá dirigirse al personal adecuado de la compañía para

ejecutar las acciones correctivas necesarias.


Este procedimiento será implementado por el Superintendente de Operaciones quien delega la

realización de estas tareas a otros funcionarios de la empresa.

9. INFORMES

En las inspecciones de cruces de quebradas mayores y en las formadas en tiempo del “Fenómeno

del Niño”, será requerido presentar los siguientes informes:

9.1 Informe Escrito

Además de los planos de perfil actualizados, el contratista presentara un informe escrito describiendo

todos los defectos encontrados en cada tramo.

El informe deberá incluir:






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• Lista de los tramos con tubería expuesta, remarcando el espacio entre la tubería y el fondo de

la Quebrada.

• Condiciones de la tubería desnuda, del revestimiento, del contrapeso de hormigón, de los

ánodos de sacrificio, etc.

• Alcance del deterioro del acero

• Deformación de la tubería

• Basuras o adherencia en la tubería.

• Cualquier otro defecto que afecte la integridad de la tubería.

• Identificación de los cambios encontrados desde la última inspección.

También puede requerirse al contratista, la entrega de una copia de las libretas de campo.

9.2 Distribución del Informe

Un original y 2 copias tanto del informe como de los planos elaborados serán entregados a Olympic

en los plazos previstos, (30 días después de concluir las inspecciones in situ.).

10. MAPAS DE PLANOS Y PERFIL

Tanto el dibujo como plano como el perfil de cruce deberá ser en la misma lámina para cada rio.

Los planos y perfiles deberán incluir los siguientes detalles:

• Vista de planta (ruta)

• Perfil, definiendo el fondo y orillas entre los puntos de referencias

• Una referencia al perfil del mojón.

• Condición de pintura protectora.

• Obstrucciones u objetos cerca de la tubería

• Localización y longitud del ducto expuesto o desnudo

• La descripción, ubicación y cota de elevación del Hito (Bench Mark) usado por el contratista.

• De existir, el nivel del agua al momento de la evaluación.

• Cualquier otra anomalía.






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• Ubicación de la tubería, perfil del fondo y elevación del agua de la última inspección, si es

conocida.

11. FORMULARIOS

No existe formulario específico para este procedimiento.






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PROCEDIMIENTO N° 9DAÑOS AL DUCTOPOR TERCEROS

CONTENIDO

1. OBJETIVO

2. FUENTE DE DAÑO

2.1 Daño Reportables

2.2 Inspección de Aéreas Excavar

2.3 Operaciones con Explosivos






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3. REPARACION TEMPORAL

4. INVESTIGACION DEL DAÑO

4.1 Obtención del Informe Sobre el Daño

5. ACCIONES CORRECTIVAS

6. INVESTIGACION DE UN INCIDENTE


8. INFORMES

9. FORMULARIOS

1. OBJETIVO

El daño o perjuicio por terceros en forma no limitativa incluye todos aquellos daños que son

provocados contra el gasoducto contra gasoducto y sus instalaciones, mediante la invasión de

equipos de construcción de terceros, por el tráfico de vehículos pesados, operaciones de soldadura o

explosiones en sus alrededores.

En resumen, todos aquellos daños que afecten a la seguridad e integridad del sistema deben ser

investigados e informados inmediatamente de conformidad a las siguientes actividades:






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2. FUENTE DE DAÑOS

Para la continuidad operativa del gasoducto e instalaciones auxiliares será necesario seguir los

siguientes pasos:

2.1 Daños a ser reportados

Las condiciones anormales que se deberán reportar al Superintendente de Operaciones consistirán

en aquellas que directamente afecten a la continuidad operativa del ducto como puede ser: ranuras o

gargantas en la tubería, abolladuras, quemaduras por arco voltaico, etc.

2.2 Inspección de Áreas a Excavar

Antes de efectuar actividades de excavación, los tramos de ducto operados por Olympic deberán ser

inspeccionados con tal frecuencia que se garantice su continuidad e integridad.

2.3 Operaciones con Explosivos

En el caso que ocurrirán explosiones en la vecindad del ducto, deberá documentarse con la

investigación o localización de posibles pérdidas o filtraciones.

3. REPARACION TEMPORAL

Al detectar cualquier daño en la tubería, si fuese necesario, se deberá tomar acciones a fin de

prevenir y proteger a la población y también garantizar la integridad del sistema. En tal sentido el

Superintendente de Operaciones será quien decida para proceder a reparar temporal o

definitivamente el daño.

4. INVESTIGACION DEL DAÑO

El Superintendente de Operaciones deberá cerciorarse que el daño por terceros sea investigado con

el siguiente procedimiento:

4.1 Obtención del Informe sobre el Daño

A la primera notificación del daño, se deberá recabar la mayor información detallada posible, de tal

modo que se pueda evaluar o valorar la gravedad del daño para respaldar lo anteriormente

expresado, se deberá informar o notificar a la Superintendencia de Operaciones lo siguiente:

• Ubicación geográfica o progresiva del ducto dañado

• Si hay alguna perdida de gas.






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• Tipo de daño o imperfección.

• Extensión del daño (longitud y anchura)

• Actual espesor de la pared de la tubería adyacente no dañada.

• Localización y orientación del daño en la tubería en sentido longitudinal, circunferencial, por

encima o por debajo, etc.

• Proximidad a cualquier accesorio o a cualquier soldadura realizada tope a tope.

• Pieza de Niple recto, dobladura de campo o accesorio.

• Daños al revestimiento del ducto.

• Probable causa del daño y nombre de la parte o persona responsable.

• Algunas medidas de emergencia tomadas.

• Magnitud de lesiones personales si hubiera.

5. ACCIONES CORRECTIVAS

El Superintendente de Operaciones deberá especificar las acciones correctivas necesarias para

mantener la integridad y continuidad operativa del ducto garantizado la seguridad de la población y

sus trabajadores. Todas las acciones correctivas o de reparación deberán ser ejecutadas en

cumplimiento de las normas o recomendaciones internas sobre seguridad.

6. INVESTIGACION DE UN INCIDENTE

Si el Superintendente de Operaciones considera necesario, los daños que impliquen infraestructura

de gas, deberán ser analizados para determinar su causa y así minimizar las posibilidades de que

vuelva suceder.

El personal de campo asignado a la inspección de daños deberá incluir en su informe fotografías,

dibujos o gráficos esquemáticos, mediciones y otros datos pertinentes que puedan llevar a

conclusiones correctas.


Este procedimiento será implementado por el Superintendente de Operaciones quien asignara o

delegara tareas a otros trabajadores de la empresa.

8. INFORMES






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Todos los daños y reparaciones de carácter operacional al gasoducto serán elaborados en el

“Informe sobre roturas de ducto, filtraciones, daños y reparaciones”, que podrá ser publico a solicitud

del Superintendente de Operaciones y aprobación de la gerencia.

Así mismo cuando en las inspecciones o patrullajes se detecten indicios de anomalías que

potencialmente puedan dañar el Gasoducto, se deberán reportar estos en el informe detección de

indicios que potencialmente afecten a la Seguridad del Gasoducto.

9. FORMULARIOS

Se deberán llenar los siguientes formatos:

• Formato N° OLY-001 Informe sobre rotura, filtraciones, daños y reparaciones del ducto.

• Formato N° OLY-011 Detección de incendios que potencialmente afectan a la seguridad del

ducto ( a ser confeccionado en operaciones)

• Formato N° OLY-010 Informe de pérdida de Gas.






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PROCEDIMIENTO N° 10INVASION AL DERECHO DE VÍA

CONTENIDO

1. OBJETIVO

2. RESTRICCIONES SOBRE INVASIONES






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2.1 Invasión de estructuras u obstrucciones

2.2 Nivelaciones con movimientos de tierra

2.3 Carreteras y caminos propuestos

2.4 Líneas Ajenas

2.5 Áreas de Parqueo

2.6 Detonaciones

3. Localización de tubería Descubierta (Expuesta)

4. Delimitaciones Requeridas

4.1 Para Instalaciones de Línea Ajenas

4.2 Para Obras de Terceros

5. INVESTIGACION DE INVASIONES

5.1 Verificación In-Situ


7. INFORMES

1. OBJETIVOS

El objetivo fundamental de prevenir las invasiones ó intromisión al derecho de vía (R.O.W) es para

proteger al gasoducto de fuerzas externas que podrían dañar a la cañería y podrían vulnerar a la

seguridad del ducto. Las causas pueden radicar en cortas actividades que ejecuten terceros en la






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vecindad del trazo del ducto o sobre el derecho de vía tales como: excavaciones, apertura de zanjas,

perforaciones, movimientos de tierra (nivelación), limpieza de cunetas, denotaciones, erosiones,

asentamientos, etc.

Así mismo, se incluirán actividades como ser: construcciones de edificios o viviendas, casas fijas o

rodantes, instalaciones de servicios públicos, otros conductos tubulares, cruce de carreteras y otras

actividades de construcción que estén cerca de los gasoductos.

Este procedimiento describe las actividades asociadas a prevenir y manejar las invasiones u

ocupaciones autorizadas de la senda o derecho de vía

2. RESTRICCIONES SOBRE INVASIONES

2.1 Invasión de estructuras u obstrucciones

No se permitirá la ubicación de ninguna estructura u obstrucción sobre o debajo del derecho de vía

del gasoducto delimitado como área de servidumbre.

2.2 Nivelaciones con movimientos de tierra

No se permitirá rebajes de tierra (incluida la nivelación del terreno por agricultores) que resulten en el

tapado (cobertura) de la tubería menor a 0.90m, salvo instalación de protección alterna, aprobada por

el Superintendente de Operaciones.

2.3 Carreteras y Caminos Propuestos

Todos los caminos o carreteras que se proyecten construir en lo posible, deberán cruzar el derecho

de vía en forma perpendicular. El método de protección de Ducto será determinado por el


2.4 Líneas Ajenas

Están incluidos los cables de fibra óptica, cables de comunicaciones, eléctricos, alambres, ductos de

gas, acueductos, etc., deberán instalarse por debajo del año del gasoducto a 0.30 metros de

distancia. En área pantanosa esta distancia podrá ser mayor.

2.5 Áreas Parqueo

No se permitirá construir aéreas de parqueo para vehículos sobre el derecho de vía del ducto, sin la

aprobación de Olympic.

2.6 Detonaciones

No se deberán permitir detonaciones dentro del área del derecho de vía sin la debida autorización del







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La acción de detonantes fuera del área del derecho de vía, pero que sean dentro de los 100 m de

distancia al eje del ducto, deberá ser controlada adecuadamente, con la finalidad de que no se

produzcan daños o detrimentos a las instalaciones existentes.

A discreción del Superintendente de Operaciones, se efectuaran pruebas o investigaciones de

filtraciones o fugas después de las detonaciones.

En todo caso se deberá documentar estas acciones y sus resultados.

3. Localizaciones de Tubería Descubierta (Expuesta)

La excavación de zanjas o destapado de la tubería por terceros, solamente será factible con previa

notificación a Olympic y será realizada en presencia de su representante, quien determinara su

posición y estaqueado o delimitara el ducto con puntos establecidos

4. Delimitaciones Requeridas

Se mantendrán las distancias mínimas siguientes:

4.1 Para instalación de Líneas Ajenas

En consideración a que el derecho de vía del gasoducto está definido por el contrato de servidumbre

suscrito con el estado o los propietarios de la tierra; las distancias mínimas que debe guardar una

línea ajena será de 8 m del Gasoducto u 8 m exteriormente de la línea más periférica donde existirán

líneas múltiples.

4.2 Para Obras de Terceros

En virtud de que ciertos requisitos de construcción como también de que ciertas restricciones de

servidumbre de la tierra podrían variar de un lugar a otro, las clausulas o términos específicos del

contrato de servidumbre deberán ser examinados antes del establecimiento de las distancias que

deben respetar los constructores, los contratista, los diseñadores y los propietarios de las tierras. Sin

embargo, en aquellas situaciones en las que el derecho de vía no esté definido, las imposiciones

para edificaciones o estructuras deberán evitarse dentro de los 8 m. respecto del eje del gasoducto.

5. Investigación de Invasiones

Cuando se haya identificado una invasión el Superintendente de Operaciones ordenara que un

representante de Olympic realice inmediatamente una inspección IN-SITU y luego emita su informe

correspondiente.

5.1 Verificación In Situ






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El principal objetivo de esta inspección será detener o parar las actividades de construcción sobre el

Derecho de Vía del Gasoducto, hasta cuando se haya obtenido una autorización expresar de

Olympic, quien notificara a la parte invasora sobre los siguientes aspectos:

• Ubicación de los ductos

• Distancia de separación que deben mantener para el mantenimiento y operación del Ducto.

• Características del producto contenido en la línea y los riesgos potenciales para causar daños

al gasoducto y medio ambiente.

• Obtener los nombres, direcciones y números telefónicos, etc., de las partes involucradas.

• En lo posible, el inspector de Olympic será acompañado por otro empleado que atestigüe las

discusiones que pudieran suscitarse con las personas involucradas en la construcción.

6. Responsabilidades

Este procedimiento será implementado por el Superintendente de Operaciones del Gasoducto quien

delegara a otros funcionarios la realización de estas tareas.

7. Informes

En adición a los informes que se indican abajo, se deberán anexar otros datos, como dibujos a mano

alzada y fotografías que respalden y demuestren la veracidad de lo ocurrido.

Los informes a presentar será:

• Informe de Patrullaje.

• Informe de nuevas construcciones adyacentes al Gasoducto.

• Informe de ubicación de ubicación del ducto a terceros.






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PROCEDIMIENTO N° 11OPERACIONES DE LIMPIEZA

INTERNA DE DUCTOS PASANDO CHANCHO






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1. OBJETIVOS…………………………………………………………………………………………………..

…..3

2. ALCANCES………………………………………………………………………………………………………3

3. LIMPIEZA NICIAL……………………………………………………………………………………………..…3

4. CONTINUIDAD DE OPERACIONES DE LIMPIEZA…………………………………………………………4

5. NOMINACION DE EQUIPOS……………………………………………………………………………..……4

6. LANZAMIENTO DE CHANCHO RASPATUBOS DESDE LA ESTACION OLYMPIC……………………5

6.1PROCEDIMIENTO DE LANZAMIENTO………………………………………………………………...5

6.2CALCULO DEL TIEMPO DE PASAJE……………………………………………………………….....6

7. RECEPCION EN LA TRAMPA DE ESTACION PAITA……………………………………………………….6

8. OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO DE ESCOTILLAS (TAPAS DE TRAMPA)……………………………

7

8.1OPERACION DE ESCOTILLAS……………………………………………………………………….…7

8.2LIMPIEZAS DE ROSCAS………………………………………………………………………………....8

8.3CUIDADO DE LAS JUNTAS HERMETICAS (O-RINGS)…………………………………………..….8

9. SEGURIDAD……………………………………………………………………………………………………...8

10.PASAJES DE RASPATUBOS EN PRUEBAS HIDROSTATICAS………………………………………...8

10.1 LIMPIEZA INICIAL………………………………………………………………………………………..8

10.2 LLENADO DEL TRAMO A

PROBAR…………………………………………………………………...8

10.3 DESAGUADO DEL TRAMO

PROBADO……………………………………………………………….8

11.PASAJE DE RASPATUBOS EN PAROS POR REPARACION…………………………………………...9

12.LIMPIEZA DE DUCTO EN SERVICIO……………………………………………………………………….9

12.1 PLANIFICACION DE CORRIDAS DE

RUTINA………………………..............................................9

12.2 LIMPIEZA DE DUCTOS

LATERALES………………………………………………………………….9






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12.3 LIMPIEZA DE

RUTINA…………………………………………………………………………………...9

12.4COORDINACION DE LAS CORRIDAS CON EL DEPARTAMENTO DE GAS Y CONTROL……10

13.RESPONSABILIDADES……………………………………………………………………………………….10

14.INFORMES………………………………………………………………………………………………………10

15. FORMATOS……………………………………………………………………………………………………..10

OBJETIVO

La limpieza interna del ducto a través de lanzamiento de chanchos se realiza por los

siguientes objetivos:

• Limpiar el ducto de cualquier materia extraña que pudiera obstruir el flujo de gas.

• Asegurar la eficiencia de la circulación por la extracción de residuos que se depositan sobre

pared interna del ducto.

• Mantener alta la eficiencia de transporte de gas.

• Minimizar la corrosión interna.

• Llenado y desaguado de ductos para pruebas hidrostáticas.

• Proteger estaciones impulsoras por perdida de carga

• Inspeccionar internamente las condiciones de las paredes del ducto mediante chanchos

instrumentados.

Las trampas de chanchos proveen los medios para lanzar y recibir chanchos a lo largo del

Gasoducto Paita.

ALCANCES

Los términos contractuales que se suscriben los contratos de compra-venta de gas determina

la necesidad de tener que operar los ducto al máximo de su capacidad en condiciones

optimas para responder a clausulas como el “TOP” (Take or Pay) y/0 el “TCO” (Transport

Capacity Option) en forma eficiente y programada, para cuyo fin es necesario contar con un

sistema confiable de mantenimiento y limpieza durante la operación de pasaje Chanchos

Raspa tubos.






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Lo anteriormente expuesto, refleja cuando la capacidad de un ducto es seriamente afectada

por pérdida de diámetro interno debido a la formación de sarros, incrustaciones duras, ceras y

otros depósitos sólidos, similarmente la acumulación de líquidos que se condensan a lo largo

del fondo de la tubería provoca la pérdida del área seccional del flujo. Por tanto al operación

satisfactoria del ducto solo será posible si este es limpiado totalmente desde el inicio de sus

operaciones y luego es mantenido limpio; limpieza que deberá ser consistente con las

características de flujo, correspondiente a su diseño y construcción.

LIMPIEZA INICIAL

A la puesta en marcha de la operación del sistema de transporte de gas, el operador debe

estar consciente que todavía existe polvo, arena, electrodos y entre otras cosas dejadas en el

ducto por el personal de construcción. En este momento, se deberá hacer los máximos

esfuerzos para la eliminación de estas basuras lo más pronto posible. Para cuyo efecto se

recomienda correr Repetidas veces el tramo con chanchos dotados de escobillas metálicas y

cubetas duras hasta completar la limpieza de estos elementos.

Aclarando que cada tramo comprendido entre una trampa lanzadora y otra receptora debe ser

limpiada totalmente antes de pasar a la siguiente sección.

CONTINUIDAD DE OPERACIONES DE LIMPIEZA

Después de que el ducto ha sido sometido a una limpieza total en todo su trayecto, será

necesario poner en vigencia un programa regular de operaciones de limpieza con pasaje de

chancho raspa tubos.

En los separadores, filtros, purgas etc.; de cada punto de recepción se observara la

acumulación de líquidos y contaminantes.

Se deberá mantener en vigencia un registro de acumulaciones de líquidos y sólidos dentro del

ducto de tal manera que sirva de pauta para planificar y ajustar el programa de corridas de

chancho raspatubos, sean esta semanales o quincenales hasta que se determine la

estabilidad operativa de las plantas de gas que alimentan al sistema.

Luego, la frecuencia de corridas de chanchos podría reducirse a una vez al mes o cada 2

meses o a mayores intervalos de tiempo dependiendo del historial registrado.

NOMINACIÓN DE EQUIPOS.

Las válvulas y equipos usados en las trampas de E. Olympic y Paita, están designadas con la

misma numeración para la función correspondiente de cada una de las estaciones o






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localidades arriba indicadas. Estas válvulas y equipos están descritas y caracterizadas en el

procedimiento N° 03.

Antes de ingresar a la sección de procedimiento, es aconsejable que el personal de

operaciones tome en cuenta las siguientes recomendaciones:

a) Estar totalmente familiarizado con todas las instalaciones de las trampas de lanzamiento y

recepción de chancho raspatubos antes de cualquier corrida.

b) Extraer los sensores de inspección, placas de orificación o cualquier obstrucción mecánica

que estuviera dentro de la vía de pasaje antes de lanzar el chancho raspatubos.

c) Tener claramente definido el tipo de limpieza que se va a efectuar y la clase de chancho

raspatubos que se deberá usar.

d) Que el raspatubos viajara, aproximadamente a la misma velocidad del flujo del producto.

Es decir entre 6 a 20 km/h para líneas con contaminantes. Siendo 10 a 24 Km/h el rango

optimo para líneas ligeramente contaminadas. En todo caso se deberá mantener

velocidades uniformes con diferenciales entre 2 a 5 psig para precautelar la normalidad

operativa de las válvulas de líneas que estuvieran equipadas con activadores neumáticos o

hidráulicos.

e) El instrumentista deberá revisar periódicamente las instalaciones de superficie,

particularmente los operadores neumáticos instalados sobre las válvulas de seguridad

(bloqueo), ante la eventualidad de súbitas caídas de presión que provoque la corrida del

chancho limpiatubos.

f) No se deben usar chanchos provistos de cepillos en ductos que tienen revestimiento

interno.

g) Notificar con suficiente anticipación a la gerencia la fecha y ejecución de la limpieza; en lo

posible adjuntando un cronograma estimado tramo por tramo.

6. LANZAMIENTO DE CHANCHO DESDE LA ESTACIÓN OLYMPIC

Antes se debe aclarar que el sistemas de ductos para el transporte gas de la empresa

“Olympic Perú Sucursal del Perú” son de diámetros menores y su procedimiento esta

descrito en referencia al Plano N° 7.

6.1 PROCEDIMIENTO DE LANZAMIENTO

a) Verificar que las válvulas de ingreso y salidas de trampa (V-22) y (V-23) estén cerradas.

b) Abrir las válvulas de venteos para despresurizar el lanzador Manual de Operación y Mantenimiento





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c) Cuando el lanzador ha sido totalmente venteada, abrir la puerta (escotilla) del lanzador e

insertar el chancho hasta que su copa delantera alcance el reductor (excéntrico o

concéntrico). De ser necesario podrá ser empujado con un tubo antichispa de bronce.

d) Cerrar la escotilla del lanzador.

e) Abrir un poquito la válvula de ingreso (V-22) a fin de purgar el aire del lanzador mediante

la válvula de venteo.

f) Una vez concluida la purga, cerrar la válvula de venteo y lentamente igualar la presión del

lanzador con el de la línea.

g) Cerrar la válvula de ingreso (V-22).

h) Abrir la válvula de salida de chancho (V-23)

i) Abrir la válvula de ingreso (V-22). El raspatubos ahora esta listo para salir.

Si el chancho no partiese de la trampa inmediatamente, cierre lentamente la válvula de

descarga de estación (V-24) hasta que el chancho abandone el lanzador.

j). Cuando se ha advertido que el chancho ha pasado el “detector de chanchos” (pig

indicador), abrir totalmente la válvula 24 (V-24)

k) Cerrar la válvula de salida del lanzador (V-23) y la válvula de ingreso (V-22)

6.2 CALCULO DEL TIEMPO DE PASAJE

En estas circunstancias se puede estimar el tiempo que demora el pasaje del chancho

raspatubos hasta Estación Paita ubicada a 33 km de distancia, de acuerdo a la siguiente

fórmula:

Donde: S: Velocidad, millas por hora

Q: Millones de pies cúbicos por día

Pb: Presión Base, Psia

Fpv: Presión de Supercomprensibilidad

D: Diámetro Interior, pulgadas.

Así, para este tramo tenemos tabulada la siguiente información:

D: 6.625” (ID= 6.6249)






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P1: 788 psig

P2: 600 psig

T: 60° F

Q: 15 MMscf/d

Pb: 14.73 Psia

Pa: 740 mm Hg = 14.3 Psia

G: 0.558 (Gas Natural)

DESARROLLO

P=

P= 694 +14.73 = 708.73 Psia

Fpv= 1.1071 (Por interpolación en Tabla N° 01)

Reemplazando valores en ecuación (1) se tiene:

S= 9.43 millas/hora (15.17 km/hora)

Entonces el recorrido de este tramo entre la Estación Olympic y la Estación Paita, el

chancho raspatubos demorara 2 horas y 10 minutos.

1. RECEPCIÓN EN LA TRAMPA DE ESTACIÓN PAITA

Antes de la llegada del chancho a la Estación Receptora, se debe seguir el siguiente

procedimiento aplicado a la correspondiente ilustración grafica del plano correspondiente:

a)Verificar que las válvulas de ingreso, salida y drenaje de la trampa (V-2), (V-3) y (V-5) estén

cerradas. Las válvulas (V-1) y (VS-1) de ingreso a la estación y de seguridad abiertas.

b)Si fuese necesario purgar y drenar la trampa receptora, abriendo la válvula de venteo y de

drenaje (V-15), limpiar (purgar) la trampa mediante una adecuada apertura de la válvula (V-

3).

c) Cerrar las válvulas de drenaje (V-15) y de venteo.






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d) Deje que la presión en la trampa sea igual a la de la línea manteniendo abierta (V-3)

e) Terminada la presurización cerrar la válvula (V-3).

f) Cuando estime la aproximación de chancho, proceda a la apertura de la válvula de ingreso

de a la trampa (V-2) y de la válvula (V-3).

g) Si el chancho quedara estacionado entre la válvula (V-2) y la Tee de ingreso, siempre y

cuando la velocidad no sea excesiva, entonces cerrar despacio la válvula de ingreso a la

estación (V-1) hasta que el chancho sea forzado dentro de la trampa receptora. El indicador

de ingreso de chancho a la trampa será la señal positiva de esta operación.

h) una vez que el chancho este dentro de la trampa, abrir totalmente la válvula (V-1) y cerrar

las válvulas (V-2) y (V-3).

i) Ventear la trampa abriendo la válvula de purga y luego abrir la válvula de drenaje

recuperando en un depósito una muestra de líquido para análisis químico.

j) Abrir la escotilla de la trampa receptora y sacar el chancho.

k) Identificar el chancho y tomar nota de las condiciones físicas de llegada

Nota: Algunos residuos internos del ducto pueden ser inflamables al contacto con la

atmosfera. Estos deberán enterrarse o trasladarse a una fosa de quemado.

l)Limpiar la trampa y cerrar la escotilla de la trampa y la válvula de drenaje (V-15).

m) Abrir lentamente la válvula (V-3) para purgar el aire de la trampa tal como se describe en

el punto b), e igualar la presión de la trampa con la línea, luego cerrar la válvula (V-3)

El pasaje de chanchos en el resto de los ductos se efectuara siguiendo todos los pasos

descritos en las secciones 6 y 7.

8. OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO DE ESCOTILLAS (TAPAS DE TRAMPAS).

Los siguientes procedimientos se deben seguir cada vez que se abra una escotilla de las

trampas, para asegurar su hermeticidad y su operación confiable.

8.1 OPERACIÓN DE ESCOTILLAS.

Para la apertura de escotillas se deben usar llaves o herramientas adecuadas.

8.2 LIMPIEZA DE ROSCAS.






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Tanto el casco como los hilos de la rosca de la escotilla deben ser limpiados y luego

engrasar las superficies que ofician de asientos. También se deben engrasar las

bisagras.

8.3 CUIDADO DE LAS JUNTAS HERMÉTICAS (O-RINGS).

En lo posible evite la remoción de estos “O-Rings”, dada su dificulta de reinstalarlos.

Todos los canales o ranuras donde van estos sellos deben ser limpiados y luego pasar

con grasa nueva a su superficie.

9. SEGURIDAD

El personal de mantenimiento y limpieza interna del ducto debe tomar en cuenta las

siguientes prácticas de seguridad cuando se ejecutan pasajes de raspatubos.

Que las personas ajenas a las corridas de chanchos se mantengan alejadas del área de

operaciones

• Si fuese necesario actuar manualmente las válvulas operadas a motor, antes de

instalar el volante se debe cerrar todas las líneas que alimentan con gas de potencia

a los motores y luego ser venteados. Asimismo, el volante adosado al vástago

debe previamente ser retirado antes de rehabilitar las líneas de gas de potencia

indicadas.

• Toda fuente de ignición o inflamación deberá ser eliminada.

• Se debe disponer a la mano un adecuado stock de extintores de fuego

• No se debe abrir la escotilla antes de que se haya venteado la trampa.

• Nadie debe pararse frente a la escotilla durante el proceso de apertura de esta

trampa.

10. PASAJE DE RASPATUBO EN PRUEBAS HIDROSTATICAS

10.1 LIMPIEZA INICIAL

Antes de la prueba hidrostática, el ducto debe ser pasado con raspatubos en conformidad

con lo expuesto en la sección 3.0 del proc. Número 03 “PAROS DEL GASODUCTO”.

10.2 LLENADO DE TRAMO A PROBAR

En el llenado de tramo a probar, se debe usar agua presurizada para impulsar al raspatubos

de llenado. De esta manera, se ayuda a eliminar los bolsones de aire.






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10.3 DESAGUADO DEL TRAMO PROBADO

Una vez concluida la prueba, se deberá empezar desplazando el agua de la prueba

corriendo chancho raspatubos con aire comprimido, tantas veces como sean necesarios

para desalojar toda el agua contenida en la línea. Solo se podrá usar gas natural para estas

corridas de desplazamiento de agua bajo la aprobación del superintendente de operaciones.

Luego que se evacue el agua, se deben cortar los cabezales provisionales de prueba

conectados al tramo, los chanchos raspatubos serán examinados y se reportaran los daños

pertinentes. Así mismo, se correrán chanchos raspatubos conforme a lo prescrito en el

procedimiento de secado “PROC. NUMERO 08” para el secado de líneas después de las

pruebas hidrostáticas.

11. PASAJE DE RASPATUBOS EN PAROS POR REPARACION

Antes de sacar fuera de servicio un segmento de un ducto para reparaciones de tubería, el

gasoducto deberá ser sometido al pasaje de raspatubos de acuerdo a la sección 2.0 del

proc. Número 03 “PAROS DEL GASODUCTO”.

12. LIMPIEZA DE DUCTO EN SERVICIO

Se recomienda aplicar los siguientes procedimientos en las operaciones de pasaje de

chanchos raspatubos, cuando el ducto se encuentra en pleno servicio.

12.1 PLANIFICACION DE CORRIDAS DE RUTINA

El superintendente de operaciones es el responsable de organizar y programar las corridas

de chanchos limpiatubos dentro la rutina operativa del gasoducto, respondiendo a

requerimientos de:

• Ensayos,

• Purgados,

• Corridas de chanchos instrumentados,

• Perdidas de gas y






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• Si se hubiera detectado la presencia de líquidos y condensados o impurezas solidas

(oxido de hierro en el ducto que pudieran proceder de la planta deshidratadora, etc.)

12.2 LIMPIEZA DE DUCTOS LATERALES

El sistema de transporte contempla ductos laterales que alimentan al ducto principal (ductos

de pozos, sistemas de recolección, etc.) estos ductos deberán ser limpiados con

chanchos antes de hacer la corrida de limpieza del ducto principal, para que cualquier

suciedad de sólidos o líquidos que pudieran haberse filtrado desde los laterales, pueda ser

nuevamente arrastrados por los raspatubos de los ductos principales

12.3 LIMPIEZA DE RUTINA.

Por lo general se acostumbra ejecutar un mínimo de 2 corridas por cada trama de ducto

como rutina de limpieza, la frecuencia de corridas y el número de pasajes dependerá de las

condiciones existentes en cada tramo del gasoducto.

Consecuentemente, se harán pruebas de eficiencia a cada sección del ducto en forma

periódica para programar las corridas con chanchos de limpieza.

Todo esto en función del costo de las corridas frente a los perjuicios económicos que

conlleva a la pérdida de capacidad asociada a la pérdida de eficiencia.

12.4 Coordinación de las Corridas con el Departamento de Gas y Control.

Los pasajes de chanchos durante el funcionamiento normal del gasoducto deberán ser

coordinados con la Superintendencia de Operaciones y el Departamento de Gas y control en

todos los casos.


La implementación de este procedimiento es atribución del Superintendente de

Operaciones, quien podrá delegar estas actividades a otros funcionarios específicamente

capacitados

14. INFORMES

Los pasajes de limpieza y purgado con chancho raspatubos deberán ser debidamente

reportados a la Superintendencia de Operaciones donde serán evaluados y registrados.

Estos son registrados en formato N° 014 (Historia de Corridas de Chanchos) el cual será

elaborado en operaciones y manejado por el Superintendente de Operaciones.

15. FORMATOS






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Solo se aplica el formado de “Historial de Corridas de Chanchos” a ser formulado en

operaciones.

TABLA N° 01

Factor de Supercomprensibilidad del Gas (Fpv)

Información Base: Gas Natural con una Gravedad Especifica de 0.6 (Aire=0.1)

Presion(Psig) Fpv Fpv₂ Fpv Fpv₂ Fpv Fpv₂

200 1.1021 1.1428 1.016 1.0323 1.0123 1.0248400 1.0442 1.0904 1.0327 1.0065 1.0247 1.05600 1.069 1.1428 1.0499 1.1023 1.037 1.0754800 1.0955 1.2001 1.0674 1.1393 1.0492 1.1008

1000 1.1231 1.2614 1.0847 1.1766 1.0609 1.12551200 1.1506 1.3239 1.1013 1.2129 1.0719 1.1491400 1.1764 1.3839 1.1126 1.2468 1.0818 1.17031600 1.1978 1.4347 1.1298 1.2764 1.0904 1.1891800 1.2126 1.4704 1.14 1.2996 1.0674 1.20432000 1.2202 1.4889 1.147 1.3156 1.01026 1.2157

A una Temperatura de 20° F A una Temperatura de 20° F A una Temperatura de 20° F






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PROCEDIMIENTO N°12USO DE INDICADOR DE GAS

COMBUSTIBLE

CONTENIDO Manual de Operación y Mantenimiento





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1. OBJETIVO

2. PRINCIPIO DE OPERACIÓN

3. USOS DEL INSTRUMENTO

4. CALIBRACIÓN DEL INSTRUMENTO

5. INTERPRETACIÓN DE LAS LECTURAS

6. OBSERVACIONES

7. PRESERVACIÓN DEL EQUIPO

Anexo I

Instrucciones de Operaciones

Modelos 2 A y 5 MSA

Anexo II


Modelos 20 - MSA

Anexo III


Modelos G – J.W. SNIFFER (Bacharach)

Anexo IV


Modelos L – J.W. SNIFFER (Bacharach)

INTRODUCCIÓN






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El presente Procedimiento es una guía para el uso adecuado de los indicadores de gas combustible

de hidrocarburos.

Las instrucciones contenidas en el, se han elaborado tomando como base los Manuales de

Operación proporcionados por los fabricantes de estos equipos y de acuerdo a las experiencias

obtenidas.

Los esfuerzos para mejorar la Seguridad y Protección en las instalaciones, están dirigidas a la

prevención de accidentes que puedan ocasionar daños a las salud de los trabajadores y los bienes

de la empresa, es nuestro deseo que este Manual contribuya al logro de este objetivo.

1. OBJETIVO

Dar los conocimientos necesarios para la correcta operación de los indicadores de gas combustible o

exposímetros y para la interpretación de las lecturas tomadas en atmosfera contaminadas.

2. PRINCIPIO DE OPERACIÓN

El indicador de gas combustible emplea el calor de combustión de los gases o vapores inflamables

existentes en un ambiente para medir su presencia

El elemento de medición es una pequeña bobina de platino (filamento) calentada previamente por

una corriente eléctrica. Cuando la muestra de gas o vapores inflamables contenidos en el aire, entra

en contacto con este filamento, se produce en su superficie una rápida combustión (oxidación) del

combustible presente en los vapores o gases muestreados, con el oxigeno de la muestra.

La combustión eleva la temperatura del filamento, introduciéndose un cambio proporcional en su

resistencia eléctrica. Este cambio es interpretado por un medidor eléctrico calibrado en función al

porcentaje del límite inferior de inflamabilidad del elemento muestreado.

Se emplea un segundo filamento (pasivo) de referencia o compensador, para absorber las

variaciones de voltaje o temperatura dependientes de las distintas condiciones bajo las cuales el

instrumento debe operar.

3. USO DEL INSTRUMENTO

El indicador de gas combustible es un instrumento portátil usado para la detección inmediata de

gases o vapores combustibles en el aire a temperatura normal, para los cuales ha sido calibrado. El

instrumento indicara de un modo general lo peligroso de la atmosfera desde el punto de vista de

inflamabilidad.

La lectura del medidor está dada en porcentaje del límite inferior de explosividad de la muestra;

normalmente es usado en las pruebas de gas, de rigor para los permisos de trabajo (en caliente) y






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para las detección de fugas cuando estas provienen de instalaciones enterradas o poco accesibles.

Viabilizando su localización.

3.1. Para la forma de muestra debe mantenerse el extremo de la manguera o tubo toma-muestra

aproximadamente a “1” de distancia de superficies liquidas o solidas a muestrear, presionando la

bombilla, lentamente, tres veces por cada pie de manguera.

3.2. Limitaciones

El indicador debe usarse solamente en aquellos gases o vapores para los cuales ha sido calibrado

por el fabricante en función a las necesidades del usuario, especificadas en la Orden de Compra; no

obstante, existen “tablas de conversiones”, suministradas por el proveedor, que permiten muestrear

algunos otros gases o vapores. El uso de indicadores no preparados para determinadas mezclas,

pueden dar lecturas erróneas y dañar el filamento (bobina de platino), como es el caso cuando se

muestrean vapores de gasolina con plomo tetra etílico.

Si se intenta usar el instrumento para probar atmosferas contaminadas con solventes de alto punto

de ebullición cuyos gases estén a una temperatura mayor que el instrumento, puede darse alguna

condensación de vapores combustible en la línea de muestreo y en el sistema de flujo del indicador,

como consecuencia de ello el instrumento puede indicar menor concentración de vapores que el real.

El indicador no es capaz de medir el porcentaje de combustible en vapor de agua, o en atmosferas

inertes, debido a la ausencia de oxigeno necesario para la combustión en la unidad directora del

indicador.

El indicador no indicará la presencia de mezclas explosivas o combustibles de aceites lubricantes y/o

polvos explosivos.

4. CALIBRACION DEL INSTRUMENTO

Cuando el indicador ha sido usado por un largo período de tiempo, el voltaje de la batería y el puente

de balance de cero, debe ser comprobado. No obstantes esta deberá hacerse mensualmente.

4.1 Ajuste a Cero

Para efectuar este, la entrada del indicador debe situarse en una ambiente libre de gas y

operar la bombilla de succión, hasta que la aguja del indicador baje hasta cero.

Podría ser que la aguja del indicador se niegue a regresar a cero después de un bombeo

prolongado; ocurre llévelo s cero con el control (botón o tornillo) de ajuste a cero.

4.2 Ajuste de Voltaje Manual de Operación y Mantenimiento





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Verifique que el voltaje sea el adecuado para la operación correcta del indicador, ajuste o

compruebe el voltaje con el interruptor o botón de “ajuste de voltaje”.

NOTA

Tenga cuidado de no operar la bombilla durante la calibración del acero y del voltaje.

5.0 INTERPRETACIÓN DE LAS LECTURAS DEL INDICADOR

5.1. Cuando existe una fracción del límite mínimo de explosividad de un gas o vapor

combustible en la atmosfera muestreada, la aguja dará una lectura fija, durante todo el

tiempo que la bombilla de succión este operando. Así si una lectura es 40, ella permanecerá

fija en 40 para la misma mezcla de gas, cualquiera que sea la velocidad con que sea

operada la bombilla de succión, por un corto tiempo.

Después la aguja fluctuara hasta el punto máximo leído cada vez que la bombilla de succión

sea operada. Esto es una condición natural, la cual también ocurre cuando el medidor esta

ajustado a cero y le es bombeado aire fresco, moviéndose ligeramente dentro de la zona

blanca.

La lectura correcta estará dada cuando la aguja del indicador permanezca estable después

de cada fluctuación.

5.2. Cuando la concentración del gas o vapor muestreado este entre el mínimo y el

máximo valor límite de su explosividad, la aguja del indicador se desplazara hasta o sobre la

porción roja de la escala y permanecerá allí. Esto indica una mezcla violentamente explosiva

y consecuente, el ambiente de donde fue obtenida la muestra deberá ser tratada de acuerdo

a este resultado.

5.3. Cuando la concentración de gas está por encima de su límite de explosividad

(demasiado gas y muy poco oxigeno para mantener la combustión), la aguja del indicador

subirá rápidamente al extremo rojo de la escala y luego caerá hasta cero o más abajo. Esto

puede ocurrir en fracciones de segundo, y a veces no es perceptible, por ello es

recomendable el uso de explosímetros con alarma.

Estas concentraciones de gas son extremadamente peligrosas, porque cuando se mezclan

con el aire se hacen violentamente explosivas.






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1.0 . OBSERVACIONES

1.1 cuando el circuito del indicador está abierto (instrumento encendido) y la aguja del dial

se desplaza hasta el extremo superior de la escala, no regresando a cero, puede

suceder:

a. la cámara de combustible puede estar llena de mezcla explosiva, púrguela con aire

fresco, y reemplace el filtro de algodón.

b. El control de ajuste a cero ha sido girado demasiado hacia la derecha, corríjalo.

c. El filamento puede estar fijo o quemado.

1.2 Si cuando el instrumento esta encendido, y la aguja del dial se desplaza hacia la

izquierda del cero y no puede ser ajustada a cero, deberá investigarse:

a. El botón de ajuste a cero puede haber sido girado demasiado a la izquierda,

ajústelo.

b. El filamento compensador puede estar flojo o quemado.

6.3 Si cuando un instrumento es encendido, la aguja del dial no puede ser ajustada al

voltaje correcto, o sube (en la escala) y luego baja por debajo de cero; verificar si las

pilas están agotadas.

6.4 Si estando el indicador encendido, la aguja se mueve mas de 1 ½ división de la escala

(cuando se bombea aire fresco), investigar:

a. El filtro de entrada puede estar obstruido.

b. El arrestador de llama puede estar obstruido.

6.5 Si la operación del instrumento es lenta y requiere mayor numero de aspiraciones

(bombeos) que el especificado (3 ó 4) para una máxima desviación de la aguja,

investigar:

El arrestador de la llama puede estar obstruido; revíselo y reemplácelo.

El orificio de salida de la bombilla de succión puede estar obstruido; límpielo.

La válvula de retención de la bombilla esta defectuosa; revísela / reemplácela.

El filtro de algodón puede estar obstruido: reemplácelo.






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Puede existir un escape en el sistema de flujo. La reparación debe ser hecha por un

especialista.

7.0 PRESERVACION DEL EQUIPO

7.1 Estos instrumentos no deben ser golpeados ni mojados para evitar su descalibración.

7.2 Semanalmente debe inspeccionarse y limpiarse los contactos de las baterías o

pilas.

7.3 Mensualmente se debe inspeccionar la manguera y el tubo toma-muestra para

detectar obstrucciones y/o deterioros en estas.

ANEXO I






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INSTRUCCIONES DE OPERACIÓN

MODELO 2A y 5

I. CARACTERISTICAS

MARCA : MSA

MODELO : 2A Y 5

SERIE : Correspondiente a cada instrumento

N° DE CALOGO : 89220-2A

73251-1

LECTURA : Directa sobre escala graduada, simple, desde 0 a 100% del límite inferior

de explosividad.

II. USO

El modelo 2A para detecciones en general de gas o vapor combustible.

El modelo 5 para detecciones de vapores de hidrocarburos combinados con plomo tretaétilicos;

se reconocen porque la tapa del instrumento es de color rojo.

III. PROCEDIMIENTO DE OPERACIÓN

Antes de iniciar la medición, la correa del instrumento debe colocarse alrededor del cuello,

de tal manera que el instrumento cuelgue y se ubique a la altura del abdomen y facilite la

lectura.

Los siguientes pasos son necesarios para su operación:

a. Presione la bombilla varias veces, para asegurar que la cámara esté libre de gases

residuales.

b. Utilizando su propia unión universal, instala la manguera y el tubo muestreador, según

sea necesario, para tomar muestras de fondo, intermedias o de superficie, esto en caso

de recipientes verticales, horizontales, esféricos, tuberías, etc.






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c. Levante el seguro del encendido ubicado sobre la perilla, luego gire esta de posición

OFF a posición ON, en el sentido de las agujas del reloj hasta el tope final, de tal

manera que la aguja del día llegue hasta el 100% de la escala porcentual, luego

regrese o gire en sentido contrario hasta colocar la aguja en cero.

d. Ajuste a cero la aguja del dial haciendo girar hacia la izquierda o derecha la caeza del

tornillo que se encuentre en la parte inferior del indicador, según sea el caso.

e. Para tomar la muestra, presione la bombilla lentamente, tres veces por cada pie (0,3)

de manguera y tubo toma-muestra, para permitir el llenado de la cámara de combustión

con la muestra a analizar y determinar su porcentaje de explosividad.

f. Al terminar una prueba o medición, purgue la cámara de combustión, bombeando por

no menos de cinco (5) veces la bombilla.

Desconecte siempre el instrumento, evitando el desgaste innecesario de las pilas, para

ello se gira la perilla del encendido en sentido contrario y hasta que el seguro caiga en su

posición normal.

NOTA:Es muy importante tener presente que un ambiente gaseoso puede no ser explosivo pero si

altamente toxico.

ANEXO II






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MODELO 20

I. CARACTERISTICAS

MARCA : MSA

MODELO : 20


N° DE CALOGO : 74767


de explosividad.

II. USO

Detección de gas o vapores combustibles par los cuales ha sido calibrado indica de un modo

general si la atmosfera es peligrosa desde el punto de vista de su inflamabilidad.




lectura.


a. Situé la toma de muestra en aire fresco.

b. Gire el interruptor selector de la posición “check” (para comprobación).

c. Gire hacia arriba al botón “SW”, esta operación hara que la aguja del dial se mueva en

la escala hacia la marca “check”.

d. Llenar la cámara de combustión con aire fresco presionando la bombilla, con la

finalidad de purgar la cámara de gases combustibles en que puedan haber

remanentes. Dar 8 a 10 bombeos para limpiar la cámara y dos bombeos adicionales

por cada 10’ de línea (manguera).






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e. Ajuste la aguja del dial hasta la marca “check) para realizar esto tire del botón “Volt”

hacia arriba y gírelo hasta que la aguja se situé sobre la marca “Check”. Para operar

este botón es necesario mantener la presión hacia arriba todo el tiempo hasta

completar el ajuste.

f. Gire el interruptor “selector” al índice de calibración deseado (a-b-c- ó d). la sustancia

(gas o vapor) para el cual esta calibrado cada punto está grabada en un lugar visible

en la tapa del instrumento.

g. Ajuste la guja del medidor a “cero”. Tire el botón “Zero Ajust” hacia arriba y gírelo

hasta que la aguja del dial señale exactamente 1 cero de la escala. Para operar este

botón debe mantener la presión hacia arriba en “e”.

h. Gire el interruptor “Selector” al índice de calibración deseado, si la aguja del día no

coincide con el cero de la escala ajústelo como se indica en “g”

i. Para trabajo de rutina, el indicador puede usarse con la línea de muestreo de 5 pies de

largo y un tubo muestreador (varilla) conectados a la toma de entrada.

Absorba la muestra oprimiendo la bombilla, esta debe ser operada continuamente hasta

que la aguja del dial permanezca quieta sobre la escala; no debe darse menos de tres

bombeos por cada pie de línea y tubo de muestreo.

Si se muestrea con una línea (manguera) de 5 pies adicionales, la aguja del dial no se

alejara del punto cero, si la bombilla no se ha oprimido al menos 15 veces, para

considerarse libre de gas el lugar.

ANEXO III






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MODELO G

I. CARACTERISTICAS

MARCA : J-W SNIFFER (Bacharach)

MODELO : G


N° DE CALOGO : 500-002


de explosividad.

II. USO

Detección, en general, de gas o vapor combustible en el aire.




lectura.


a. Para accionar el instrumento a la posición “ON” (encendido); gire la bombilla como

mínimo ¼ de vuelta en el sentido de las agujas del reloj, manténgala en esta posición

con 3 dedos de la mano derecha, dejando libres dos dedos para girar la perilla “VOLT-

ADJ”.

b. Usando la manos izquierda, presione y mantenga presionado el botón rojo “VOLT

TEST”, la aguja indicadora deberá coincidir con la marca verde de la escala (SET

VOLTAJE); cuando sea necesario ajustar la aguja, levante y gire la perilla “VOLT-

ADJ” con el dedo pulgar e índice hasta que coincida con la marca verde, luego suelte

el botón “VOLT TEST”; si no puede hacer coincidir la aguja, esto es indicativo de que

las pilas deben ser reemplazadas.






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c. Con la bombilla en la mano derecha y girando a la posición conveniente de operación

(generalmente un poco menos de ½ vueltas) presione la bombilla 2 ó 3 veces para

limpiar el SNIFFER de cualquier residuo de gas.

d. Para calibrar el instrumento a cero, manténgase el SNIFFER encendido, levante y gire

la perilla “ZERO ADJ” desplazando la aguja toda la escala unas cuantas veces,

finalmente fijarlo en el “0” (cero) de la escala.

e. Coloque la flecha de la vlavula de admisión en la posición “S”.

f. Para chequear rápidamente el instrumento humedezca un trapo con gasolina y

acérquelo al niple muestreador, bombee 2 ó 3 veces, la aguja deberá llegar hasta el

numero mas lato de la escala

g. Instale la manguera muestreadora al niple del instrumento.

h. Manteniendo la bombilla en la posición “ON” disponga la manguera dentro del

recipiente o ambiente a ser muestreado. Bombee 3 ó 4 veces, si el gas combustible

está presente, la aguja se desplazara en el dial y mostrara la concentración, por cada

5’ de manguera y tubo muestreador, adicione aproximadamente 3 bombeos más.

i. Después de leer el valor de la concentración, limpie el SNIFFER bombeado aire fresco

y limpio hasta que la aguja retorne al “0” (cero). Vuelva la bombilla a su posición inicial

“OFF”.

NOTA: Se necesita limpiar el SNIFFER sin sacar la manguera muestreadora del tanque o

recinto cerrado, coloque la flecha de la válvula de admisión en posición “A” (posición

Aire Fresco) y bombee hasta que la aguja retorne a “0” luego prosiga su muestreo.

ANEXO IV






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MODELO L

IV. CARACTERISTICAS

MARCA : J-W SNIFFER (Bacharach)

MODELO : L


N° DE CALOGO : 23766 (antes 237271)


de explosividad.

V. USO

Detección, en general, de gas o vapor combustible en el aire.

VI. PROCEDIMIENTO DE OPERACIÓN



lectura.

NOTA:

Este equipo permite calibraciones en el campo. Esto es posible por la existencia de un

resistor ajustable en uno de los dos circuitos derivados del puente “Wheatstone”. Posee una

perilla “cero”.


a. Para accionar el instrumento a la posición “ON” (encendido); gire la perilla “cero”

desde la posición “OFF” hacia la derecha (sentido de las agujas del reloj). Luego con

la misma perilla ajuste a cero la aguja del dial.

b. Presione varias veces la bombilla para purgar el instrumento de algún residuo de gas

existente

c. Instale la manguera muestreadora al niple del instrumento.






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d. Coloque el extremo de la manguera o tubo muestreador en el recipiente o ambiente a

ser muestreado. Bombee 3 ó 4 veces la bombilla, si hay gas combustible, la aguja se

desplazara en el dial, siga bombeando hasta que la agujas permanezca quieta.

e. Después de leer el valor de la concentración en el instrumento, bombee varias veces

la bombilla en el aire fresco, hasta que la aguja regrese a cero coloque la perilla en

“OFF”.






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MEDIDORES Y REGULADORES DE FLUJO Y PRESION

CONTENIDO






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1. OBJETIVO…………………………………………………………………………………………………………..3

2. MEDIDORES DE FLUJO Y PRESION DE GAS (BARTON)

…………………………………………………..3

1.2 MEDIDOR DE PRESION DIFERENCIAL Y PRESION ESTATICA…………………………………...3

2.2 COMPONENTES DEL SISTEMA DE MEDICION……………………………………………………….3

3. REGULADORES DE PRESION ………………………………………………………………………………….8

1.2 REGULADORES DE CONTROL DE PRESION…………………………………………………………8

2.2 REGULADORES DE PRESION DE ALIVIO……………………………………………………………..9






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1. OBJETIVO

Conocimiento adecuado de los equipos principales de medición y presión del gas en el

sistema de transporte de gas natural.

2. MEDIDORES DE FLUJO Y PRESIÓN DE GAS (BARTON)

2.1 Medidores de Presión Diferencial y Presión Estática






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Para el control de la producción o consumo de gas usamos el método de medición de

placa de orificio, que consiste en intercalar en el ducto una placa de orificio para provocar

una caída de presión estática y presión diferencial.

La presión diferencial en la diferencia de los valores de presión medidos en ambos lados

de la placa de orificio (P₁- P₂) normalmente en unidades de pulgadas de agua.

La presión estática corresponde al valor medido agua arriba de la placa (P₁) en unidades

de PSI.

El cálculo final de los caudales de gas se efectúa en el departamento de Gas Natural

mediante el uso de Sistema SCADA que incluye un integrador que calcula los millones de

de pies cúbicos estándar.






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2.2 COMPONENTES DEL SISTEMA DE MEDICION

Para realizar una medición del caudal de gas se requieren los siguientes componentes:

• Placa de orificio

• Porta placa de orificio

• Registrador de presión.

2.2.1 Placa de Orificio

Se fabrican en distintos diámetros y dimensiones de acuerdo a las especificaciones

AGA N° 3 (Asociación Americana de Gas, informe N° 3).

Dicha publicación establece que el borde aguas arriba del orificio debe ser construido

en ángulo recto sin contornos redondeados. Además indica que los valores de espesor

que deben tener las placas para distintos diámetros de tubería y el espesor del borde

aguas arriba del orificio. Este último no deberá exceder de 1/50 del diámetro de la

tubería (D) y de 1/8 del diámetro del orificio (d), adoptándose el menor espesor que

resulte de ambos requerimientos

Por tal motivo es que algunas placas cuyo espesor supera el espesor requerido, para

el borde del orificio, son biseladas o rebajadas para lograr reducir el borde al valor

impuesto por tales requerimientos.

Otra especificación importante de AGA, para minimizar los errores en la medición es

que la relación entre el diámetro del orificio y el diámetro interno del tubo medidor no

debe superar los límites de 0.15 y 0.70; a esta relación de diámetros (d/D) se le

denomina relación Beta.

2.2.2 Porta Placa






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La función de la porta placa de orificio es mantener la placa de orificio en el centro del

ducto. En las operaciones de transporte de gas se utilizan dos tipos de porta placas de

orificio.

A. Tipo Bridas.- La brida porta orificio tiene dos agujeros roscados diametralmente

opuestos, los de la parte superior se utilizan para conectar al registrador de

presión y los de la parte inferior para purgar el tubo.

B. Tipo Daniel.- La ventaja de este es que permite reemplazar el plato de orificio sin

interrumpir el flujo, eliminándose así el uso de by pass. Este tipo de medidores es

el que se usa en nuestras operaciones. Las partes del medidor Daniel son:

Partes del Daniel

1. Pernos de fijación.

2. Tapa de fijación.

3. Barra de fijación.

4. Empaque de fijación.

5. Válvula de venteo.

6. Piñón levanta placa segunda cámara

7. Piñón levanta placa primera cámara.

8. Válvula compuerta.

9. Válvula para igualar presiones.

10. Lubricador.

Forma de Operar un Medidor Daniel

Extracción de una placa orificio






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a. Abrir la válvula para igualar presiones (9), máximo 2 vueltas.

b. Abrir la válvula de compuerta (8), para comunicar ambos lados.

c. Girar el piñón inferior (7), para levantar la placa al primer plano.

d. Girar el eje del piñón superior (6), levanta la placa al segundo plano.

e. Cerrar la válvula de compuerta (8).

f. Cerrar la válvula para igualar presiones.

g. Abrir la válvula de venteo (5), para eliminar presión en la cámara superior.

h. Lubricar la guía, con grasera.

i. Aflojar los pernos de fijación (1), sin sacar la placa de fijación (1), sin sacar la placa

de fijación (2).

j. Girar el eje del piñón superior (6), la placa orificio al ascender suelta el conjunto

empaquetaduras y tapas (3,4).

k. Sacar la pieza de fijación (2), el conjunto (3,4) recuperar la placa orificio.

Instalación de la Placa Orificio

a. Cerrar la válvula de venteo.

b. Colocar la placa orificio y girar el piñón superior (6), hasta que la placa apoye

suavemente en la válvula de compuerta (8).

c. Colocar el conjunto (3,4), en la placa de fijación (2), y ajusta los pernos (1).

d. Abrir la válvula para igualar presiones (9).

e. Abrir válvula de compuerta (8).

f. Girar el piñón superior (6), para bajar la placa de orificio.

g. Girar el piñón inferior (7), hasta que la placa orificio quede en su posición de

trabajo.

h. Cerrar la válvula de compuerta (8).






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i. Cerrar la válvula para igualar presiones (9).

j. Abrir la válvula de venteo (5), para desfogar la presión de la cámara.

k. Lubricar la guía.

l. Cerrar la válvula de venteo (5).

Los agujeros del tubo para las conexiones de presiones deben ser de ½” para tubos

de 4” o mayores de 3/8” para tubos de 3” y de ¼” para tubos de 2”.

Al instalar las placas de orificio deberá de observarse la posición, normalmente viene

marcada en una de sus caras aguas arriba. Si la placa no tuviera marca de posición y

una de sus caras tiene el orificio biselado o con un rebaje de espesor, debe instalarse

con esta cara del lado de aguas abajo.

2.2.3 REGISTRADOR DE PRESION

En las operaciones se utilizan registradores de presión diferencial y estática de marca

BARTON. Los registros de presión se efectúan con dos plumas sobre una carta

circular impulsada por un reloj. La pluma que registra la presión diferencial (pluma

roja), recibe el movimiento de un medidor de diafragma y la presión estática (pluma

azul), recibe el movimiento de un tubo bourdon.

En la Fig. Se muestra un esquema del medidor de presión diferencial BARTON, con la

indicación de sus partes. El sistema constituido por los diafragmas, el pasaje entre

ellos y el cuerpo central está lleno de líquido. Un compensador de temperaturas

bimetálico ajusta la capacidad de dicho sistema a la variación de volumen que

experimenta el equipo por cambios en el ambiente.

Al actuar la presión aguas arriba de la placa orificio del diagrama compensador se

comprime desalojando parte del liquido que expande al diagrama de rango. La

deformación de este diagrama es resistido por la presión aguas debajo de la placa y

la tensión del resorte, cuya características determina el rango del instrumento. Como

resultado tendremos un movimiento lineal del diagrama compensador que es

proporcional a los cambios de presión diferencial (P1-P2), dicho movimiento es

transmitido al mecanismo de registro por el conjunto de brazo de vinculación y placa






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impulsora. El medidor de presión estática como su mecanismo anteriormente, este

constituido por un tubo bourdon en forma espiral que se conecta aguas debajo de la

placa de orificio. Por efecto de la presión, el bourdon se deforma y este .movimiento es

transmitido por un brazo al mecanismo de registro.

Forma de Operar el Registrador de Presión.

Para poner en servicio un registrador:

• Las válvulas de paso (4 y 5), deben estar cerradas y las válvulas (1 y 2) de

desfogue deben estar abiertas.

• Cerrar la válvula de desfogue (3).

• Abrir lentamente y al mismo tiempo las válvulas (4 y 5).

• Cerrar al mismo tiempo las válvulas (1 y 2).

• Abrir la válvula de desfogue (3), el registrador este en servicio.

Nota: observar que no debe haber fuga de gas por las válvulas. (3).

Para dejar fuera de servicio un registrador

• Cerrar la válvula de desfogue (3).

• Abrir al mismo tiempo, las válvulas (1 y 2).

• Cerrar al mismo tiempo las válvulas (4 y 5).

• Abrir las válvulas de desfogue (3), registrador fuera de servicio.

2.2.4 Calibración de Registradores

Es requerimiento necesario para verificar los datos de lecturas, para realizar esta

operación es indispensable que el registrador este fuera de servicio, así como






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desconectar líneas y abrir las válvulas de venteo para desfogar gases o líquidos

acumulados en el elemento estático del UPD (unidad de presión diferencial).

La calificación se realiza con instrumentos especiales como son la Bomba Manual de

Presión de 0/3000 Psi Marca Ametek-Jofra y su Modulo de Presión Manométrica

marca Jofra para calibrar la presión estática y la Bomba Manual de Presión de 0/30 Psi

marca Ametek-Jofra con su Modulo de Presión Manométrica marca Jofra para calibrar

la presión diferencial.

Calibración de Presión Estática

Se usa el instrumento mencionado líneas arriba y consiste en aplicar Presión

Hidráulica al Elemento Estático por medio de un liquido hidráulico (aceite), la presión

que se aplique debe compararse con el valor que registra la carta, si esta no coincide

con el del Modulo de presión manométrica Jofra se procede a realizar la calibración.

En la figura se observa los puntos y referencia para la calibración, es necesario

tomar en cuenta varios detalles adicionales para realizar una buena calibración,

como son:

• Revisar que el elemento helicoidal de presión no muestre estiramiento ni

abolladuras.

• Revisar y eliminar fugas en conectores, si el elemento presenta una picadura

o rajadura se debe reemplazar.

• Revisar los accesorios movibles de acoplamiento que no tengan juego,

observar que en los agujeros que engrapan no tengan desgaste.

• Revisar ajustes de pernos a ejes.

• Revisar el estado y ajuste de la plumilla, mueva el montaje de plumas para

buscar el arco de plumas. Manual de Operación y Mantenimiento





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• Aproxime la barra de conexiones a los ángulos que indica la figura.

• Conectar el instrumento de calibración en la parte posterior del registrador.

• Ajustar el punto cero con el tornillo que indica la figura para ajuste fino del

cero.

• Aplicar presión con el instrumento y comparar la lectura en el disco con el

valor que indica el manómetro.

• Haga ajustes en la tuerca de ajuste fino y a la barra de conexiones si es

necesario.

• Repita la prueba para verificar el 100% del rango del disco.

Calibración de Presión Diferencial

Para la calibración de la UPD usamos la Bomba de Presión Diferencial de 0/30 psig

Marca Ametek-Jofra con su Modulo de Presión Jofra y consiste en aplicar presión

en unidades de pulgadas de agua, leer el Modulo de Presión Jofra y compararla

con la lectura que registra el disco.

Al igual que el procedimiento anterior, es necesario que el registrador este fuera de

servicio y desfogado para evitar variaciones en la calibración.

• En la figura se observa los puntos y referencias para realizar la calibración del

UPD, además se debe considerar algunos detalles como son:

• Revisar el instrumento que se va a usar para la calibración.

• El instrumento se instala en el lado de alta presión de la UPD, el lado de baja

presión debe estar a la presión atmosférica.

• Verifique que los accesorios de acoplamiento no tengan juego y no presenten

desgaste.

• Observe que los datos y medidas y ángulos que presenta la figura

corresponden al 50% del rango.






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• Aplique presión con el instrumento y verifique los datos registrados en el

disco.

• Ajuste el punto cero con el tornillo que indica la figura para ajuste fino del

cero.

• Revise la linealidad (relación del cero al 100% de movimiento de la pluma) de

la pluma, haga ajuste en el perno de ajuste fino de linealidad.

• Haga ajuste en el tornillo de ajuste de rango y la barra de conexiones para

alcanzar el valor requerido.

• Es necesario verificar datos en el 25%, 50%, 75% y 100% del rango para

obtener una buena calibración.

3. Medidores de Flujo y Presión de Gas (Nuflo Scanner 2000)

3.1 Regulador de Control de Presión

El regulador de presión se utiliza para regular presiones en entrada de gas en sistema de

distribución o controles de alimentación de gas y entradas a sistemas de compresión.

Trabajan en rangos de presión que dependen del diseño y lugar de ubicación en el

sistema de transporte de gas. En nuestro sistema se han colocado aguas abajo de

nuestro medidor de flujo.

OPERACIÓN.

El ensamble del control piloto y el vástago del motor valve, son las únicas piezas

movibles en el interior del regulador.

El piloto sello consiste en dos bolas inoxidables juntas unidas por una pieza rígida. La

presión aguas arriba es la presión de abastecimiento al piloto y es también la presión que

está en constante comunicación con la parte superior del diafragma del motor valve. El

área del diafragma del motor valve es dos veces el área del asiento del motor valve

asegurando así un cierre perfecto.






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El asiento inferior del piloto sello controla la presión a la parte inferior del diafragma del

motor valve.

El asiento de la parte superior controla la presión que se ventila.

El resorte piloto carga sobre el lado superior del ensamble piloto y se opone a la presión

aguas arriba, apoyado por la presión controlada aguas abajo.

Supongamos que presionamos el resorte con el tornillo regulable para tener una presión

deseada aguas abajo, con una presión aguas abajo demasiada baja, el piloto resorte

fuerza al piloto ensamble a descender y a cerrar el asiento superior y abrir el asiento

inferior. Esto ocasiona que la presión aguas arriba pase a la parte superior y cargue por

la parte de abajo del diafragma produciendo un desbalance en la parte superior del

diafragma. La presión aguas arriba actúa debajo del asiento del motor valve abriendo la

válvula. La presión aguas abajo empieza a incrementar e ingresa al conjunto del

ensamble piloto, moviendo el resorte piloto hacia arriba haciendo abrir el sello superior y

permitiendo que la presión fluya a la atmosfera. El diafragma del motor valve presiona

sobre la parte superior reponiendo el vástago a su posición.

3.2 Regulador de Presión de Alivio.

El regulador de presión de alivio se utiliza en líneas de venteo de ductos, separadores de

gas, estaciones de compresores, sistemas de recolección de gas, etc.

Trabaja en rangos de presión variables, dependiendo de su operación operativa.

OPERACIÓN

El ensamble del control piloto y el vástago del motor valve, son las únicas piezas

movibles en el interior del regulador.

El piloto sello consiste en dos bolas de acero inoxidable juntas unidas por una pieza

rígida. El asiento superior del piloto sello controla la entrada de presión a la parte superior

del diafragma del motor-valve, el asiento inferior del piloto sello controla la presión a la

atmosfera.






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El resorte piloto carga sobre el lado superior del ensamble piloto y se opone a la presión

aguas arriba.

Asumimos que presionamos el resorte piloto con el tornillo regulable para un conjunto

mayor de presión que el de aguas arriba, el piloto resorte fuerza al piloto ensamble a

descender y a cerrar el asiento inferior del piloto sello, la parte superior del piloto sello es

abierto, esto hará que la presión aguas arriba cargue sobre la parte superior del

diafragma del motor-valve. El área del diafragma es dos veces el área del asiento del

motor-valve, asegurando un perfecto cierre.

Si la presión aguas abajo aumenta, se incrementa la presión en el asiento del motor-

valve. El piloto ensamble tiende a presionar el resorte piloto hacia arriba, haciendo

primero que el lado superior del piloto sello cierre y la parte inferior del piloto sello abra,

disminuyendo la presión en la parte superior del diafragma, permitiendo que la presión

aguas arriba presione sobre el asiento haciéndolo abrir. Cuando la presión aguas arriba

empieza a disminuir el conjunto ensamble piloto asume una posición en que ambos lados

del piloto sello son cerrados.

En el momento que la presión aguas arriba alcanza la presión regulada, el asiento inferior

del piloto sello corta el venteo a la atmosfera y la parte superior del piloto sello permite el

pase de presión al diafragma del motor-valve haciendo que el vástago vuelva a su

posición normal de cerrado.






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Figure I-2






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FILTROS SEPARADORES

BIFASICOS






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CONTENIDO

1. OBJETIVO 3

2. SEPARADORES 3

2.1 Parte de los Separadores 3

2.2 Factores que influyen en la Separación 4

2.3 Ventajas de los Separadores 4

3. OPERACIÓN LIQUIDO-GAS “PECO” 5

4. OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO 6






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5. SEGURIDAD OPERATIVA 6

6. RESPONSABILIDAD 7

7. INFORMES 7

8. FORMULARIOS 7






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1. OBJETIVO

Conocer técnicamente los filtros-separadores de gas-líquidos (deshidratadores) para una

adecuada operación y mantenimiento de estos equipos en el sistema de transporte de Gas

Natural.

2. SEPARADORES

Son equipos usados en el campo para remover el líquido de la fase gaseosa a una presión y

temperatura específica y pueden ser de 2 o 3 fases. Los de 2 fases remueven el líquido total del gas

y los de 3 fases remueven adicionalmente el agua de los hidrocarburos líquidos. Los tipos de

separadores varían de acuerdo a su manufactura y requerimientos, los mas usados son los

horizontales y verticales.

2.1 Parte de los separadores

Para una operación eficiente y estable, en un rango amplio de condiciones, un separador gas-

líquido debe tener las siguientes partes:

2.1.1 Primera Sección de Separación

Esta sección es para remover el mayor volumen de líquido en la entrada. Espuma y

partículas grandes de líquidos primeramente son removidas para minimizar la turbulencia del

gas y la reentrada de partículas líquidas a la segunda etapa de separación. Para lograr esto,

es necesario el momento y cambio de dirección del flujo; esto se logra con la instalación de

un difusor de entrada.






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2.1.2 Segunda Sección de Separación

El fundamento de separación en esta sección es el asentamiento por gravedad del líquido

dentro de la corriente del gas después que su velocidad se ha reducido. La eficiencia de

esta sección depende de las propiedades del gas y del líquido, así como también del

tamaño de las partículas y grado de turbulencia del gas. Algunos diseños incluyen difusores

internos para reducir la turbulencia y disipar la espuma. Estos difusores pueden también

actuar como colectores de goteo.

2.1.3 Sección de Acumulación de Líquidos

El líquido es colectado en esta sección. El líquido debe tener un mínimo de movimiento por

efecto de la corriente del gas. Un buen espaciamiento es necesario para permitir la agitación

y proporcionar el tiempo de agitación necesario para una eficiente separación del gas en

solución y separar el agua libre del petróleo en separadores de tres fases. Se puede colocar

un sifón sobre el orificio de salida del líquido para prevenir que el gas o el líquido reentren

con el fluido del fondo.

2.1.4 Sección de Extracción de Niebla

El extractor de niebla de la sección de condensación puede ser uno de los siguientes

diseños:

• Una serie de obstrucciones a las líneas de flujo,

• Malla de alambre o,

• Dispositivo de centrifugado.

El extractor remueve de la corriente del gas, las pequeñas gotas de líquido (normalmente

menores a 10 micras de diámetro), antes de que el gas deje el separador. El líquido que ha

salido en el gas debe ser menor a 0.1 galón por cada MMSCF.

2.2 Factores que influyen en la separación.






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2.2.1 La Presión

La presión de operación depende de la presión fluyente del gas en tubería y de las

características del gas y líquidos presentes. Un cambio en la presión produce cambio en las

densidades del gas y líquido, en la velocidad permisible y el régimen de flujo. Un incremento

de la presión origina un incremento de la capacidad del gas en el separador.

2.2.2 La Temperatura

Afecta la capacidad del separador solo en la medida que afecta a los regímenes de flujo y a

las densidades del gas y líquido. Un incremento en la temperatura origina una disminución

de la capacidad del separador.

2.2.3 Velocidad del gas

La máxima velocidad del gas para la separación de partículas de líquido de cierto diámetro,

se basa en las propiedades físicas del líquido y del gas. Una partícula cayendo bajo la

acción de la gravedad, se acelera hasta que la fricción, debido a la colisión con el gas, iguala

al peso de la partícula. Cuando estas dos fuerzas son iguales, la partícula caerá con una

velocidad constante, llamada velocidad de hundimiento.

2.2.4 La viscosidad

Afecta a las velocidades de hundimiento

3.1 Ventajas de los Separadores.

Las ventajas para cada tipo de separadores para un misma condición de operación son:

3.1.1 Ventajas del separador vertical






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• El control de nivel de líquidos no es crítico.

• Manipula grandes cantidades de arena.

• Fácil de limpiar.

• Tiene menor capacidad de oleaje del líquido.

• Menor tendencia a re evaporación de líquido.

3.1.2 Ventajas del separador horizontal

• Exitosamente usado en hidrocarburos líquidos espumosos.

• Mas barato que el separador vertical.

• Más fácil de transportar.

• Más económico y eficiente para procesar grandes volúmenes de gas.

• Diámetro más pequeño para una capacidad dada de gas.

Las especificaciones que cubren los requerimientos mínimos de diseño, fabricación y

prueba de separadores de gas-líquido, están dadas en el API-Specc 12J.

4. SEPARADOR DE LIQUIDO-GAS “PECO”

El separador PECO, es un filtro separador horizontal diseñado para operar en la entrada de

Estación Paita, que emplea un nuevo concepto para la separación de los sólidos y líquidos,

que se hayan mezclados en el flujo de gas. Su principio se explica a continuación.

El Filtro-Separador PECO separa el 99.4% de los sólidos y el total de las partículas mayores o

iguales a u una micra de tamaño, que pueden estar presentes en el flujo de gas.

Sus aplicaciones son muy numerosas y muy especialmente en los sistemas de transporte de

gas, refinerías y plantas petroquímicas, para:






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• Quitar los líquidos y sólidos que puedan ingresar al flujo de gas en el proceso de succión de

los reservorios.

• Quitar los hidrocarburos líquidos libres en las descargas de las estaciones de transporte de

gas para prevenir la contaminación del líquido.

• Prevenir la contaminación quitando los líquidos y sólidos en la entrada de flujo de gas a los

medidores (Puntos de Fiscalización de la Producción).

Los filtros de prueba pueden determinar la cantidad de líquidos libres presentes en cualquier

flujo de gas.

Fuente y tipo de contaminantes

La contaminación de líquidos es causada por los restos de limpiadores de tipo convencional,

separadores inadecuados o extractores de partículas sólidas y aerosol, la presencia de agua

salada libre, hidrocarburos y aminos que contienen los inhibidores de corrosión.

Las partículas solidas son de hierro y compuestos de sílice, también pueden prevenir del

sistema de engrase de válvulas, solventes usados para engrase y otros, dependiendo del tipo

de equipos que se encuentren antes del separador. Los inhibidores químicos basados en

aminas pueden presentarse por los tratamientos de corrosión preventivos que se haya en los

pozos productores.

Efectos de contaminantes en la eficacia del disecante

1.0 Absorción de hidrocarburos que no pueden vaporizarse durante la regeneración y

permanecen en las camas que causan pérdidas de superficie del disecante.

2.0 Hidrocarburos de alto peso molecular que tapan los poros microscópicos de la

superficie del disecante.

3.0 Regeneración repetida de la cama que causa formación de Coke causando

problemas en la superficie de las partículas del disecante.

4.0 Algunos hidrocarburos más ligeros, particularmente como el C4´s, tienden a

polimerizarse debido a una reacción catalizadora con el disecante.






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Las partículas libre se agua chocaran con las partículas del disecante causando una presión

excesiva que no es deseable en el funcionamiento de flujo de gas. Las partículas que

permanecen en la parte superior del flujo de gas pueden dañar el equipo que esta a

continuación. Las partículas de aerosol se evaporaran durante la regeneración de las sales en

los poros microscópicos del disecante.

Las aminas de los inhibidores de corrosión llegan a descomponerse en compuestos de

amoniaco durante el ciclo de regeneración. El amoniaco reacciona químicamente con el

disecante y causa pérdida en su actividad.

El diseño de los filtros PECO proveen la protección de las camas del disecante.

Las partículas sólidas y el aerosol libre en el hidrocarburo van de 3 micras a 15 micras

aproximadamente. Estas partículas y aerosoles no son captados por lo limpiadores de gas de

entrada convencional, separadores o eliminadores, debido a sus limitaciones en la eficacia.

Pruebas en el laboratorio han determinado que los filtros PECO elimina en un 99.5% todas

las partículas solidas y liquidas de 1 micra de tamaño a mas.

El filtro separador extenderá la vida del disecante durante su funcionamiento normal. Así

mismo, en caso de líquidos que estén pegados al tubo debido al desgaste o mal

funcionamiento del limpiador de la entrada de gas, el filtro separador impedirá la destrucción

de la cama antes de que el sistema sea cerrado.

5. Operación y Mantenimiento.

La operación de los separadores instalados en el Gasoducto Paita se realizara en forma

automática, operando para una Presión Máxima de Diseño de 1370 Psig y los flujos máximos

de 15 MMSCF/D

6. Seguridad Operativa.






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Todo el personal involucrado en la operación de los separadores y el drenaje de líquidos

deben estar conscientes de los peligros asociados con el uso de hidrocarburos líquidos,

sólidos y agua contaminada obtenidos en las operaciones de transportes de gas por ductos.

7. Responsabilidad.

Este procedimiento debe ser implementado y complementado por el Superintendente de

Operaciones quien designara al personal para esta actividad.

8. Informes

El operador deberá elaborar el informe correspondiente cada vez que se efectué el drenaje de

líquidos de los separadores.

9. Formularios.

Para documentar las actividades de drenado de líquidos de los separadores se deberá llenar

el siguiente formato.

Formato N° OLY-012 Remoción, almacenamiento y eliminación de contaminantes líquidos.






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CALCULOS

HIDRAULICOS






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CONTENIDO

1. DUCTO DESDE EL MANIFOLD LA CASITA A ESTACIÓN OLYMPIC 3

2. DUCTO DESDE LA ESTACIÓN OLYMPIC HASTA ESTACIÓN PAITA 6

3. DUCTO DESDE LA ESTACIÓN PAITA A ESTACIÓN COMPLEJO PESQUERO 10






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1. DUCTO DESDE EL MANIFOLD LA CASITA A ESTACION OLYMPIC

Simulación Hidráulica del Gasoducto de 4”.

De acuerdo a los parámetros de la Asociación Americana de Gas (AGA)

GASODUCTO LA CASITA-ESTACION OLYMPIC

Datos Generales.

Temperatura Base 60.00 °F

Temperatura del gas en el ducto 88.00 °F

Presion Base 14.7 Psia

Gravedad del gas 0.559 (air: 1.00)

Factor de rugosidad del ducto 735.00 u”

Factor de flujo 92.00%

Gasoducto

Diámetro Nominal 4.000 pulgadas

Diámetro Interno 4.125 pulgadas

Diámetro Externo 4.500 pulgadas

Espesor 0.188 pulgadas

Longitud 3.095 mi (4.98 Km)

Diferencia de cotas entre Manifold La Casita y Estación Olympic 43.75 pies

Calculo de la presión de Salida del Manifold La Casita

Presión de llegada (Psig) a Estación Olympi

Q 1200 1100 1000 900 800 700 600

(MCSF/D) Presión de Salida en (Psig) en el Manifold La Casita

15000 1327 1239 1152 1068 987 910 838

13000 1297 1206 1116 1029 944 863 785

11000 1270 1177 1085 994 906 820 737

9000 1247 1152 1057 964 872 782 695 Manual de Operación y Mantenimiento





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7000 1229 1132 1035 939 844 751 659

5000 1215 1116 1018 920 823 726 631

3000 1205 1106 1007 907 808 710 611

DUCTO DESDE EL MANIFOLD LA CASITA A ESTACION OLYMPIC

Simulación Hidráulica del Gasoducto.


GASODUCTO LA CASITA – ESTACION OLYMPIC

Datos Generales

Temperatura Base: 60°F

Presión Base: 14.7 Psia

Gravedad del Gas: 0.559 (aire=1.00)

Gasoducto:Diámetro Nominal: 4.000 pulgadas

Diámetro Interno: 4.124 pulgadas

Longitud Total: 4.98 Km.

CALCULO DE LA VELOCIDAD DE FLUJO

Longitud Diámetro Presión Flujo Gas Temp. Velocidad

Km Pulg. Psig MMscf/D °F pies/s

1.00 4.124 838.0 15.0 100 35.36

1.50 4.124 814.1 15.0 92 35.87

2.00 4.124 790.2 15.0 87 36.62

2.50 4.124 766.3 15.0 85 37.63

3.00 4.124 742.4 15.0 83 38.70

3.50 4.124 718.5 15.0 82 39.91

4.00 4.124 694.6 15.0 82 41.28

4.50 4.124 670.7 15.0 81 42.68

4.98 4.124 600.0 15.0 81 47.71






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2. DUCTO LA ESTACION OLYMPIC A ESTACION PAITA

Simulación Hidráulica del Gasoducto






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GASODUCTO ESTACION OLYMPIC - ESTACION PAITA

Datos Generales

Temperatura Base: 60.00°F

Temperatura del Gas en el Ducto: 88.00°F

Presión Base 14.7 Psia

Gravedad del Gas: 0.559 (Aire= 1.00)

Factor de Rugosidad del Ducto: 735.00 u”

Factor de Flujo: 92.00 %

Gasoducto

Diámetro Nominal: 6.000 pulgadas


Diámetro Externo: 6.625 pulgadas

Espesor: 0.188 pulgadas

Longitud: 20.51 millas (33 km.)

Diferencia de Cotas entre Estación Olympic y E. Paita 35.75 pies

Calculo de la Presión de Salida en Estación Olympic

Presión de llegada en Psig a Estación Paita

Q 600 550 500 450 400 350

(MMscf/d) Presión de salida en Psig en la Estación Olympic

15000 788 752 717 684 653 624

13000 746 707 669 633 600 568

11000 707 666 626 587 550 515

9000 674 630 587 546 505 467

7000 646 600 554 510 467 425

5000 624 576 528 481 435 390

3000 609 560 510 462 413 365

DUCTO DESDE LA ESTACION OLYMPIC A ESTACION PAITA






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GASODUCTO ESTACION OLYMPIC-ESTACION PAITA

Datos Generales



Gravedad del gas: 0.559 (aire: 1.00)

GasoductoDiámetro Nominal: 6.000 pulgadas


Longitud Total: 33 Km.

CALCULO DE LA VELOCIDAD DEL FLUJOLongitud Diámetro Presión Flujo Gas Temp. Velocidad

Km Pulg Psig MMscf/d °F Pies/s

1.00 6.249 624.0 15.0 80 19.94

2.00 6.249 615.7 15.0 80 20.21

3.00 6.249 607.4 15.0 80 20.49

4.00 6.249 599.1 15.0 80 20.77

5.00 6.249 590.8 15.0 80 21.06

6.00 6.249 582.5 15.0 80 21.36

7.00 6.249 574.2 15.0 80 21.67

8.00 6.249 565.9 15.0 80 21.99

9.00 6.249 557.6 15.0 80 22.32

10.0 6.249 549.3 15.0 80 22.65

11.0 6.249 541.0 15.0 80 23.00

12.0 6.249 532.7 15.0 80 23.36

13.0 6.249 524.4 15.0 80 23.73

14.0 6.249 516.1 15.0 80 24.11

15.0 6.249 507.8 15.0 80 24.51

16.0 6.249 499.5 15.0 80 24.91

17.0 6.249 491.2 15.0 80 25.33

18.0 6.249 482.8 15.0 80 25.77







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19.0 6.249 474.5 15.0 80 26.22

20.0 6.249 466.2 15.0 80 26.69

21.0 6.249 457.9 15.0 80 27.17

22.0 6.249 449.6 15.0 80 27.67

23.0 6.249 441.3 15.0 80 28.19

25.0 6.249 424.7 15.0 80 29.30

26.0 6.249 416.4 15.0 80 29.88

27.0 6.249 408.1 15.0 80 30.49

28.0 6.249 399.8 15.0 80 31.12

29.0 6.249 391.5 15.0 80 31.78

30.0 6.249 383.2 15.0 80 32.47

31.0 6.249 374.9 15.0 80 33.19

32.0 6.249 366.6 15.0 80 33.94

33.0 6.249 350.0 15.0 80 35.55






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3. DUCTO DESDE LA ESTACION PAITA A ESTACION COMPLEJO PESQUERO

Simulación Hidráulica Gasoducto


GASODUCTO ESTACION PAITA – ESTACION COMPLEJO PESQUERO

Datos Generales



Presión Base 14.7 Psia




Gasoducto





Longitud: 0.786 millas (1.26 km.)

Diferencia de Cotas entre Estación E. Paita y E. Complejo Pesquero - 217.1 pies

Calculo de la Presión de Salida en Estación Paita

Presión de llegada en Psig a Estación Complejo Pesquero

Q 350 300 250 200 150 125

(MMscf/d) Presión de salida en Psig en Estación Paita

10500 357 308 259 212 165 142

10000 356 307 258 210 163 141

9000 355 306 257 208 161 138

7000 353 303 254 205 156 132

5000 351 302 252 202 153 128

3000 350 300 250 200 151 126






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DUCTO DESDE LA ESTACION PAITA A ESTACION COMPLEJO PESQUERO



GASODUCTO ESTACION PAITA – ESTACION COMPLEJO PESQUERO

Datos Generales


Presion Base: 14.7 Psia




Longitud Total: 1.26 Km.

CALCULO DE LA VELOCIDAD DEL FLUJO



0.25 6.249 142.0 10.5 80 61.34

0.50 6.249 138.6 10.5 80 62.84

0.75 6.249 135.2 10.5 80 64.43

1.00 6.249 131.8 10.5 80 66.09

1.25 6.249 125.0 10.5 80 69.68






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4. DUCTO DESDE LA ESTACION PAITA A ESTACION TIERRA COLORADA

Simulación Hidráulica Gasoducto


GASODUCTO ESTACION PAITA – ESTACION TIERRA COLORADA

Datos Generales



Presion Base 14.7 Psia




Gasoducto





Longitud: 1.173 millas (2.692 km.)

Diferencia de Cotas entre Estación E. Paita y E. Tierra Colorada -68.6 pies

Calculo de la Presion de Salida en Estación Paita

Presion de llegada en Psig a Estación Tierra Colorada

Q 350 300 250 200 150 125

(MMscf/d) Presión de salida en Psig en Estación Paita

10500 360 312 264 218 173 151

10000 359 311 263 216 171 149

9000 358 309 261 213 167 145

7000 355 306 257 208 161 137

5000 353 303 253 204 156 132

3000 351 301 251 202 152 128






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DUCTO DESDE LA ESTACION PAITA A ESTACION TIERRA COLORADA



GASODUCTO ESTACION PAITA – ESTACION TIERRA COLORADA

Datos Generales






Longitud Total: 2.692 Km (1.173 mi)

CALCULO DE LA VELOCIDAD DEL FLUJO

Longitud Diámetro Presion Flujo Gas Temp. Velocidad


0.25 6.249 142.0 10.5 80 54.9

0.50 6.249 138.6 10.5 80 56.1

0.75 6.249 135.2 10.5 80 57.5

1.00 6.249 131.8 10.5 80 58.9

1.25 6.249 125.0 10.5 80 61.8






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MANTENIMIENTO DEL

GASODUCTO PAITA






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CONTENIDO

1. GENERALIDADES 3

1.1 Concepto de Mantenimiento Industrial 3

1.2 Importancia del Departamento de Mantenimiento 3

1.3 Concepto del Departamento de Mantenimiento 3

1.4 Nivel Jerárquico del Departamento de Mantenimiento 4

1.5 Coordinación mantenimiento-producción 4

2. PLANEAMIENTO 4

2.1 Concepto de Planeamiento 4

2.2 Características del Planeamiento 5

2.3 Tipos de Planeamiento 5

2.3.1 Planeamiento a Largo a Plazo 5

2.3.2 Planeamiento a Corto a Plazo 5

2.3.3 Planeamiento Día a Día 5

2.4 Objetivos de un Departamento de Mantenimiento 5

2.5 Funciones de un Departamento de Mantenimiento 6

3. PROGRAMACION 6

3.1 Importancia 6

3.2 Etapas a cumplir 6

3.3 Consideraciones generales 7

4. TIPOS DE MANTENIMIENTO 7

4.1 Mantenimiento Preventivo (MP) 7






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4.1.1 Tipos de Inspecciones 7

4.1.2 Características del Mantenimiento Preventivo 7

4.1.3 Objetivos 8

4.1.4 Etapas de Diseño de un Programa de Mantenimiento Preventivo 8

4.2 Mantenimiento Correctivo 8

4.2.1Caracteristicas del Mantenimiento Correctivo 8

4.2.2 Concepto de Falla 9

4.3 Mantenimiento Predictivo (MPe) 9

4.3.1 Características del Mantenimiento Predictivo 9

4.4 Mantenimiento Programado (MPR) 9

4.5 Mantenimiento Extraordinario (ME) 9

4.5.1 Características del Mantenimiento Extraordinario 10

4.6 Mantenimiento General (MG) 10

4.7 Operación de Maquinas (OM) 10

1. GENERALIDADES

1.1 Concepto de Mantenimiento Industrial

El mantenimiento industrial representa una función de servicio que se ha dispuesto en la empresa

para lograr a un costo optimo la conservación de la planta física y el funcionamiento eficiente de

las maquinas, equipos, instrumentos e instalaciones de tal manera que se garantice el

cumplimiento de las metas de producción bajo condiciones seguras de operación.

Mantenimiento tiene la gran responsabilidad de influir directamente en los costos de la empresa,

dado que es responsable de disminuir a un nivel razonable, los paros de las maquinas y equipos

durante la producción. Teniendo bajo control los paros, las perdidas por falta de producción, no

afectaran negativamente los costos de la empresa.






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Lo anterior indica claramente que el concepto de mantenimiento abarca aspectos de ingeniería y

de administración.

1.2 Importancia del Departamento de Producción

La importancia del Departamento de Producción se refleja en los siguientes párrafos:

• La mejora de las actividades de mantenimiento y reparación en los países en desarrollo seria

uno de los medios más importantes y efectivos de estimular la industrialización.

• El termino de mantenimiento no debe abarcar únicamente las tareas de reparación ejecutadas

al pie de la maquina y equipos cuando sufren averías sino también en las actividades de

planificación y administración.

• Es necesario que la empresa ponga especial énfasis en las actividades de administración del

mantenimiento y fomentar un espíritu consiente de la necesidad del mantenimiento a todos los

niveles con el fin de obtenerse una reducción de costos generales de producción.

Los problemas de mantenimiento no pueden resolverse concentrando la atención únicamente en

los aspectos técnicos pues todas las soluciones no son necesariamente de ese tipo, sino en otros

aspectos, como la ampliación y mejora de la capacidad de reparación y formación de mano de

obra especializada, lo que llevaría a mejorar y optimizar la gestión de mantenimiento.

1.3 Concepto del Departamento de Mantenimiento

El concepto de la función de mantenimiento se hace posible a través de un departamento de

mantenimiento cuyo personal es el responsable de que esta función sea realizada en la forma

más eficiente posible. Esta situación hace indispensable que dentro de la estructura organizativa

de la empresa se contemple al Departamento de Mantenimiento, para lo cual es necesario tener

en cuenta lo siguiente:

• Concebir el mantenimiento desde la fase de proyección y compra de la maquinaria, equipo o

instrumento.






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• Con la maquina en operación realizar estudios de fallas que se repitan con miras a definir

acciones para reducir su frecuencia.

• El mejoramiento de las condiciones de trabajo en lo concerniente a la planta, herramientas,

equipos de seguridad, etc.

• Capacitación constante del personal de mantenimiento y producción.

1.4 Nivel Jerárquico del Departamento de Mantenimiento

La ubicación o nivel jerárquico del Departamento de Mantenimiento en la empresa dependerá de

la importancia de las decisiones que este autorizado para tomar. Dependiendo del grado de

consulta que requiera el departamento; su posición será alta o baja.

Cualquiera que sea el nivel jerárquico que ocupe el departamento de mantenimiento en la

empresa, es necesario interesarse por la posición que este tenga con respecto al Departamento

de Producción, en este sentido se debe tener presente la importancia de que el departamento de

Mantenimiento, este al mismo nivel jerárquico que el de producción, de modo que se pueda

establecer una relación horizontal entre ambos, que propicie la coordinación de sus actividades,

permitiendo a su vez, que mantenimiento pueda desarrollar sus planes en forma autónoma e

independiente, pero eficazmente coordinada con el Departamento de Producción.

1.5Coordinación Mantenimiento – Producción

Entre el departamento de mantenimiento y el de Producción existe una dependencia mutua, esta se

manifiesta directamente en el equilibrio que debe existir, entre el tiempo que las maquinas y

equipos deben estar funcionando y el tiempo que necesitan Mantenimiento para poder revisar y

reparar las mismas.

Esta situación en su mayoría trae desacuerdos entre estos departamentos, los cuales se pueden

superar por medios de una adecuada y consciente coordinación, que permita tomar las decisiones

que sean más razonables ante un caso dado.






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2. PLANEAMIENTO

2.1 Concepto de Planeamiento

Es un proceso mediante el cual se definen objetivos y se determinan por adelantado, las

actividades y recursos que permitirán lograr dichos objetivos.

2.2 Características del Planeamiento

• Se relaciona con las condiciones de certidumbre o incertidumbre relativa implicando acciones

futuras.

• Es intelectual por naturaleza.

• Contribuye a tener actividades ordenadas y con propósitos.

• Señala la necesidad de cambios futuros.

• Proporciona una base para el control.

• Implica un análisis de los recursos disponibles y necesarios.

2.3 TIPOS DE PLANEAMIENTO

2.3.1 Planeamiento a Largo Plazo

Está vinculado a los niveles gerenciales por que maneja proyectos a largo plazo tanto de

producciones como de ventas.






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Está ligada a los objetivos y políticas generales de la empresa. Las decisiones que se toman

significan proyecciones a cinco o diez años.

2.3.2 Planeamiento a Corto Plazo

Es responsabilidad directa de la dirección del Departamento de Mantenimiento. Las decisiones

que se toman significan proyecciones a un año de plazo.

2.3.3 Planeamiento Día a Día

Es responsabilidad del Jefe de Mantenimiento

Está directamente relacionada con las actividades que se van a realizar en un día determinado.

2.4 OBJETIVOS DE UN DEPARTAMENTO DE MANTENIMIENTO

• Lograr que las maquinas, equipos e instrumentos funcionen eficientemente, minimizando los

paros durante la producción.

• Lograr que las maquinas, equipos e instrumentos funcionen eficientemente, garantizando

condiciones seguras de operación.

• Lograr que las maquinas, equipos e instrumentos alcancen la vida útil establecida por el

fabricante y si es posible aumentarla.

• Lograr la máxima eficiencia en la ejecución de los trabajos asignados.

• Lograr una correcta retroalimentación acerca de los trabajos asignados.

• Lograr que la labor de mantenimiento se realice a un costo óptimo.

• Lograr que los diferentes talleres o secciones encargadas de dar el servicio, cuenten con los

repuestos y materiales necesarios.

• Lograr una clara definición de las responsabilidades y funciones de cada uno de los

trabajadores del departamento.






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• Lograr que los talleres y personal del Departamento de Mantenimiento cuenten con el equipo

de seguridad necesario.

2.5 FUNCIONES DE UN DEPARTAMENTO DE MANTENIMIENTO

• Realizar labores de mantenimiento en las maquinas, equipos e instrumentos de la empresa.

• Corregir las fallas que se presentan en las maquinas, equipos e instrumentos durante su

operación.

• Efectuar modificaciones en las maquinas, equipos e instrumentos de la empresa.

• Efectuar montajes en las nuevas maquinas, equipos e instrumentos de la empresa y

reubicación de la existentes de ser necesario.

• Desarrollar programas de entrenamiento y capacitación del personal del departamento.

• Poner en funcionamiento sistemas para el control de los costos de mantenimiento.

• Realizar estudios para determinar que repuestos se pueden hacer en la planta o talleres de la

empresa o el país.

• Realizar estudios para determinar las cantidades óptimas de repuestos y materiales que se

deben tener en almacén. Llevar datos estadísticos de consumo de cada repuesto.

• Establecer procedimiento administrativos y técnicos para la ejecución de los trabajos

asignados.

3. PROGRAMACION

3.1 IMPORTANCIA

Su importancia radica en el beneficio que tiene para la Jefatura del Departamento de

Mantenimiento, puesto que a través de las técnicas de programación ella puede lograr mayor

eficiencia en la ejecución y control de los trabajos a realizar.






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3.2 Etapas a cumplir

• Determinar los trabajos a realizar

• Determinar cuándo y en cuánto tiempo van a estar disponibles las maquinas, equipos e

instrumentos para la etapa de producción.

• Determinar los posibles repuestos, materiales, herramientas y equipos a necesitar para la etapa

de mantenimiento.

• Estimar la duración de cada uno de los trabajos del programa de mantenimiento.

• Determinar la cantidad y especialización del personal que se va a necesitar en cada trabajo.

• Determinar la cantidad y especialización del personal que se va a necesitar para realizar el

programa de mantenimiento en su totalidad.

3.3 Consideraciones Generales

• La programación debe ser realizada con la intención de que el conjunto de trabajos finalizase lo

más rápido posible.

• Se debe determinar si en el periodo en el cual se van a programar los trabajos, hay días

feriados, personal en vacaciones o incapacitados.

• Se debe establecer un factor de seguridad de modo que situaciones imprevistas no afecten la

finalización del programa.

• El diseño del formato a utilizar para programar los trabajos, debe contribuir al control de los

mismos, concretamente lo referido al señalamiento de los trabajos terminados y diferencias en

el inicio o finalización de estos.

4. TIPOS DE MANTENIMIENTO

4.1 Mantenimiento Preventivo (MP)






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Es un tipo de mantenimiento basado en la ejecución de inspecciones periódicas, a las maquinas,

equipos, instrumentos e instalaciones en forma planificada, programada y controlada, con el

objetivo de detectar desgastes conducentes a fallas y corregirlos.

4.1.1 Tipos de Inspecciones

• Con maquina parada: son aquellas inspecciones que tienen que ver con desarme del

componente a revisar.

• Con maquina en marcha: son aquellas inspecciones que tienen que ver con la medición de los

parámetros de funcionamiento.

4.1.2 Características del Mantenimiento Preventivo

Este tipo de mantenimiento es implantado por medio de un programa de Mantenimiento

Preventivo (PMP).

Como lo establece el Mantenimiento Preventivo necesita de su funcionamiento de una adecuada

organización, ya que se involucra acciones antes y después de efectuar una inspección.

La implantación del Mantenimiento Preventivo varía de acuerdo al tipo de empresa, especialmente

los aspectos referidos a la disponibilidad que pueda tener mantenimiento para las inspecciones

con maquina parada y a las posibilidades económicas de la empresa.

Un programa de Mantenimiento Preventivo especialmente en su primera etapa requiere de un

seguimiento detallado, para verificar que lo realizado se esté efectuando según lo planeado.

4.1.3 Objetivos

• Minimizar los paros por fallas de los equipos durante la producción.

• Lograr que los activos de la empresa no sufran deterioro excesivo o prematuro.

• Aumentar la vida útil de los activos.






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• Lograr que las maquinas funcionen eficientemente garantizando condiciones seguras de

operación.

• Servir como un medio para optimizar los costos de mantenimiento.

4.1.4 Etapas de Diseño de un Programa de Mantenimiento Preventivo

• Seleccionar las maquinas que formaran parte del programa de mantenimiento preventivo.

• Valorar el grado de deterioro de las maquinas.

• Estudio técnico de las maquinas.

• Formación del archivo técnico.

• Codificación de las maquinas.

• Dividir las maquinas en partes.

• Dividir las partes de maquina en sub partes.

• Elaborar el Manual de Mantenimiento Preventivo.

• Determinar los repuestos requeridos para ejecutar el programa de mantenimiento preventivo.

• Elaboración del cronograma de ejecución del programa de mantenimiento preventivo.

• Organizar la ejecución de las inspecciones.

• Definir las estrategias de motivación.

• Calcular el costo total del programa de mantenimiento preventivo.

• Actualización final del programa de mantenimiento preventivo.

4.2 Mantenimiento Correctivo (MC)

Es un tipo de mantenimiento que consiste en la localización y solución inmediata, de fallas

ocurridas en las maquinas que normalmente se presenta durante los periodos de producción.

4.2.1 Características del Mantenimiento Correctivo






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• Se presenta durante los periodos de producción.

• Se trabaja a partir de fallas.

• Se debe realizar lo más rápidamente posible de tal manera que la maquina este el menor

tiempo | parada.

• El personal debe estar preparado para pensar y actuar rápidamente pero con calma y

seguridad necesaria para localizar la falla con el menor número de pasos. Es necesario que el

personal este lo suficientemente capacitado en lo referente al conocimiento del funcionamiento de

las maquinas y equipos.

• El jefe de Mantenimiento y su personal supervisor deben atacar el programa analizando la falla

y las alternativas de solución y no lanzarse a resolver la falla llevando en la mente solo la presión

propia del problema.

• Se debe tener repuestos y materiales cerca de la zona productiva y no en el almacén general

especialmente cuando este quede distante.

4.2.2 Concepto de Falla.

Una falla es un desgaste o desajuste imprevisto, que le impide a la maquina seguir funcionando

eficientemente.

4.3 Mantenimiento Predictivo (MPE)

Es un tipo de mantenimiento basado en la medición periódica de la condición de la maquina

mientras opera, utilizando instrumentos y técnicas especializadas, con el objetivo de detectar

desgastes conducentes a fallas y corregirlos.

4.3.1 Características del Mantenimiento Predictivo

• Se debe tratar como si fuera un mantenimiento preventivo, con un programa aparte que implica

planificación, programación y control.






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• Para su implementación se debe establecer las verificaciones o mediciones que se requieren

realizar para determinar los tipos de instrumentos que se deben establecer.

• En este tipo de mantenimiento se pueden utilizar: Vibrómetros, analizadores de vibración,

ultrasonido, rayos X, magnaflux, líquidos penetrantes, etc.

• El personal debe ser especializado en este tipo de mantenimiento porque deberá sabe

interpretar los resultados y relacionarlos con el componente inspeccionado.

• Se debe capacitar permanentemente al personal que desarrolla este tipo de mantenimiento.

4.4 Mantenimiento Programado (MPR)

Es un tipo de mantenimiento el cual se basa en la ejecución de trabajos planificados o

preestablecidos que no pertenecen a un programa de mantenimiento preventivo, como:

• Trabajos producto de una inspección de mantenimiento preventivo.

• Modificaciones a los equipos.

• Reparaciones en general.

• Programas de trabajo semanales o aprovechando algún paro de producción.

4.5 Mantenimiento Extraordinario

Es el tipo de mantenimiento relacionado con la ejecución de trabajos esporádicos, cuya

importancia y costo notable, hacen que sea necesario separarlos de los trabajos normales

realizados por el departamento de mantenimiento.

4.5.1 Características del Mantenimiento Extraordinario

• Los trabajos de este tipo requieren planificación y programación.






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• La realización de estos trabajos demandaran al departamento de mantenimiento una gran

atención que pueden implicar una reorganización temporal del porque demanda de un

análisis para buscar la forma de no descuidar otras labores.

• Generan un gasto elevado que generalmente altera el presupuesto de Mantenimiento y su

funcionamiento normal, se considera dentro de este tipo de mantenimiento :

- Los montajes

- Las modificaciones importantes

- Los trabajos de gran dimensión (overhaul)

4.6 Mantenimiento General (MG)

Es un tipo de mantenimiento que involucra la ejecución de trabajos tales como limpieza,

eliminación de desechos, pintura, mantenimiento de jardines, trabajos de albañilería y plomería.

4.7 Operación de Maquinas (OM)

La operación de maquinas se puede considerar un tipo de mantenimiento, dado que los

funcionarios que ejecutan los trabajos de operación pertenecen al departamento de

mantenimiento.

Este tipo de mantenimiento abarca todo lo relacionado con la operación de las maquinas que

estén instaladas en las salas de control.






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MANTENIMIENTO GENERAL

CONTENIDO

1. MANTENIMIENTO DEL DUCTO 3

1.1 Patrullaje 3

2. PROCEDIMIENTO DE REPARACION DE FUGA DE GAS 4

2.1 Generalidades 4

2.2 Reparación de Emergencia 4

2.3 Reparaciones Permanentes 5

3. MANTENIMIENTO DEL AREA DE SERVIDUMBRE 9






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4. MANTENIMIENTO DE VEHICULOS 10

5. EQUIPO DE MANTENIMIENTO 10

6. MANTENIMIENTO DE ESTACIONES 10

6.1 Mantenimiento de Maquinarias 11

6.2 Mantenimiento de Tuberías y Válvulas 11

6.3 Mantenimiento a Tanques de Almacenamiento de Combustible 12

6.4 Limpieza y Orden 12

7. PROCEDIMIENTO DE LLAMADA DE EMERGENCIA 12

7.1 Fuga de Gas o Incendio en la Estación Olympic o Manifold Casita 12

7.2 Fuga de Gas o Incendio en Estación Paita 13

7.3 Incendio en Tanque de Combustible 14

7.4 Fuga de Gas en el Ducto del Gasoducto 14

8. MANTENIMIENTO DE SISTEMAS SANITARIO 15

8.1 Tanque Séptico 15

9. SISTEMA DE MANTENIMIENTO DEL AGUA POTABLE 16

9.1 Procedimientos Específicos 16






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10. SEGURIDAD 16

10.1 Algunas Causas Directas de Accidentes 17

10.2 Algunas Causas Básicas de Accidente 18

10.3 Practicas de Seguridad 19

10.4 Sulfuro de Hidrogeno – Un Veneno Paralizante 20

1. MANTENIMIENTO DEL DUCTO

El mantenimiento de los ductos figura entre los servicios más importantes de Olympic. El valor del

equipo de mantenimiento radica en mantener operando los ductos con la máxima eficiencia y a un

mínimo costo de mantenimiento con mínima pérdida de tiempo de operaciones como sea posible.

1.1 Patrullaje

Es de vital importancia el patrullaje rutinario y de la inspección del gasoducto y de sus

instalaciones. El procedimiento de patrulla es el siguiente

a) Cada semana el gasoducto será patrullado en una unidad móvil o caminando sobre el

área de servidumbre, se realizara patrullajes aéreos en casos extremos como en

épocas de lluvias fuertes.

b) La persona o personas que patrullan revisaran el área del derecho de vía para observar

señales de escapes de gas o erosión y salvo que sean muy grandes, repararan el lugar

erosionado de manera de evitar la posibilidad de socavaciones serias que podrían

causar roturas del ducto.

c) Comprueba la cantidad de arbustos o vegetación en el área de servidumbre e informa la

condición general al Superintendente de Mantenimiento. Esto es importante ya que el

área de servidumbre debe estar en perfectas condiciones, para que permita en

cualquier instante que el equipo de mantenimiento pueda trasladarse por ella para

reparar fugas o erosiones mayores.

d) Verifica las Estaciones de toma de potencial del sistema de protección catódica, para

asegurarse que todos estén intactos y en buen estado. Reporta cualquier daño al

Superintendente de Mantenimiento de manera que pueda repararse.






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e) Verifica las señales de postes kilométricos y mantiene un registro de aquellos que

necesitan reparación.

f) Inspecciona cada válvula de paso y otros, para hallar escapes de gas o daños y

registrar la condición de cada una. Lubrica las piezas que requieran lubricación.

g) Todas las válvulas de la tubería principal deben abrirse y cerrarse cada 3 meses para

asegurar que estén en buen estado de funcionamiento. Esto debe hacerse únicamente

cuando no está funcionando el gasoducto se requiere que el Superintendente de

Operaciones coordine estas comprobaciones de operación de válvulas del Sistema de

Recolección, ducto principal y extensiones, con las Estaciones del Gasoducto las

operaciones de campo involucradas.

h) Revisa las áreas de dunas y desplazamientos de arena por fuerzas eólicas para ver si el

gasoducto no ha sido descubierto o si el lomo del eje del ducto ha sido erosionado.

i) Investiga e informa sobre cualquier construcción operación externa, que se realice en o

cerca del área de servidumbre del gasoducto.

2. PROCEDIMIENTO DE REPARACIÓN DE FUGAS DE GAS

2.1 Generalidades

Los informes de escapes de gas se pueden recibir de personas que no pertenecen a

Olympic; es probable que el escape que noten sea el resultado de obras no autorizadas o

de un accidente y por lo tanto sea de un tamaño considerable. Por este motivo se requiere

medidas prontas toda vez que se reporte un escape. Todos los escapes que reportan

deben tratarse como una emergencia y debe usarse el procedimiento de llamada en caso

de emergencia y activarse el “Plan de Contingencias”. Por lo que es muy importante el

entrenamiento a equipos de mantenimiento del gasoducto y al personal de cualquier

contratista. Cada hombre debe saber lo que va hacer en una emergencia ya que puede

estar trabajando a muchos kilómetros del Superintendente de Mantenimiento y su único

contacto será mediante radio o teléfono.

2.2 Reparación de Emergencia.






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a) El Superintendente de Operaciones, al ser notificado de un escape de gas en su zona

de operaciones, despachara inmediatamente un Supervisor de Seguridad en un

vehículo equipado hacia la ubicación del escape. Cuando el supervisor llega a la

ubicación del escape, debe advertir a los habitantes de la zona (si los hubiera) que

podrían ser afectados, luego bloquear los caminos y así, posiblemente, evitar

incendios y dar por radio la mayor información posible con respecto al tamaño del

escape de gas, ubicación de exacta, daños, equipos de reparación requerido, etc. El

Supervisor permanecerá en la ubicación del escape hasta su solución o hasta la

llegada del personal de apoyo.

b) El Superintendente de Operaciones, inmediatamente de se pondrá en contacto con el

Superintendente de Mantenimiento reunirá su personal y sus equipos de Mantenimiento

y hará que se reúnan en su sede. Allí prepararan y cargaran el equipo necesario y

adicionalmente el de emergencia y partirán para la ubicación del escape

c) El operador dispondrá del cierre de las válvulas necesarias del gasoducto que aíslen el

escape y cierren el ducto.

d) En el lugar del daño a la tubería, a la llegada del equipo de mantenimiento, el supervisor

ordenara el equipo el levantamiento de un cerco para un área restringida contra

incendios y para mantener segura la fuga del gas, dentro de un área de posible

control. Debido a que el gas es menos denso que el aire, este se elevara. Sin

embargo este cerco confinara en área de mayor riesgo.

e) Se puede considerar el levantamiento de una cerca provisional de área mayor para

mantener fuera a los residentes locales. De no existir adecuado viento para dispersión

del gas, se podrá ubicar un compresor de aire a una distancia segura y ponerse en

marcha de tal manera que se pueda bombear aire en forma vertical y hacia arriba

para dispersar el gas y ayudar a su rápido ascenso.

f) Tan pronto como se haya reducido el nivel de escape de gas en la zona, el supervisor,

vistiendo vadeadores de cadera de neopreno, vestido de caucho y mascara de

respiración de aire intentara determinar la naturaleza del escape y la forma y

tamaño del hueco. Es muy importante obtener esta información en este momento ya

que se determinara la naturaleza de la reparación permanente. Por ejemplo si la

tubería está fuertemente mellada, tal como por ejemplo cuando se debe al diente

de un balde o al borde de una hoja de tractor que perfora le gasoducto, entonces los






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chanchos raspadores se quedaran trabados en la retención y por tanto es

necesario cuando se efectúe la reparación permanente, sacar esta sección del tubo.

En cambio si fuera un corte o una grieta limpia sin abolladura o distorsión del

diámetro, entonces se podrá colocar inicialmente una grampa (abrazadera de sello

hermético de alta presión) y posteriormente será necesario sacar una porción del tubo

y la reparación permanente se puede hacer utilizando una tubería a soldar, que se

puede instalar tan pronto como la zona quede segura para trabajar. El

procedimiento de reparación y desplazamiento del gas interno están en los

procedimientos específicos.

g) Se tomara la decisión si se hará una reparación provisional de emergencia o una

reparación permanente. Normalmente resulta una reparación provisional y el equipo de

mantenimiento del gasoducto, vistiendo ropa protectora y mascaras de respiración

de aire, instalara y atornillara la grampa o grampas.

h) Luego de esta reparación, la válvula del gasoducto entre la estación corriente arriba y el

escape, puede abrirse lentamente y ponerse en marcha la estación y probarse la

presión de las grampas contra el escape. Si las grampas no tienen escape, se

puede abrir la válvula de la tubería principal corriente abajo del escape y puede

proseguir el transporte de gas.

i) Seguidamente se limpiara el área de la fuga. El equipo excavara toda la tierra

contaminada y lo reemplazara con suelo limpio, si estuviera disponible y rellenara la

zanja de la tubería a su condición original de diseño y operación.

j) Desde este momento la condición crítica de la emergencia está concluida y se debe

planear cuidadosamente los pasos que deben tomarse para reparar la tubería en

alguna fecha futura y debe informarse a aquellos que son responsables del trabajo

acerca del programa permanente de reparación y el calendario de las mismas. Las

recomendaciones de estas reparaciones deben evaluarse y considerarse en las

futuras reparaciones.

2.3 Reparaciones Permanentes.

a) Frecuentemente antes que se haga una reparación permanente, se ha hecho una

reparación de emergencia y se debe haber emitido un informe de reparación y/o fuga






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de gas. En base a esto, el Superintendente de Mantenimiento puede decidir el tipo

de equipo, material de reparación y el número de personas que se necesitan para

la reparación permanente y deberá coordinar con el Superintendente de Operaciones

para que se cierre la línea o se regule el caudal durante el tiempo que se requiere

para efectuar la reparación.

b) El Superintendente de Mantenimiento se pondrá en contacto con el Supervisor de

Mantenimiento y hará que se reúna el equipo necesario en su sede. El supervisor

asegurara que el personal, equipo y material de reparaciones apropiado se cargado en

los vehículos.

c) El Supervisor de Mantenimiento informara entonces al Operador en que tiempo estará

en el lugar del trabajo, de manera que este pueda informar al personal de la estación

para que estén alertas para cerrar o retardar el transporte de gas como sea

requerido.

d) A su llegada al lugar de la reparación, el Supervisor de Mantenimiento hará que el

equipo descubra el gasoducto y excave una zanja del tamaño requerido, dependiendo

si la reparación es un trabajo sencillo de grampa, o de soldado de parche, o un

reemplazo de una sección del tubo. El equipo también descubrirá la tubería según se

requiera. De requerirse se desplazara gas inerte (Nitrógeno) en el tramo afectado, con

el fin de poner en condición más segura el ducto. Su procedimiento esta descrito

en el capítulo correspondiente.

e) Tan pronto como se haya excavado la zanja u se haya descubierto la tubería, deben

hacerse pruebas para detectar gas combustible y gas venenoso con equipos

indicadores. Si el indicador de gas combustible muestra que las condiciones que las

condiciones están seguras para proceder a soldar, se debe bajar una antorcha

encendida de soldar dentro del hueco de campana antes que entre el soldador. La

zanja (tipo hueco de campana) debe estar libre de humedad para evitar la posibilidad

de un shock eléctrico debido a cables de soldar deteriorados. También se probara

al hueco de campana para H₂S con el detector de H₂S y será declarado como

condición de área segura antes que comience el proceso de soldadura.

f) Si el trabajo solo consiste en soldar la grampa o parche a la tubería, se notifica al

operador que disminuya la presión en el punto de soldadura en un valor igual a la que

haya determinado el Superintendente de Operaciones. A esta presión se tendrá un bajo






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caudal el cual será lo suficientemente bajo como para mantener baja la presión y

también pasar suficiente gas por le punto de soldadura como para llevarse y disipar el

calor. No se permitirá ninguna soldadura longitudinal. Se harán grampas y parches con

envolturas de manga completa.

g) La condición del tubo determinara el calor de soldadura y la penetración que se puede

hacer. Siempre resulta deseable que el soldador compruebe al calor haciendo una

soldadura de prueba en una pieza de tubo de muestra del mismo grosor y clasificación y

determinar así, la profundidad de penetración del arco requerido. Debe utilizarse la

varilla de soldar del tamaño más pequeño que sea practicable para hacer la primera

soldadura en una tubería cargada. El motivo para esto es que el uso de una varilla

mayor a la primera soldadura requeriría un amperaje mayor, mientras que después (si

se usa una varilla más pequeña) el soldador puede accidentalmente olvidarse de

reajustar la máquina para una amperaje más bajo. Esto podría causar una quemazón

del tubo que produciría un incendio serio. Para la primera soldadura, debe ajustarse la

máquina de soldar a una posición de amperaje de calor mediano.

h) El soldador verificara el calentamiento de la tubería continuamente durante las

operaciones de soldadura para asegurarse que el calor no se está volviendo excesivo.

Esto se hace mediante la colocación de la mano del soldador lejos del soldado en el

lado de corriente abajo. Si el tubo esta tibio, sabe que el gas esta fluyendo y que las

condiciones son satisfactorias. Sin embargo, si el tubo se recalienta en ese punto, debe

detener la soldadura y determinar la causa. En todas las operaciones anteriores, no

debe soldar a menos que haya suficiente flujo de gas a baja presión a través del

gasoducto como para que no se eleve el calor en forma excesiva. El elevar o bajar el

caudal del gasoducto durante dicha labor de reparación es la responsabilidad del

Supervisor de Mantenimiento en el lugar, quien mantendrá informado al operador

acerca de cualquier cambio que se necesita en el caudal del transporte de gas.

i) Después que el soldador haya completado el soldado de la envoltura de reparación a la

tubería, el equipo de mantenimiento limpiara el área soldada y sacara el revestimiento

de uno a dos pies a cada lado de la envoltura y volverán a revestir la tubería.

j) El Supervisor de Mantenimiento comprobara el trabajo de revestimiento para asegurar

que ha sido debidamente aplicado y el equipo de mantenimiento cubrirá entonces el

tubo y quedara completado la reparación de este tipo.






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k) Si el trabajo de reparación permanente consiste en la inserción de una nueva sección

de tubo de gasoducto, el procedimiento para la reparación es más complicado y

requiere considerablemente más planeamiento en el lugar de la obra.

l) Las reparaciones permanentes que requieren la inserción de una nueva tubería se

realizan empleando los equipos taponadores “Stopple” (T.D Williamson o equivalente)

para aislar la zona dañada. Esta máquina, sus accesorios asociados y las bridas y las

válvulas complementarias permiten la instalación de tapones a ambos lados del tubo

dañado, reduciendo el volumen de gas a manejar luego que la línea ha sido abierto.

Además, en la eventualidad de que se prevea un largo tiempo de reparación, debiendo

continuarse las operaciones del gasoducto, el uso de los tapones “Stopple” permite la

instalación de un bypass con una interrupción mínima de las operaciones de transporte

de gas. El siguiente procedimiento presume que se instalara la línea de bypass.

• El ducto es descubierto y toda el área revisada siguiendo los procedimientos indicados

en los párrafos de la “a” a la “e”.

• El Supervisor de Mantenimiento determinara la sección de Tuberia a ser reemplazada y

dirigirá el ensamble de la adecuada línea de by- pass.

• El caudal se baja al mínimo posible y las monturas para Stopple, con su brida “lock-o-

ring” se sueltan en ambos extremos de la sección a aislarse y reemplazarse.

• Luego los accesorios indicados para el by-pass se sueldan sobre la parte no dañada de

la tubería, 30 cm detrás de cada brida lock-o-ring.

• En la parte dañada de la línea, a unos 15 cm de cada montura Stopple, se suelda un

accesorio de dos pulgadas con válvula incluida, para purga e igualación de presión.

• En cada montura Stopple y accesorio de by-pass se instala una válvula sándwich para

perforación del gasoducto.

• Se monta la máquina perforadora en cada válvula sándwich y se ejecutan las

correspondientes perforaciones en el gasoducto. Después de la ejecución de cada

agujero se retrae la máquina perforadora y se cierran las válvulas sándwich para

permitir posteriormente el pase del gas a través de la línea del by-pass.






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• Se instala la línea by-pass en los accesorios correspondientes y se abren las válvulas

sándwich para permitir el pase del gas a través del by-pass.

• Se instala la maquina Stopple en la montura corriente arriba. La maquina consiste en un

cilindro hidráulico, un alojamiento para la cabeza de cierre y la cabeza de cierre o

taponamiento. Se baja el tapón hasta la posición de cierre. Se instala la otra máquina

Stopple en la montura corriente abajo y se baja también el tapón a la posición de cierre.

El sector dañado de la tubería queda así aislado.

• Tan pronto como el ducto se haya purgado al máximo posible, el equipo de

mantenimiento instalara un cable a tierra de enlace a través de la sección dañada, para

prevenir la posibilidad de una chispa provocada por algún potencial creado por corriente

de protección catódica, corrientes erráticas o electricidad estática. Luego el equipo de

mantenimiento, usando la sierra “Watch” o semejante cortara la sección dañada de la

tubería. Cada vez que se corte la tubería debe estarse atento a la posibilidad de que el

ducto este en tensión y salte bruscamente al seccionarse, hiriendo el personal que no

esté alerta.

• Luego de quitada la sección dañada, se disipara todo el gas que quede en la tubería y

se drenara el agua que haya caído en la excavación y se reemplazara la tierra

impregnada con agua sucia por arena seca. Se colocara un ventilador impulsado por

aire en la excavación y tubería abierta, y se ventilara el área durante media hora. Se

investigara la presencia de mezclas gaseosas combustibles o de H2S y antes de

proseguir con el trabajo se declara el área segura.

• La nueva sección de reemplazo se bajara a la zanja y se alineara con los extremos

cortados de la tubería y se soldaran.

• Luego que la nueva sección este en su lugar, se igualan presiones conectando la línea

de purga de 2”φ al alojamiento del “Stopple”.

• Quitar los tapones “Stopple”, retirar las maquinas, instalar los tapones “lock-o ring” en

las bridas de las monturas soldadas, retirar las válvulas sándwich y colocar en su lugar

una brida ciega. Retirar y tapar el accesorio de igualación de presiones.

• Se cerraran las válvulas sándwich en los accesorios del by-pass, se retira la tubería, se

instalaran tapones “lock-o-ring” y se recuperaran las válvulas sándwich. Instalar bridas

en los accesorios del by-pass. Manual de Operación y Mantenimiento





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• Las monturas y accesorios del Stopple, by-pass y línea de igualación quedaran

soldadas a la línea. La reparación en este punto estará completa. El equipo de

mantenimiento revestirá la tubería, limpiara el área de la fuga, nivelara el área de

servidumbre a su anterior configuración, quitara toda cerca temporal; y en general,

restaurara el área a sus condiciones primitivas.

• El Supervisor de Mantenimiento notificara al Operador que el gaseoducto esta reparado

y ya puede reanudar el transporte de gas en forma normal.

• En caso de no ser necesario el by-pass, seguir todo el procedimiento anterior omitiendo

la parte que corresponde a la instalación de la línea de by-pass.

3. MANTENIMIENTO DEL ÁREA DE SERVIDUMBRE.

Un programa de mantenimiento de la carretera en el área de servidumbre es necesario

para que se tenga un adecuado patrullaje del gasoducto ya sea caminando, en unidad

móvil o volando a lo largo del gasoducto.

a) Se debe efectuar una inspección completa de la carretera cada 6 meses y deben

anotarse todas las erosiones o cortes a través de la pista en lo que respecta a tamaño.

Debe hacerse un estimado de las horas/hombre requeridas para restaurarla

debidamente a su estado anterior.

b) Se debe investigar cualquier construcción extraña o cerca al área de servidumbre del

gasoducto, y si esta construcción violase de cualquier manera el área de servidumbre,

el inspector debe investigar, tan pronto como sea posible, cuando tendrá lugar esa

construcción, en qué consiste, de manera que Olympic S.A, tenga un inspector presente

al momento de la construcción, para asegurarse que no sea dañada la tubería.

c) Se hará un informe de estas condiciones al Superintendente de Operaciones y debe

planearse un programa para el trabajo de mantenimiento. Debe ponerse en estado

utilizable el área de servidumbre y la pista lo antes posible.

4. MANTENIMIENTO DE VEHÍCULOS.






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La capacidad de los equipos de reparaciones de emergencia, reparaciones permanentes,

mantenimiento del área de servidumbre y la vía de acceso del gasoducto depende, en gran

medida, del estado de los vehículos a utilizarse.

a) El Superintendente de Mantenimiento es responsable de ver que todos los vehículos

bajo su responsabilidad estén en buen estado de funcionamiento, debe planearse un

programa de reparación y mantenimiento vehicular sobre una base anual. El reemplazo

de cualquier vehículo debe formar parte del presupuesto anual de mantenimiento.

b) El operador o chofer del vehículo de mantenimiento es responsable de reportar a su

Supervisor todas las reparaciones necesarias, de manera que pueda mantenerse al

vehículo en buen estado de funcionamiento.

c) El Superintendente de Mantenimiento deberá realizar un programa de mantenimiento de

todas las unidades móviles a su cargo de tal manera que los vehículos siempre estén en

buen estado de funcionamiento y listos para hacer frente a todos los requerimientos de

los mantenimientos programados o de emergencia.

5. EQUIPO DE MANTENIMIENTO.

El Superintendente de Mantenimiento, en coordinación con el Superintendente de

Operaciones, debe elaborar programas de mantenimientos e inspecciones periódicas de

todo el equipo de mantenimiento del gasoducto asegurándose que siempre estén en buen

estado de funcionamiento para hacer frente a cualquier requerimiento de mantenimiento,

programados o de emergencia. El buen ordenamiento y limpieza es una responsabilidad

de todo el personal de la empresa; debe reconocerse que el equipo en mal estado es un

riesgo de seguridad para todo el personal que debe utilizarlo en la ejecución de sus tareas

de rutina.

6. MANTENIMIENTO DE ESTACIONES.

El mantenimiento constante de los equipos juega el papel más importante en la eliminación

de las paralizaciones y reparaciones costosas.

El mantenimiento de las Estaciones se puede clasificar en:






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a) Mantenimiento programado de toda la maquinaria y equipo auxiliar.

b) Mantenimiento programado de todas las válvulas, instrumentación y actuadores de

motores y tubería que han sido instaladas dentro del área de la Estación.

c) El orden y limpieza dentro de la Estación, incluyendo cercas, almacenes, talleres y

edificios auxiliares.

d) El ordenamiento de un almacén donde la tubería y los materiales se guarden

ordenadamente y se registren con precisión las existencias.

El Superintendente de Operaciones y su personal son responsables por todo lo que

suceda. Ya sea que el trabajo de mantenimiento lo haga personal de Olympic o terceros,

dentro de la propiedad de la Estación por cualquier motivo que sea. El Superintendente

siempre estará completamente a cargo del área y responderá al Gerente de la seguridad

del trabajo realizado y de la emisión de “Permisos de Trabajo en Caliente”

Las reparaciones menores de la maquina y del equipo auxiliar que ejecuta el personal de la

estación incluirán la lubricación de válvulas, reemplazo de empaquetaduras y reparaciones

de equipo auxiliar, tales como la reparación o reemplazo de válvulas , inspección del

separador, medidores y el mantenimiento de rutina e inspección de toda la instrumentación

cuando sean instaladas.

El personal de la Estación debe ser capaz de realizar sus obligaciones normales de la

Estación, además de su trabajo de reparaciones menores, pero es deseable efectuar la

mayoría de las reparaciones durante el día, cuando pueda disponerse de personal

adicional en la Estación.

Es importante que los instrumentistas muestren todas las fallas que surjan en la Estación,

por este motivo deben completarse “Informes de Problemas “, cuando surjan, de manera

que puedan aplicarse los procedimientos correctos de mantenimiento. La información

suministrada por el sistema SCADA será una buena herramienta de trabajo para el logro

de este fin.

6.1 Mantenimiento de Maquinarias.






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Para realizar el mantenimiento a los equipos del gaseoducto se debe recurrir a las

instrucciones específicas del Manual del Mantenimiento de cada equipo. Lo siguiente es

únicamente una guía general y se dan más en detalle en los correspondientes

procedimientos descritos en este manual.

Cuando la maquinaria está funcionando deben verificarse cada hora las siguientes cosas y

reportarse cualquier irregularidad (el sistema SCADA registrara la información en tiempo

real).

a) Los filtros se deben limpiar tan frecuentemente como sea necesario.

b) Observar las presiones de succión y de descarga en los manómetros de llegada y salida

de las estaciones y llevar un control de ellas.

c) Todos los manómetros deben calibrarse con una balanza de peso muerto cada 60 días.

6.2 Mantenimiento de Tubería y Válvulas.

a) Las válvulas de bola lubricadas deben mantenerse llenas de lubricante en todo

momento.

b) Las válvulas de bola ajustables no lubricadas deben mantenerse ajustadas de manera

que no tengan escapes, ya que esos tenderán a recortar el asiento y causar escapes

permanentes..

c) Las válvulas de alivio deben probarse periódicamente y calibrarse a las presiones

correspondientes.

d) La tubería aérea deberá ser pintada cada 2 años y reparada cada vez que se observe

daño a su protección.

6.3 Mantenimiento a Tanques de Almacenamiento de Combustible.

a) No debe permitirse que se acumule suciedad y tierra en el fondo de los tanques ya que

esto causara una oxidación seria de la plancha del fondo del tanque.

b) No debe permitirse que trapos grasosos queden alrededor de la boca de muestreo,

llenado y /o descarga de los tanques ya que esto es un serio peligro de incendio.






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c) Se debe inspeccionar periódicamente el estado de los tanques y si esta en mal estado,

deberá ser eliminado o cambiarse por otro en buenas condiciones.

d) El área estanca debe conservarse limpios.

e) Se debe inspeccionar periódicamente la pintura del tanque y si se está descascarando

debe limpiarse y volverse a pintar.

6.4 Limpieza y Orden.

Debe ser motivo de orgullo para cada empleado mantener limpia las instalaciones y todos

los equipos e instrumentos de la estación.

El operador será responsable de lo siguiente:

a) Reparar las pequeñas fugas o filtraciones en la tubería y empaquetaduras de la estación

que puedan originar riesgo de incendio o explosión y causar una apariencia

desordenada o pintura descolorida.

b) Evitar colocar trapos u otros materiales inflamables alrededor de pequeños fugas en las

tuberías o instrumentos de control ya que ofrece una apariencia muy desordenada

además de ser un peligro potencial de incendio.

c) No se debe permitir que los empleados guarden en sus armarios ropa grasosa de

trabajo ni trapos grasosos o empapados de pintura, ya que estas dos cosas pueden

causar combustión espontanea cuando son confinados en un espacio cerrado.

d) Deben existir en cada estación recipientes metálicos para desechos domésticos,

desechos industriales peligrosa (trapos usados, etc.) y botarse todos los días.

7. PROCEDIMIENTO DE LLAMADA DE EMERGENCIA.

7.1 Fuga de Gas o Incendio en Estación Olympic o Manifold La Casita






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Si se produce una fuga en los sistemas de tuberías y accesorios de gas en la estación, o

en el gasoducto dentro de los terrenos de la estación, comenzara a funcionar

inmediatamente el siguiente procedimiento de emergencia:

a) El operador o custodio apretara inmediatamente el pulsador de paralización de

emergencia ubicado en la sala de control.

b) No importando cual sea el motivo de la emergencia, el operador o custodio verificara

que todas las válvulas estén en posición cerrada aislando el escape o incendio.

c) El personal presente tomara entonces cualquier equipo disponible de combate

contraincendios de sustancias químicas secas y lo extinguirá si fuera posible.

d) El operador o custodio debe asegurar que se haya puesto en OFF todos los

interruptores eléctricos y que se haya sacado del área cualquier material combustible

ubicados cerca del incendio, tales como madera, trapos, etc. Para aislar el incendio en

la medida de lo posible.

e) El operador o custodio llamara inmediatamente al Superintendente de Operaciones

informándole de la paralización, y si la emergencia es un incendio o fuga de gas.

f) El supervisor notificara entonces a todas las estaciones de la situación y les avisara si

deben paralizar, hasta que haya concluido la emergencia y se haya reparado la fuga, o

se haya apagado el incendio.

g) Las estaciones corriente arriba (si es que los hubiera) de la fuga deben recibir órdenes

de parar. Las estaciones corrientes abajo deben seguir transportando el gas para

evacuar la tubería en la vecindad del escape en la medida posible.

7.2 Fuga de gas o incendio en Estación Paita.

Si ocurre una fuga o incendio en el gasoducto dentro del terreno de la Estación Paita, debe

entrar inmediatamente en efecto el siguiente procedimiento de emergencia:






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a) El Supervisor de Operaciones, si está presente en la estación, o el operador, llamara

inmediatamente al Superintendente de Operaciones, informándoles del acontecimiento

y el tipo de emergencia; incendio o fuga de gas.

b) El operador que esta de turno cerrara las válvulas que conectan al área de incendio o

fuga con el gasoducto.

c) Se llamara al servicio contra incendios “Bomberos Paita”.

d) El Supervisor de Operaciones y/o operador tomara entonces cualquier equipo disponible

de lucha contra incendio con sustancia química secas y lo extinguirá si fuera posible.

e) El operador debe retirar del área todo material combustible ubicado cerca del incendio,

tales como madera, trapos, etc. para aislar el incendio en la medida de lo posible.

f) El Superintendente de Operaciones, al ser notificado de una fuga o incendio, notificara

al gerente. Si la emergencia es una fuga, el notificara entonces al Superintendente de

Mantenimiento de manera que pueda despachar un supervisor y equipo de

mantenimiento para reparar la fuga.

g) El Supervisor de Operaciones, notificara entonces a todas las estaciones de la situación

y les avisara si deben paralizar o disminuir las presiones de operación en la tubería

hasta que haya terminado la emergencia y se haya reparado el escape, o apagado el

incendio.

7.3 Incendio en tanque de combustible

Si ocurriese un incendio en el tanque de almacenamiento de combustible de los Moto

generadores de la Estación Olympic, se pondrá en acción el siguiente procedimiento.

a) Activar el Plan de Contingencias. El Operador instruirá inmediatamente a todo el

personal presente sobre los deberes específicos que deben cumplir.

b) El primer objetivo debe ser el de bajar el nivel de combustible en el tanque que se está

incendiando. Esto es posible utilizando la bomba de descarga del surtidor para transferir

el combustible a otro recipiente. Esta medida no solo minimizara la pérdida de






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combustible, sino que puede evitar que el combustible se derrame hirviendo y

extienda el incendio.

c) La bomba de descarga del surtidor que se esté usando como una bomba de

transferencia debe mantenerse operando tanto tiempo como sea posible pero si es que

la proximidad de las llamas retardan la operación de la misma, debe paralizarse la

bomba y cortarse la electricidad del área.

d) En lo posible el operador cerrara las válvulas del tanque. Aislando el tanque incendiado

y evitando que el combustible que ha sido bombeado del tanque retorne por gravedad

al tanque.

e) Se debe utilizar el sistema contra incendio del tanque para intentar extinguir, o al menos

controlar el incendio del tanque.

f) El Supervisor de Operaciones, al ser notificado del incendio, notificara al


g) El Supervisor de Operaciones notificara entonces a todas las estaciones de la situación

y les avisara si deben paralizar el gasoducto hasta que haya concluido la emergencia y

se haya apagado el incendio.

7.4 Fuga de gas en el ducto del Gasoducto

Si se produjera una fuga o rotura de tubo en el gasoducto entrara el siguiente

procedimiento de emergencia:

a) La persona a quien se reporta la fuga de gas notificara inmediatamente al Operador de

Turno o al Supervisor de Operaciones quien identificara la ubicación de la fuga.

b) El Supervisor de Operaciones notificara inmediatamente al Superintendente de

Operaciones y al Superintendente de Mantenimiento responsables del área en el cual

se reporta, que ha tenido lugar el escape. El Supervisor de Operaciones notificara

entonces a todas las estaciones del escape reportado y les informara si deben

paralizar o disminuir la presión en la tubería, cualesquiera que sea aplicable. Las

estaciones corrientes arriba de la fuga deben recibir instrucciones de paralizar. Las






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estaciones corrientes abajo deben seguir transportando gas para evacuar la tubería

en la vecindad de la fuga en la medida posible.

c) En caso de que deba paralizarse el gasoducto, el Supervisor de Operaciones instruirá al

personal de la estación, o al personal del mantenimiento del área, por el medio más

rápido sea radiofonía o teléfono, para cerrar las válvulas de paso necesarias del

gasoducto, aislando el área de la fuga.

d) El Supervisor de Operaciones mantendrá contacto por radiofonía o teléfono con el

Superintendente de Mantenimiento y con el Superintendente de Operaciones con el fin

de transmitir todas las instrucciones entre la oficina y los equipos de mantenimiento

de reparaciones.

e) En Superintendente de Mantenimiento inmediatamente se pondrá en contacto con el

Supervisor de de Mantenimiento y el equipo de mantenimiento, se reunirán en su sede,

cargaran el equipo necesario de emergencia en sus vehículos y partirán para la zona de

fuga.

f) El superintendente de Mantenimiento llevara entonces llevara entonces las

instrucciones al personal de campo de conformidad con el procedimiento de emergencia

de reparación de fuga de gas.

8. MANTENIMIENTO DE SISTEMAS SANITARIOS

8.1 Tanque Séptico

a) Debe evacuarse ocasionalmente mediante bombeo el lodo, para evitar

congestionamiento del sistema de absorción del suelo. La frecuencia dependerá de

las características de las agua negras y de la capacidad del tanque séptico

seleccionado.

b) En los que respecta a cualquier sistema de tanque séptico, debe mantenerse al mínimo

la cantidad de sólidos y material grueso descargado en el sistema de drenaje.

c) Los tubos que constituyen el sistema de absorción del suelo (tipo lixiviación de campo

se deben de resguardar de ruptura o aplastamiento por equipos o camiones que crucen

el área.






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d) En lo que respecta al tanque séptico, se tiene que evacuar regularmente mediante

bombeo el lodo y los sólidos asentados para proporcionar un buen funcionamiento. Del

sistema. La capacidad de almacenamiento de los tanques y el flujo máximo operativo,

determinaran los tiempos de mantenimiento.

e) Debe retirarse el lodo a un lugar adecuado para desechos sólidos.

9. Sistema de Mantenimiento de Agua Potable.

9.1 Procedimientos Específicos

Se empleara agua potable de la localidad de Paita, sin embargo debe emplearse agua

natural y como medida de control y vigilancia del agua potable se procederá de la siguiente

forma:

Consultar el manual de operaciones del fabricante para la rutina específica y los

procedimientos de mantenimiento correctivo para cada componente del sistema.

El mantenimiento requerido para este sistema es una verificación diaria del residuo de

cloro en el agua. Periódicamente los filtros tienen que ser lavados para limpiar el

sedimento acumulado. Esto se determina mediante la presión del manómetro del filtro.

Dependiendo del contenido de cloro del análisis diario, puede ser necesaria regular la

bomba de inyección de cloro para la tasa de alimentación de la solución.

10. SEGURIDAD

Muchas vidas se pierden todos los años y se destruyen incontables millones de dólares en

bienes debido a empleados negligentes o descuidados en la industria. Las siguientes

páginas sobre seguridad se han escrito en un intento de enfocar la atención en algunos de

los riesgos de operación de gasoducto y los medios y maneras mediante los cuales

pueden soslayarse otros riesgos innecesarios. Olympic cuenta con su Manual de

Seguridad, donde podrán conseguir información de procedimientos detallados en

seguridad.






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La rigurosa observancia de las reglas de seguridad de parte de todos los empleados

ayudara grandemente a la reducción de los accidentes, con un buen historial con índices

de accidentes bajos, que debe ser el objetivo de todos los empleados leales.

Muchos riesgos naturales están presentes en el funcionamiento de un Sistema de

Gasoductos, algunos de los cuales son:

a) Peligro de incendio y explosión por el manipuleo de gas altamente combustible.

b) Subir a lugares altos mediante las escaleras de los tanques.

c) Electricidad de alto voltaje.

d) Funcionamiento de tuberías y recipientes de procesamiento de gas de alta presión.

e) Posibilidad cercana de proximidad al gas venenoso (H₂S).

Todas estas cosas pueden manipularse de manera segura si se observan las precauciones

apropiadas. Cada estación y el Supervisor de Mantenimiento del gasoducto deben

mantener un libro en que se registren todas las lesiones, no importan cuan insignificantes

sean.

Cuando ocurra un accidente de “tiempo perdido”, debe llenarse el formato de informes de

accidentes. Las siguientes páginas dan alguna orientación en informar las causas de los

accidentes.

10.1 Algunas de las causas directas de accidentes

El acto inseguro o la condición mecánica insegura que estuvieron presentes

inmediatamente antes que tuviera lugar el accidente.

a) Ropa inapropiada-sea especifico

b) Condiciones de la Naturaleza

• Clima

• Insectos y animales






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c) Instalación, Construcción

• Mala construcción

• Instalación indebida

• Iluminación o ventilación inadecuada.

d) El equipo protector personal (EPP)

• Defectuoso

• Dejo de usarlo

• Usado inapropiadamente

• Se utilizaron incorrectamente

e) Resguardo-Barandas, etc.

• No instaladas

• Mal instaladas

• Insuficientemente resguardadas

f) Herramientas-Equipo, Material, etc.

• Defectuoso

• Mal usado






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• Tipo equivocado

• Sobrecargado

g) Lugar de trabajo

• Mala limpieza y orden

• Herramientas y equipos inseguramente almacenados, apilados o colocados

• Superficie mala-hielo, nieve lodo, aceite o grasa, arena suelta, superficie desigual

• Clavos protuberantes

h) Actos inseguros

• Payasadas-distracción, fastidio, etc.

• Posición o postura inapropiada

• Operar sin autoridad

• Trabajar a una velocidad insegura

• Hacer que los dispositivos de seguridad sean inoperantes

• Tirar materiales herramientas, etc.

• Tomar atajos

• Usar improvisaciones

• Falta de colaboración en equipo

• Falta de inspección

• Otros (especificar)






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i) Accidentes de vehículos

• Condiciones del camino

• Mala condición mecánica

• Llantas malas

• Falta de inspección del vehículo

• Hábitos indebidos de manejo

10.2 Algunas causas básicas de accidentes

La causa o causas detrás de la causa directa; las cosas que has contribuido a la causa

directa.

a) Estado físico de la persona-especificar (defecto físico, enfermedad, influencia de

alcohol, etc.)

b) Equipo –Bienes

• Falta de mantenimiento

• Falta de inspección

• No se ha provisto equipo de seguridad

• No se ha provisto equipo ni herramientas adecuadas

• Diseño inapropiado

c) Instrucciones

• No se han dado

• No se han comprendido






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• Incompletas

• No se han obligado

• Incorrectas

d) Conocimiento del trabajo o Aptitud

• Falta de adiestramiento

• Falta de experiencia

• Falta de comprensión

e) Organización

• Distribución incompleta del personal

• Insuficiente fuerza de trabajo

• No se ha planteado el trabajo

• Falta de cooperación

• Falta de coordinación

• Insubordinación

• No se han aplicado las reglas

f) Factor personal inseguro

• Falta de atención

• Insatisfacción

• Ataques de cólera






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• Indiferencia

• Excesivamente ansioso, apurado

• Tomar riesgos innecesarios

• No adaptado para el tipo de trabajo.

10.3 Practicas de Seguridad

Las siguientes son algunas prácticas de seguridad recomendadas, basadas en

investigación de accidentes fatales en gasoductos.

a) Nunca levantar alta presión en líneas no ancladas-el tubo puede latiguear violentamente

y posiblemente romperse.

b) En reparaciones de línea, dejar el mínimo posible de tubos sin apoyo de manera que la

línea tenga menos posibilidad de moverse y romperse en acoplamientos, debilidad de

corrosión, etc.

c) Reducir la presión en el gasoducto pero mantener un flujo de petróleo mientras se

suelde o repare escapes.

d) Cuando se suelde cualquier recipiente o tubo con vapores adentro, disponer un alivio de

vapores, de otra manera el aumento de presión podría causar una explosión.

e) Para asegurar que una tubería o recipiente de presión no pierde hacia una línea vacia

conexa, el mejor método es desconectar completamente la tubería, instalar un tapón o

dos válvulas consecutivas con una purga entre las mismas.

f) Colocar guardias para mantener a los curiosos alejados de zonas de peligro (gaseosas)

mientras se están realizando reparaciones

g) Mientras se están cortando con cortadores de tubos o perforando una tubería no debe

permitirse ninguna soldadura ni ninguna otra fuente de encendido dentro del área.

h) Usar perforador a mano o neumático (no eléctrico) para la perforación de agujeros en la

línea.






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i) No limpiar con gasolina

j) Inspeccionar a fondo la línea para descubrir corrosión antes de comenzar cualquier

reparación.

k) En trabajos de reparación donde se requiera cierre de líneas, el supervisor debe revisar

personalmente las tuberías para ver que estén debidamente cerrados por válvulas,

tapones de lodo, etc. Antes de dar el visto bueno para comenzar el trabajo. El

supervisor debe dar el visto bueno escrito antes de que se inicie un trabajo en presión.

l) Cuando se esté haciendo pruebas de presión, debe salirse de la zona de peligro

m)Analizar el trabajo por adelantado y planear el trabajo paso a paso de manera que

puedan moverse los riesgos probables y tomarse medidas de precaución para

resguardar contra accidentes.

n) Adiestras los equipos de reparación en la evaluación debida de los escapes antes que

se intenten reparaciones.

10.4 Sulfuro de Hidrogeno – Un veneno paralizante

El peligro principal del gas de Sulfuro de Hidrogeno es en que en concentraciones de más

de 6 partes de gas en 10 000 partes de aire, inmediatamente paraliza la respiración.

Se ha informado de muchos casos de envenenamiento por Sulfuro de Hidrogeno que ha

producido inconsciencia. La mayoría de los hombres afectados tuvieron la suerte de que

un amigo estuviera cerca para darles inmediatamente respiración artificial. La única

protección contra el Sulfuro de Hidrogeno es NO respirarlo. La única manera de evitar la

muerte, una vez que se ha detenido la respiración es la respiración artificial inmediata.






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PROCEDIMIENTO N° 13

MANTENIMIENTO DEL

DERECHO DE VIA






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CONTENIDO

1. OBJETIVO…………………………………………………………….……………………........3

2. LIMPIEZA DEL DERECHO DE VIA…………………………………………………………..3

2.1 Mantenimiento de la visibilidad de la línea… …………………………….……… 3

2.2 Método de limpieza……………………………………………………………..………4

2.3 Limpieza y mantenimiento a cercas y cruces de caminos………………….……..4

2.4 Limpieza de área publica……………………………………….……..………….……4

2.5 Disposición de la maleza y basura……………………………………………………4

3. MEDIDAS PARA CONTROLAR LA EROSION………..………………………………….…4

3.1 Mantenimiento del suelo vegetal………………………………………………………4

3.2 Control de la erosión……………………………………………………………….……5

3.3 Cruces de corrientes de agua…………………………………………….………..…..5

4. MANTENIMIENTO DE LOS LETREROS Y SITIOS DE PRUEBA………….……………...5

5. TUBERIAS EXPUESTAS A LA SUPERFICIE…………………………………….………….5

6. MANTENIMIENTO DE CAMINOS Y VIAS DE ACCESO………………………….………...6






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7. TRABAJO PARTICIPATIVO CON PROPIETARIOS DE TIERRAS…………………….….6

8. IDENTIFICACION DE FALTA DE SEGURIDAD…………………………………………..…6

9. RESPONSABILIDAD………………………………………………………………………..…..6

10.INFORMES………………………………………………………………………………………..6

11. FORMULARIOS…………………………………………………………………………………..6

1. OBJETIVO

Los principales objetivos para el mantenimiento adecuado del Derecho de Vía del Gasoducto

Paita, están dirigidos a la protección y cuidado de la tubería o ducto. De modo que siempre exista

facilidad en el acceso a la infraestructura de transporte, teniendo cuidado en respetar y no

interferir los derechos del propietario del terreno (público o privado) y el uso de la tierra.

Para este efecto, periódicamente se deberán efectuar patrullajes terrestres para evidenciar

erosiones, socavaciones, hundimientos, deslizamientos del terreno u otras circunstancias que

potencialmente afecten a la estabilidad de la pista. En condiciones críticas de imposibilidad de

patrullajes terrestres (fuertes lluvias por Fenómeno del Niño), se deberá efectuar patrullajes

aéreos.






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Se recomienda poner atención especial a los sectores que han sido sometidos a erosión eólica u

otros agentes externos que puedan causar la perdida de cobertura de tierra sobre la tubería.

Situaciones en las que inmediatamente se debe dar parte al Superintendente de Operaciones

para remediar estas anomalías mediante trabajos de profundización del ducto o medida técnica de

protección del ducto más adecuada.

Este procedimiento comprende de las siguientes secciones que describen las actividades

asociadas con el mantenimiento del derecho de vía:

• Limpieza del derecho de vía (R.O.W)

• Medidas para controlar la erosión

• Letreros y sitios de prueba del ducto.

• Cañerías expuestas a superficie.

• Caminos y vías de acceso.

• Convenios con propietarios.

• Identificación de falta de seguridad.

• Responsabilidades.

• Informaciones

• Formularios.

2. LIMPIEZA DEL DERECHO DE VÍA

Esta tarea deberá cumplirse de acuerdo a los siguientes procedimientos:

2.1 Mantenimiento de la Visibilidad de la Línea






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Periódicamente, se deberá hacer la supervisión de las condiciones de la visibilidad del derecho de

vía a fin de permitir una inspección adecuada de la línea ya sea por patrullajes aéreos o

terrestres.

2.2 Método de Limpieza

Este debe tomar en cuenta la estabilidad del suelo, su vegetación natural y las características del

terreno adyacente.

La vegetación crecida debe ser cortada en todo el ancho del Derecho de vía por medio de

tractores agrícolas- desbrozadores u otros medios adecuados.

2.3 Limpieza y Mantenimiento a Cercas y Cruces de Caminos

Las hierbas y vegetación continuas a las cercas de las válvulas de paso y estaciones deberán ser

cortadas perfectamente hasta una distancia de cinco metros de las cercas por medios mecánicos

o manuales de uso general.

Todos los postes y letreros que se encuentran dentro del derecho de vía deberán pintarse de

acuerdo al procedimiento “Letreros de Ductos”, a ser implementado por el Superintendente de

Operaciones.

2.4 Limpieza del Área Pública

Los árboles, arbustos y hierbas que se hubieran cortado en el Derecho de Vía y en áreas de

dominios publico deberán ser evacuados del lugar a la conclusión del trabajo sin mayor demora.

2.5 Disposición de la Maleza y Basura

Se deberán seguir cuidadosamente todas las disposiciones legales y ambientales para quemar la

maleza. El quemado nunca debe ser efectuado directamente sobre el Derecho de Vía.

Los raigones o tocones de arboles que se encuentren adyacentes a los caminos y otras áreas de

vista publica se deberán cortar ala ras del suelo o mejor extirparlo y luego quemarlos.

3. MEDIDAS PARA CONTROLAR LA EROSIÓN






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Para controlar la erosión del suelo en el Derecho de Vía del ducto, se pueden seguir los

siguientes métodos:

3.1 Mantenimiento del Suelo Vegetal

Todos los esfuerzos deben estar dirigidos a evitar la destrucción de la vegetación superficial, el

“humus” del suelo, excepto en la apertura de zanja, pero donde esto ocurra, la naturaleza del

terreno deberá ser restablecida y estabilizada. Antes de abrir una zanja el material superficial

orgánico deberá ser retirado y

Colocado en un lugar separado del material de zanjado, el cual deberá ser colocado en su mismo

lugar al finalizar las operaciones que originaron el zanjado.

3.2 Control de la Erosión

En terrenos con pendientes, para prevenir la erosión se deberán construir terrazas y zanjas de

escorrentías.

Los sitios que ya se encuentren erosionados deberán ser reparados a la brevedad.

Si la vegetación del derecho de vía hubiese sido dañada por causas naturales y esta represente

un potencial erosivo, se deberá resembrar la grama o vegetación de conformidad con las

características iníciales del suelo.

3.3 Cruces de Corrientes de Agua

Donde existen cruces de ríos, quebradas y otras corrientes de agua, sus orillas, necesariamente

deberán ser establecidas.

Para prevenir la erosión, todas las instalaciones de superficie del ducto que tuvieran que

ejecutarse deberán ser dirigidas de tal manera que se minimice a las orillas o riveras de

quebradas y se respete las áreas de recreación y conservación de la flora y la fauna.

Adecuados avisos o letreros que identifiquen la presencia del gasoducto deberán ser colocados

sobre la directriz en ambos lados del rio o quebrada.

4. MANTENIMIENTO DE LOS LETREROS Y SITIOS DE PRUEBA






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El personal de mantenimiento del Derecho de Vía, al efectuar sus tareas de inspección a todos los

letreros y marcadores de patrullaje aéreo en casos necesarios, procederá a su inmediata

reparación, en conformidad al procedimiento, “Letreros de Ductos”.

Así mismo, los postes de prueba electrolítica contra la corrosión deberán ser verificados de

posibles daños y luego reportar el técnico de control de corrosión.

5. TUBERÍAS EXPUESTAS A LA SUPERFICIE

Todo segmento de la tubería que se encuentre expuesto a la superficie o que se encuentre a una

profundidad fuera de lo establecido en su construcción, deberá ser reportado al Superintendente

de Operaciones.

La máxima prioridad debe aplicarse a la restauración de las cunetas de caminos y carreteras,

campos de cultivo, cruce de quebradas u otros sectores habitados, donde el ducto pueda ser

vulnerable. En todo caso, se colocaran postes y letreros de precaución y también se deberá

informar a la población aledaña o propietarios de los terrenos a fin de minimizar los riesgos.

6. MANTENIMIENTO DE CAMINOS Y VÍAS DE ACCESO

Las vías de acceso del Derecho de Vía y los caminos de servicio público deberán mantenerse

con la capa base adecuada, con drenajes y pendientes apropiados para minimizar la erosión del

suelo.

Con mucho criterio, se debe manejar el mantenimiento compartido con terceros y otras

instituciones o agencias encargadas de la administración y uso del suelo.

A la conclusión de las tareas de construcción o mantenimiento del ducto, todos los caminos

temporales serán eliminados y luego restablecer el suelo correspondiente.

7. TRABAJO PARTICIPATIVO CON PROPIETARIOS DE TIERRAS

Tanto el Superintendente de Operaciones como el Superintendente de Mantenimiento deberán

mantenerse en contacto con los propietarios, arrendatarios y concesionarios de las tierras por las

que atraviesa el gasoducto con el fin de tomar acciones coordinadas ante problemas de libre

acceso que pudieran existir.






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Los portones o cercos y alambrados que estuvieran aseguradas con cadena y candados no

podrán ser violentados a objeto de transitar salvo que cuenten con la aprobación del propietario.

Sin embargo, para salvaguardar estas situaciones en caso de emergencia, por mutuo acuerdo se

colocaran candados por cuenta de Olympic cuya llave duplicada será entregada al propietario del

terreno.

8. IDENTIFICACIÓN DE FALTA DE SEGURIDAD

El Superintendente de Operaciones deberá ser informado en forma escrita de cualquier anomalía

o situación que podría poner en peligro la integridad del gasoducto y el sistema. En este caso, el

problema será evaluado técnicamente para determinar las acciones correctivas que correspondan.

9. RESPONSABILIDAD

Este procedimiento será implementado por el Superintendente de Operaciones en coordinación

con el Superintendente de Mantenimiento.

10. INFORMES

Se deberán elaborar informes correctos y detallados en los formularios que se indican en la

siguiente sección.

11. FORMULARIOS

Ineludiblemente, se deberán llenar los formularios que a continuación se detallan, como resultado

de las inspecciones periódicas de campo, existan o no anormalidades observadas. Estos formatos

se diseñaran en operaciones:

• Formato N° 014 Informe sobre el derecho de vía y daños y perjuicios a la propiedad.

• Formato N° 015 Informe sobre poca profundidad de la cañería enterrada.






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MANTENIMIENTO DE

VALVULAS DE ALIVIO






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CONTENIDO

1. OBJETIVOS 3

2. AJUSTE DE PRESION PARA GASODUCTOS 3

3. FRECUENCIA DE INSPECCIONES 3

3.1 Verificación de la Presión Ajustada 3

3.2 Verificación de la Capacidad 3

4. PRUEBAS 3

4.1 Notificación Previa 3

4.2 Inspeccion Física Preliminar 4

4.3 Sacar Fuera de Servicio 4

4.4 Desarme, Inspeccion y Prueba 4

4.5 Retorno al Servicio 4






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5. RESPONSABILIDADES 5

6. INFORMES 5

7. FORMATOS 5






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1. OBJETIVOS

Este documento descríbelos procedimientos de inspección, ajuste, reparación y mantenimiento de

las válvulas de alivio, instaladas en los ductos a objeto de verificar y garantizar su normal

funcionamiento para proteger al sistema de gasoductos.

Este procedimiento toma en cuenta las siguientes secciones relacionadas con el ajuste y

mantenimiento de las válvulas de alivio.

2. AJUSTE DE PRESIÓN PARA GASODUCTO

El ajuste de presiones de alivio en las válvulas de seguridad , generalmente son efectuadas en

función a las condiciones operativas del ducto de transporte , para lo cual se deberá tomar en

cuenta la máxima presión de operación (MPO), la máxima presión de operación y despacho

(MPOD) , datos que serán obtenidos de la gerencia operativa.

Sin embargo, se debe tomar en cuéntalas siguientes pautas:

• El ajuste de presión a las válvulas de alivios, deberá ser igual al 104 % de la máxima presión

de operación y despacho (MPOD).

• En las líneas que operen al 72 % de su mínima resistencia a la tensión (Specified mínimum

yield strength), las válvulas de seguridad por alivio, serán ajustadas por debajo del 110% de su

(MPO) o al 75% de su resistencia a la tensión (SMYS).

3. FRECUENCIA DE INSPECCIONES

Sera de acuerdo a lo siguiente:

3.1 Verificación de la Presión Ajustada

Cada válvula de la línea será inspeccionada, verificando su presión de ajuste y así poder

determinar su confiabilidad operativa por lo menos cada 15 meses.






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3.2 Verificación de la capacidad

Esta prueba será una cada año, pero a intervalos que no pasen de 15 meses. Efectuándose una

comparación de la capacidad de alivio calculada y la requerida, de tal manera que se evidencie la

protección de la infraestructura.

4. PRUEBA

Las válvulas de alivio deberán ser revisadas y probadas según el siguiente procedimiento:

4.1 Notificación Previa

La Superintendencia de Operaciones deberá ser previamente notificada con antelación y antes

de que cualquier válvula sea retirada de línea.

Asimismo, se deberá notificar al Departamento de Movimiento de Gas, sobre el alcance y

naturaleza de cualquier actividad que se ejecute durante el tiempo que dure la intervención de la

válvula de alivio, actividad que podría afectar a la presión y caudal de operación.

4.2 Inspección Física Preliminar

Una inspección visual general deberá proceder el retiro de la válvula de alivio en operación. Esta

inspección visual será efectuada como sigue:

• Que el personal de la empresa este familiarizada con su fabricación en particular.

• Detectar cualquier filtración o daño exterior de la válvula o a sus accesorios de conexión.

• Determinar la necesidad de mantenimiento preventivo y si requiere pintado.

• Apoyar al aislamiento de la válvula de alivio de las instalaciones conexas.






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4.3 Sacar Fuera de Servicio

El inspector de Olympic aislara la válvula y venteara la presión interna del cuerpo y accesorios

tubulares interconectados. Mientras dure la reparación de la válvula de alivio, la presión sobre la

tubería que está protegida deberá ser controlada sobre cualquier presión.

4.4 Desarme, Inspección y Prueba

El desarmado de la válvula debe tener lugar de inmediato, verificando los daños y reemplazando

las partes dañadas (repuestos) que pudieran interferir con una adecuada operación.

Luego de su rearmado, se ejecutara la prueba de presión constatando que la válvula aliviara y

cerrara a las presiones indicadas.

El mecanismo de ajuste deberá ser lacrado o precintando a la conclusión del trabajo. En los casos

que correspondan, las tapas de los escapes o venteos serán examinadas para verificar que estén

adecuadamente protegidos para evitar el ingreso y acumulación de agua, suciedad, etc.

En los casos que correspondan, las tapas de los escapes o venteos serán examinadas para

verificar que estén adecuadamente protegidos para evitar el ingreso y acumulación de agua ,

suciedad , etc.

Los orificios o conductos de drenajes que previenen la acumulación de agua deberán permanecer

abiertos.

4.5 Retorno al Servicio

Para poner nuevamente en servicio la válvula de alivio reparada, se seguirán los siguientes pasos:

• Abrir la válvula de bloqueo (Isolation) y verificar perdidas en el cuerpo de la válvula de alivio y

sus conexiones.

• La válvula deberá ser trabada (locked) en la posición de “abierta”.


La responsabilidad de implementar este procedimiento corresponde al Superintendente de

Operaciones, quien podrá delegar las actividades a otros funcionarios de la compañía.






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6. INFORMES

El inspector designado por Olympic deberá documentar la inspección y pruebas para luego

reportarlos en informes por separado, tanto para la inspección de válvulas de alivio como para la

perdida de gas.

7. FORMATOS

• Formato N° 002 Reporte de Inspección de Válvulas de Alivio.

• Formato N° 001 Reporte de Perdida de Gas.






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MANTENIMIENTO DE

VALVULAS EN SERVICIO

CONTENIDO

1. OBJETIVO…………………………………………………………..……………………………3

2. DRENADO Y LAVADO DE VALVULAS DE ESCLUSA.……..……………………………..3

2.1 Volumen en cuerpo de válvulas.....……………..…………………………………………..3






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2.2 Pasos a seguir para drenar.……………………………..………………………………..…4

2.3 Etapas para lavar una Valvula esclusa…..………….……………………………………..5

3. DRENADO Y LAVADO DE VALVULAS DE BOLA.………….………….…………………...6

3.1 Lavados a Presión………….………………………………………………………………...….6

4. EQUIPO Y MATERIALES NECESARIOS………………..……..………………………..……8

4.1 Materiales de Conexión…........……………………………………………………….…..…. 8

4.2 Equipos y Herramientas…………………………………………………………………..… .8

4.3 Insumos……………………………………………………………………………..……..…….8

5. MANEJO DE LIQUIDOS…………………………………………………………………….…..9

5.1 Recipiente y Leyendas………………………………………………………………….….…...9

6. RESPONSABILIDADES……………………………………………………………………..….9

7. INFORMES…..………………………………………………………………………………..….9

8. FORMULARIOS….…………………………………………………………………………..…..9






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1.0 OBJETIVO

El principal objetivo de lavar y limpiar las válvulas en servicio es evacuar el agua y otros líquidos

para prevenir la formación de hidratos y la corrosión que dificultaría y debilitarían su operación

normal. Siendo recomendable drenar el cuerno de las válvulas por lo menos una vez al año como

parte del mantenimiento rutinario.

Este procedimiento incluye las siguientes secciones:

• Drenado y lavado de válvulas de esclusa.

• Drenado y lavado de válvulas de bola.

2.0 DRENADO Y LAVADO DE VALVULAS DE ESCLUSA

Para este efecto seguirán los siguientes procedimientos o pasos:

2.1 Volumen en cuerpo de válvulas

Primeramente, se deberá tener a la mano recipientes aptos como para recibir los volúmenes

de líquidos que pueden residir en el cuerno de cada válvula.

Los volúmenes de líquidos estimados en válvulas según su diámetro son:

D.N (Pulg)

Cantidad de liquido (Galones)

D.N (Pulg)

Cantidad de liquido (Galones)

2 0.4 12 22

3 0.8 16 41

4 1.5 18 55

6 4.5 20 68

8 12.0 22 82

10 15.0 24 100






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2.1 Pasos a seguir para drenar

Se seguirá la siguiente secuencia de pasos para el drenado de una válvula.

2.2.1 Posición de la válvula para drenar

La válvula deberá estar totalmente abierta o totalmente cerrada mediante el uso solamente

de la volante, sin sobre ajustar en cualquiera de las posiciones.

PRECAUCION: Si fuese necesario operar manualmente una válvula a motor, previamente

se desconectaran las tuberías de gas que alimentan al motor y ventearlas antes de instalar

el volante o manija. Así mismo, la manija deberá retirarse antes de reabrir el gas de potencia

a las líneas de alimentación.

2.2.2 Instalación de conexiones para drenar

Las tapas o capuchones de los accesorios de drenaje serán retirados muy cuidadosamente

para asegurar que los asientos estén soportando adecuadamente la presión. Luego, la

herramienta de liberación de presión o herramienta del accesorio de drenaje debe ser

instalada. Entonces, un extremo de la manguera de alta presión será conectada en el

accesorio de drenaje o en la válvula de drenado y el extremo opuesto colocado en un

colector de líquidos.

2.2.3 Drenado de Líquidos

Insertar la aguja de la herramienta de liberación de presión en la guarnición para desasentar

la bola y drenar los líquidos. En los drenajes con válvulas en posiciones incomodas,

simplemente se abre la válvula para drenar los líquidos.

2.2.4 Perdida de presión en el cuerpo de la válvula

Algunas válvulas en la posición totalmente abierta o totalmente cerrada sellarían el cuerno

contra la presión del tubo y el cuerno podría ventear cuando se drena. Si esto, ocurriera, la

aguja liberadora de presión debiera ser separada de la guarnición de drenado o cerrar la

válvula de drenaje. La válvula principal debiera ser parcialmente abierta o cerrada para dejar






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que aumente nuevamente la presión en el cuerno de la válvula. Luego cerrar o abrir

totalmente otra vez antes de terminar el proceso de drenado.

2.3 Etapas para lavar una válvula esclusa

El lavado de válvulas para evacuar agua, líquidos corrosivos y otros contaminantes que se

asientan al fondo del cuerno de las válvulas será por inyección de n solvente como es el

diesel, para válvulas de 6” y para diámetros mayores a 6” se empleara el solvente

recomendado por el fabricante de las válvulas debido a posibles daños al empaque o arreglo

de la válvula.

2.3.1 Drenado Inicial

La válvula deberá ser drenada de acuerdo con la sección 2.2.3, antes del lavado

2.3.2 Instalación de las conexiones de la bomba

Un extremo de la manguera se conecta a la succión de la bomba y el otro extremo dentro el

tanque de solvente. Una manguera de alta presión se conecta a la descarga de la bomba de

alta presión que lleva un manómetro.

2.3.3 Purgado de la descarga de la bomba

Luego de arrancar la bomba, hacer funcionar hasta que el solvente fluya y la manguera

descargue nuevamente al tanque de solvente.

Esto a fin de purgar el aire de la descarga de la bomba y verificar que la bomba este

funcionando apropiadamente.

2.3.4 Conectando a la válvula a ser lavada

Se apaga la bomba temporalmente, mientras el extremo suelto de la manguera de alta

presión se conecta a la guarnición superior de drenaje, a la válvula de drenado o a la

guarnición de venteo sobre el cuerno de la válvula a ser lavada.

2.3.5 Inyección del solvente dentro del cuerpo de la válvula

Se arranca nuevamente la bomba y el solvente es inyectado. Observar el manómetro que la

máxima presión de descarga no pase en más de 200 Psig la presión del Gasoducto.

2.3.6 Determinación del volumen de solvente a inyectar






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Como los líquidos más pesados y los sólidos se depositaran en el fondo de las cavidades de

la válvula, no será necesario más que llenar esta porción del cuerno de la válvula para el

lavado.

En la tabla que sigue se indican las cantidades de solvente a usar para cada lavado a

presión de una válvula esclusa.

D. N. VALVULA

(Pulg)

CANTIDAD DE SOLVENTE

(galones)

<6 1

6-8 1.5

10-12 3

14-20 5

22-28 8

2.3.7 Lavado a presión y drenado

Después de que ha sido inyectado el solvente, se debe drenar la válvula otra vez.

Recogiendo todo los líquidos en un recipiente. Este procedimiento se deberá repetir hasta

que el líquido drenado tenga apariencia limpia. Como mínimo se requiere 3 lavados a

presión.

3.0 DRENADO Y LAVADO DE VÁLVULAS DE BOLA

Se estima que casi todas las válvulas de bola tienen el cuerno con una capacidad

aproximadamente igual a la mitad de la esclusa.

El drenado de las válvulas de bola seguirá el mismo procedimiento delineado en el numeral 2.2.

3.1 Lavado a presión






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El procedimiento de lavado a presión de válvulas de bola por inyección con solvente es

básicamente igual al de válvulas de cortina (ver sección 2.3). Sin embargo, se debe tomar

nota de los siguientes puntos:

3.1.3 Determinación del volumen de solvente a inyectar

En atención a que la capacidad del cuerno de las válvulas de bola es un tanto menor a los

de esclusa, tenemos:

2.3.1 Conexión a la válvula a ser lavada

En caso que una Válvula de Bola podría tener dos guarniciones de drenaje, se drenara la

válvula desde una guarnición y por la otra guarnición se inyectara el solvente.

4.0 EQUIPOS Y MATERIALES NECESARIOS


D. N. VALVULA

(Pulg)

CANTIDAD DE SOLVENTE

(galones)

<6 0,5

6-8 1

10-12 2

14-20 3

22-28 5





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4.1 Materiales de Conexión

• Mangueras de alta presión.

• Manguera para la succión de bomba.

• Repuestos de tapas y guarniciones de drenaje.

• Accesorios menores, reductores, válvulas, etc. para acoplar las mangueras o la bomba a las

guarniciones.

• Adaptadores de lubricación para acoplar la manguera al venteo o drenaje.

4.2 Equipos y Herramientas

• Herramienta despresurizadora.

• Equipo para lubricar las válvulas.

o Bomba para líquidos de alta presión. Esta debe tener válvula de seguridad para alivio en

el lado de la descarga cuyo caudal sea acorde a la capacidad de la bomba.

El ajuste de las presiones de alivio será como sigue:






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- Recipiente cuya capacidad sea aproximadamente igual o mayor al volumen a inyectar.

- Colectores aprobados y debidamente identificados (marcados).

4.0 INSUMOS

- Lubricante de válvulas.

- Diesel u otro solvente para lavado.

5.0 MANEJO DE LIQUIDOS

Se seguirá el siguiente procedimiento:

5.1 Recipiente y Leyendas

Todos los líquidos drenados desde la válvula serán almacenados en cilindros que estén en

buenas condiciones.

Cada cilindro será marcado con membrete de “inflamable” y en la parte lateral del cilindro

“Liquido del Gasoducto” con fines de identificación.


CLASES DE VALVULAS AJUSTE DE ALIVIO

ANSI 300

ANSI 600

ANSI 900

ANSI 1500

ANSI 2500

700 Psig

1400 Psig

2000 Psig

3500 Psig

5000 Psig





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6.0 RESPONSABILIDADES

Este procedimiento será implementado por el Superintendente de Operaciones del

gasoducto quien designara a otros funcionarios su cumplimiento y ejecución.

7.0 INFORMES

Cada vez que una válvula principal sea drenada y lavada a presión , sus datos y resultados

deberán ser documentados y reportados al Superintendente de Operaciones en los

formatos preparados por la empresa tales como Drenaje y Limpieza de Válvulas en Servicio

y Requisición de materiales.

8.0 FORMULARIOS

Se emplearan los siguientes formatos a ser elaborados en operaciones:

Formato N° 017 Drenaje y Limpieza de Válvulas en Servicio.

Formato N° 018 Requisito de Materiales






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PROCEDIMIENTO N° 16OPERACION Y MANTENIMIENTO

DEL SISTEMA SCADA






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CONTENIDO

1. DESCRIPCIÓN GENERAL DEL SISTEMA 3

2. DESCRIPCIÓN DE LOS PROCESOS 4

2.1 Estación Paita 5

2.2 Estación Olympic 7

2.3 Estaciones Terminales 7

3. CONTROLADOR DE PROCESO 7

3.1 Control y Regulación de Presiones 8

3.2 Contabilización del Flujo 8

4. VENTAJAS DEL SISTEMA 8

5. MANTENIMIENTO DEL SISTEMA 9

5.1 Mantenimiento Semestral 9

5.2 Mantenimiento Anual 10

5.3 Diagnostico de Errores 10






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1. DESCRIPCIÓN GENERAL DEL SISTEMA

AutoMATE es una marca registrada por la compañía Flow Automation Inc. que corresponde

a un sistema completamente integrado con una estructura de base de datos global, basada

en una nueva tecnología que incluye inicialmente con:

• Dos microprocesadores AutoMATE Intel 80C188EB, con EPROM y RAM de 128

Kbyte, expandible a 512 kbytes, con 7 canales analógicos de entrada, con 2 puertos de

comunicaciones tipo RS -232b (local y externo), con pantalla LCD y 2 salidas.

• Un microprocesador AutoPILOT Intel 80C188EB con memoria EPROM de 128 kbytes,

expandible a 512 kbytes en el RAM, con 3 canales analógicos de entrada (Presión,

diferencia de presión y flujo) con 2 puertos de comunicaciones tipo RS -232, con pantalla

LCD.

• Transmisores remotos AutoMITTER, son unidades de interfases completas para

medidas de flujo de gas empleando plato de orificio. Estas unidades proporcionan la

presión estática, la presión diferencial y temperatura del medidor de flujo. La unidad es

ligera y puede montarse directamente en el soporte del plato del orificio. Tienen una

interfaz del tipo RS-485 que puede conectarse directamente al computador (Laptop),

AutoMATE o del AutoPILOT.

• Receptores AutoWAVE, con interfase para conectar la antena de radio con las

Microcomputadoras ubicadas a distancia, cono es el caso del Centro de Control en

Estación Paita.






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• Microcomputadoras portátiles Laptop , con servidor dentro de la plataforma Windows

de Microsoft, para obtener muestreos dinámicos de datos , alarmas ,interfases hombre-

maquinas, eventos , históricos y funciones de reporte.

• Antenas de radio en cada estación.

• Herramientas orientadas a objetos para una rápida y fácil construcción de estrategias y

algoritmos de control que pueden ser re utilizables.

• Fuentes de Energía Solar de 12 voltios en cada Estación.

El Sistema AutoMATE provee un alto nivel de desempeño, flexibilidad y facilidad de uso,

porque permite aprovechar el rendimiento, la potencia de Windows y la comodidad de su

hardware sin sacrificar la funcionalidad y la inter operatividad de los sistemas.

El control integrado, se logra a través de una arquitectura simple e integrada lo cual reduce

la complejidad y asegura una rápida implementación, una fácil operación y la integridad de la

data de producción de campo.

La arquitectura del sistema se puede inicia con procesos pequeños y permite el crecimiento

del sistema en función de las necesidades, mediante un único sistema de control, de igual

forma proporcionar interface con otros controladores de terceros, como Honeywell, Allen

Bradley, Siemens, Modicom, etc, por sus características abiertas y transparentes para la

integración en el ámbito, petrolero y gasífero.

2. DESCRIPCIÓN DE LOS PROCESOS

El Sistema SCADA implementando, tiene la arquitectura DSA ( Distributed Server

Architecture) y está conformado por dos servidores Auto MATE de Proceso que están

ubicadas en las Estaciones de Paita y pesquero; y un servidor AutoPILOT en la estación

OLYMPIC, que a través de sus respectivos controladores de proceso , nos permiten efectuar

el control integral de su propia estación.

El Centro de control de Operaciones es Base Paita, ubicada en la misma Estación Paita. La

Estación Paita es el punto de Fiscalización de la Producción que a través de su red local

recibe funciones operatrices y de visualización de procesos a una PLC ubicada en el

AutoMATE de la misma Estación.

Las Estaciones Tierra Colorada y Complejo Pesquero, trasladan las funciones operatrices y

de visualización a una base ubicada en Estación Paita.






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Desde el centro de control de Estación Paita se tendrá el control de la información de los

servidores de Estación tierra Colorada y Complejo Pesquero. Diariamente y cada vez que se

requiera la información registrada en las estaciones mencionadas serán recolectadas a través

de la microcomputadoras portátiles (Laptop), cuya información será almacenada y analizada

en el Centro de Control de Estación Paita. También en el futuro, por medio del manejo de

cuatro puertos de comunicación serial hará la recolección de datos o las acciones de control

pertinente a las Estaciones Cético.

Toda la data de los procesos y las acciones de control inherentes al sistema estarán visibles

en la PC del centro de control de Estación Paita. La visibilidad de la data también estará

disponible a otros accesos remotos a través de una laptop o PC instalada con el sistema

receptor integrado por el autoWAVE,

Los microprocesadores AutoMATE y AutoPILOT son los núcleos del sistema y cumple tres

funciones básicas: Comunicación hacia los controladores, estación de trabajo y/o operar y

manipular la base de datos en tiempo real.

La información de los procesos se concentra y se coordina a través del servidor para que sea

de fácil acceso a los ingenieros de proceso, operadores y a los sistemas de información

superiores, para implementación de programas avanzados de control, como el control de

fugas, control de inventarios, control de activos etc. Igualmente la información está disponible

para compartirla con cualquier base de datos compatibles con Microsoft.

Cada estación tiene una filosofía de trabajo autónoma, pero se podrá hacer acciones de

control también desde el centro de control de Estación Paita vía radial o telefónica. Para

lograr la autonomía local deseada, cada estación cuenta además del sistema de supervisión,

con tablero de comando de operación local manual en el campo (Apertura o Cierre Válvulas

en remoto o desde el tablero o desde la propia válvula de seguridad a través del sistema

neumático). Sin embargo el sistema está preparado para incrementar la redundancia de

control tanto en el controlador como en el servidor, minimizando los puntos de ruptura o falla

del sistema y agregando la redundancia que se desea, por ejemplo en el servidor o en el

controlador de Paita se lograra una autonomía total del sistema próximamente.

Las estaciones que poseen AutoMATE, permitirán la operación y el desplegado de las

pantallas para:

• Diagnósticos y reportes estándares.

• Resumen de alarmas y eventos.






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• Grupos de operación y pantalla de tendencias o gráficos de corrida.

2.1.1 Centro de Control de Estación Piura.

Por ubicación geográfica y facilidades existentes, en este centro de control estará

ubicada la estación máster de control del sistema SCADA la cual posee el siguiente

equipamiento:

• Un microprocesador Studio WORD con capacidad de 80 GB

• Una unidad de interface AutoWAVE.

• Antena de radio.

• Sistema de energía publica de Paita.

• Estarán bajo su responsabilidad directa los siguientes algoritmos de control:

o Verificación de la apertura o cierre de las válvulas de seguridad de las estaciones

o Información de la presión de entrada de las Estaciones Paita, Complejo Pesquero y Tierra Colorada.

• Información de la presión de salida para las Estaciones anteriormente mencionadas y

posteriormente Céticos.

• Información de la medición del flujo de llegada a las estaciones.

• Información de la temperatura de operación (del gas) de las estaciones.

• Balance total del volumen transportado.

• Verificación de los valores de los transmisores por contraste matemático.

• Información del análisis cromatografico del gas, alarmas y otros que puedan ser

integrado.

• Control de requerimiento de volúmenes requeridos por las extensiones de los ductos

principales.

• Control de seguimiento de chancho.

• Control de inyección del odorizante Etil Mercaptano.

• Control de condiciones de filtro de alta y baja presión.

2.2 Estación Paita






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Por ubicación geográfica y facilidades de campo existentes, en esta estación estará

ubicada el punto de fiscalización de la producción y posee el siguiente equipamiento:

• Un microprocesador AutoMATE.

• Una unidad Interface AutoMITTER.

• Cromatografo Daniel 2350.


• Sistema de energía solar de 12 VDC.

Estarán bajo su responsabilidad directa los siguientes algoritmos de control:

• Verificación de la apertura y cierre de válvulas de seguridad de la estación VS-1

• Control de presión descarga de la estación.

• Medición de flujo de llegada a la estación.

• Totalización del volumen totalmente transportado (valido contractualmente para

Perupetro).

• Análisis cromatografico del gas, alarmas y otros que pueden ser integrados.

Para un control amigable se piensa habilitar sinópticos o pantallas (de visualización de

procesos).

De la estación y del sistema.

2.3 Estación Olympic

Esta será la locación inicial del sistema SCADA. Poseerá el siguiente equipamiento:

• Un procesador AutoPILOT scada server.


• Sistema de energía solar de 12 Vdc.

Estarán bajo su responsabilidad directa los siguientes algoritmos de control:

• Verificación de la apertura o cierre de la Válvula de Seguridad de la estación.

• Control de la presión de salida de estación.






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• Medición del flujo de llegada a la estación.

• Medición de la temperatura en el medidor de flujo.

Se habilitaran sinópticos o pantallas de visualización de procesos de la estación.

2.4 Estaciones Terminales

Las estaciones Complejo Pesquero, Tierra Colorada y Céticos (Futuro) serán terminales

del sistema SCADA y poseerán el siguiente equipamiento:

• Un microprocesador AutoMATE

• Transmisor AutoMITTER.


• Sistema de energía solar de 12 Vdc.

Estarán bajo su responsabilidad los siguientes algoritmos de control:

• Verificación de la apertura o cierre de la Válvula de Seguridad de la estación o

extensión

• Control de la presión de salida de estación.

• Control de presión de despacho o extensiones de entrega a clientes

• Reportes de flujo de despacho.

3. CONTROLADOR DE PROCESOS

El control de procesos se efectuara en cada controlador, con el procesador de control, que es

un modulo ensamblado con un procesador de las siguientes características:

• Microprocesador Intel 80C188EB

• EPROM 128 kbytes, expandible a 512 kbytes.

• RAM 128 kbytes, expandible a 512 kbytes.

• Entradas analógicas 7 canales de entrada, 0.5 Vdc, transductor de

Potencia.






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• Convertidor AC/DC 16 Bit ADC, 4 canales de monitoreo

interno.

• Ingreso directo de pulsos dos contactores de ingresos de pulsos.

• Salidas discretas 2 salidas abiertas MOSFET en los rangos

de

+30 Vdc max a 250 mA.

+16Vdc max a 500 mA.

+10 Vdc max a 1000 mA.

• Puertos de comunicación 2 RS-232 compatible.

• Display 4 líneas, 16 caracteres LCD.

Las estrategias de control de procesos que serán visualizadas en tiempo real en las PC

supervisoras y en la del operador son las siguientes:

3.1 Controlador y Regulación de Presiones.

Se realiza a través de un lazo de control PID, entre una válvula de control de presión modulante

y un transmisor de presión ubicado después de la válvula de control.

3.2 Contabilización del Flujo

La cual se logra con la lectura del flujo instantáneo en los puntos de medición, así como la

lectura de la temperatura instantánea su compensación correspondiente.

El cálculo del volumen es efectuado por algoritmos de cálculos prefijados para gas natural. Con

el registro instantáneo de los volúmenes de gas se puede hacer un balance de presiones y

flujos para obtener una alerta inicial de posibles fugas o pérdidas.

4.0 Ventajas del Sistema.

Los sistemas SCADA, es una tecnología de supervisión, control ya adquisición de de datos de

los procesos cuya característica principal es la de efectuar control y/o supervisión de equipos

ubicados en diferentes localidades, pudiendo ser locaciones ubicadas a larga distancia entre sí.






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• La supervisión, el control y la adquisición de datos involucra muchos subsistemas, por

ejemplo la adquisición de datos puede estar a cargo de un PLC (controlador lógico

programable) o de un controlador de procesos, el que además de tomar la data para

enviarla a otras estaciones remotas, efectúan sobre el proceso mismo funciones de

control o en la estación remota a través de una computadora efectuar las mismas

funciones de control y supervisión o monitoreo de los datos remitidos.

• Las funciones indicadas anteriormente permite realizar acciones sin la ayuda de la

persona humana, la cual es muy propensa a la realización de errores que pueden

comprometer seriamente las instalaciones o el medio ambiente. Como los sistemas

modernos de supervisión, control de adquisición de datos, han sufrido una

transformación acorde a los avances tecnológicos, llegando a estados de arte de la

aplicación de la tecnología, desplazando la hegemonía que tenían las grandes

computadores para realizar los scada.

• Los sistemas de control avanzado permiten que la data de campo se integre con los

sistemas comerciales de la empresa (ejemplo: control de activos), a través del manejo

de bases de datos inter-operables. El almacenamiento en gran volumen de la data

permiten la investigación y el análisis avanzado de datos, como por ejemplo el control

estadísticos de procesos. Herramientas que nos permite predecir futuros eventos.

5.0 MANTENIMIENTO DEL SISTEMA

A los sistemas se le debe proporcionar un mantenimiento mínimo, así por ejemplo al sistema

de supervisión se le debe verificar la capacidad del disco duro de la PC y podemos definirlo

como un mantenimiento preventivo del software en forma semestral, el cual estará dirigido a la

PC que contiene el software supervisor y que consiste en efectuar los Back-Up

correspondientes según a los estándares normales y a la limpieza interna-hardware de la PC

5.1 Mantenimiento Semestral

Según los procedimientos de los fabricantes de la PC. Igualmente al sistema de control y

comando se le debe proporcionar también un mantenimiento mínimo, como son las limpiezas

periódicas d superficies y de inspecciones oculares, pero que podemos definirlo en

mantenimiento preventivo semestral y mantenimiento anual. El mantenimiento semestral será

dirigido a todos los instrumentos de medición de campo, como son los detectores, transmisores

de señales de presión, nivel, flujo etc. El mantenimiento anual estará dirigido a los equipos de

panel propiamente dicho, PLC, monitor, relees y borneras.






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La severidad del mantenimiento va a depender de la ubicación y de las condiciones

ambientales en las que se encuentran los equipos, pero en general una buena limpieza exterior

para quitar el polvo ayudara en mucho para el buen funcionamiento y conservación de los

mismos.

Consiste en las siguientes acciones:

• Verificación e inspección de conexiones y posicionamiento de los switches de nivel.

Se debe inspeccionar para detectar posibles fugas o desalineamientos.

• Verificación de la capacidad del disco duro de la PC supervisora.

5.2 Mantenimiento Anual

Deberá efectuarse las siguientes acciones:

• Limpieza de borneras del tablero y verificación de que no existan cables flojos o

sueltos.

• Verificación de los valores de monitoreo y de los mensajes del operador interfase.

• Verificación de los valores de los transmisores, por contraste matemático.

5.3 Diagnostico de errores.

Los errores que puede presentar el sistema es de dos tipos: errores físicos y de

ejecución.

Los errores físicos están ligados al hardware del sistema como son malas conexiones,

mal funcionamiento de los transmisores, circuitos abiertos etc. Pueden ser detectados

con mucha facilidad, si inspeccionamos los planos y las condiciones de error de ejecución

del PLC o del monitor con esto queremos decir que si el PLC no indica ninguna condición

de error y si no activa ninguna válvula se debe verificar el estado de la válvula de

seguridad con su remoto y luego las condiciones físicas.

Los errores de ejecución, están referidos a las fallas que le PLC o el monitor puedan

tener los cuales pueden ser informados por los propios equipos.

Veamos los siguientes casos probables que puedan darse con los equipos:

1. PLC no entra en funcionamiento, foco de indicación PLC-ON está apagado

• Verifique si foco indicador PLC-ON, está en buenas condiciones.






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• Verifique que 12 Vdc de la fuente, este dentro de los valores especificados.

• Verificación que PLC se encuentre en estado EX.

2. Errores detectados por CPU y/o la PLC.

Los errores específicos se encuentran en el manual del fabricante.

3. Para mayores detalles deberá consultarse con los manuales de FLOW AUTOMATION

Inc.







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MANTENIMIENTO DEL SISTEMA DE PROTECCION

CATODICA

CONTENIDO

1. INTRODUCCION 3

1.1Objetivo General 3

1.2Áreas a Proteger 3

1.3Antecedentes 3

2. CRITERIOS DE PROTECCION 3

3. OPERACIÓN DEL SISTEMA 5

4. MANTENIMIENTO DEL SISTEMA 5

4.1 Mantenimiento Preventivo al Sistema de Protección Catódica 6

4.2 Recolección de Datos en el Campo 6






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5. REPONSABILIDADES 7

6. INFORMES 7

7. FORMULARIOS 7

1. INTRODUCCION

1.1 Objetivo General

Dado que los gasoductos enterrados constituyen importantes inversiones que se deben

mantener adecuadamente, el cuidado y mantenimientos de estos es el capitulo mas

importante en cuanto al control y protección contra la corrosión, objetivo que se logra con

la aplicación de un método adecuado para este fin.

Para lograr este objetivo se ha instalado un sistema de Protección Catódica por Ánodos

de Sacrificio para los tramos del sistema de Recolección Principal, Ducto Principal y

extensiones del Gasoducto Paita que brinda protección contra la corrosión a los ductos

por un periodo de vida útil de 20 años; siendo repotenciado luego de su evaluación según

su condición física.






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1.2 Áreas a proteger

El área a proteger será el 100% de las estructuras enterradas.

1.3 Antecedentes

Las tuberías de acero, enterradas o sumergidas están sumergidas a un proceso de

deterioro por corrosión que depende de la agresividad del electrolito compuesto de tierra y

agua. La corrosión se puede manifestar en forma generalizada, propia de estructuras en

superficie o en forma de picaduras propias de las estructuras enterradas o sumergidas.

La corrosión en tuberías que transportan gas, sobre todo a altas presiones es muy crítica

desde que cualquier fuga puede ocasionar una condición insegura ya que al mezclarse

con ciertas cantidades de oxigeno del aire forman mezclas altamente explosivas, que ante

la presencia de cualquier chispa pueden ocasionar explosiones que dañarían la

infraestructura del gasoducto, poniendo en riesgo vidas humanas e infraestructura propias

y ajenas.

Es por este motivo que el presente proyecto considera el empleo de los métodos más

modernos para controlar la corrosión en cualquiera de sus formas de tal manera de lograr

la total seguridad del proyecto durante toda su vida productiva.

2. CRITERIOS DE PROTECCIÓN.

La corrosión interior está totalmente controlada desde que los análisis de las muestras de

gas, obtenidas durante las etapas de exploración, indican que reservorios a explotar

contienen un gas totalmente dulce o sea sin presencia de H2S. Si en los futuros pozos a

explotar se detectara la presencia de gas acido es decir con presencia de H2S, se

emplearían modernas técnicas de eliminación de este acido con tratadores que tienen

como base los secuestrantes de H2S, lo que nos garantizara la eliminación de cualquier

tipo de corrosión interior.

La corrosión exterior se minimiza o elimina con una adecuada combinación de

recubrimientos y protección catódica. El sistema de recubrimientos conforman la principal

protección contra la corrosión de afectan a las tuberías enterradas o sumergidas dado que






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ningún tipo de recubrimiento es totalmente impermeable e indestructible con el tiempo, se

debe complementar a este con un sistema adecuado de protección catódica, que cubra la

superficie de la tubería donde el recubrimiento sufra deterioro ya sea durante su

instalación o durante su vida operativa.

El recubrimiento seleccionado está de acuerdo a la agresividad del terreno donde será

enterrada la tubería y a la vida operativa del proyecto. El recubrimiento considerado es un

recubrimiento de alto espesor de POLYURENATO aplicado en planta denominado

frecuentemente como EFB (fusión Bonded Epoy).

La protección catódica también será de acuerdo a la agresividad del terreno y a la calidad

del recubrimiento seleccionado, esta agresividad será determinada mediante un estudio

de toma de resistividad del terreno a todo lo largo de la ruta donde ha sido enterrada la

tubería.

Entre los sistemas de protección catódica a considerar, tenemos los sistemas de ánodos

de sacrificio y de corriente impresa que se consideran los más adecuados para trabajar en

terrenos secos y de altas resistividades.

Considerando que las áreas a proteger, se instalaran en un medio relativamente

homogéneo, en

Referencia a : resistividades obtenidas al mínimo deterioro general del revestimiento que

se le colocara y a las estructuras cercanas a la tubería a proteger que no poseen ningún

tipo de sistema de protección catódica , que puedan causar interferencias al sistema y por

último a la vida útil requerida del sistema que inicialmente es de 20 años, se ha

determinado utilizar un sistema de ánodos de sacrificio ya que técnica y económicamente

es lo más recomendable para tuberías de grandes longitudes y para vidas operativas

largas que presentan altas resistividades en la mayor parte de su recorrido , situación que

favorece a la operación y es de fácil mantenimiento.

Todos estos aspectos han sido completados teniendo en cuenta los requerimientos y

recomendaciones establecidas por la NACE en la norma estándar RPO1-69 (revisión

1996).

El sistema seleccionado de ánodos d sacrificio será aplicado a todo lo largo dl recorrido

de la tubería enterrada, desde los ductos de salida de los pozos de producción hasta los

ductos finales del gasoducto.






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3. OPERACIÓN DEL SISTEMA

Antes de iniciar la operación del gasoducto se realizara la lectura de potenciales en los

puntos determinados o registros de potenciales y se reportaran como iníciales. Una vez

iniciada la operación se realizara nuevamente la lectura de potenciales en los mismos

puntos que se tomaron inicialmente y se reportaran como finales de tal manera que se

pueda establecer los potenciales tubo- suelo con relación al electrodo.

Las mediciones de potenciales se efectuaran con un multímetro Fluke o similar

caracterizado por sus alta impedancia (10 Megahoms) y con un electrodo de referencia

Cobre / Sulfato de Cobre (suelo).

Estas mediciones de potenciales se realizaran, tratando de obtener el potencial mínimo de

protección de – 850 mv en posición “on” de acuerdo a la norma NACE RP 01-69 Rev. 96

que establece los diversos criterios de protección contra la corrosión al aplicar el método

de protección catódica.

Se tendrá en cuenta cualquiera de los criterios de protección siguiente:

a) Un potencial negativo (catódico) no menor de 0.85 voltios o 850 mv entre la

estructura y un electrodo de referencia Cu/ CuSO 4 contactando el electrolito en este

caso en el suelo.

b) Al aplicar la corriente protectora deberá existir una diferencia mínima de cambio de

voltaje negativo (catódico) de 300 mv , para lograr la protección adecuada , es decir

tomando potenciales en “OFF” y luego en “ON”

4. MANTENIMIENTO

Se deberá efectuar un adecuado mantenimiento al sistema tomando potenciales luego de

una semana iniciada la operación del sistema de protección. Si la lectura de potencial se

encuentra entre – 850 m V vs Cu/ CuSO4 el valor es conforme.

Un potencial negativo mayor a- 1100 Mv requiere insertar una resistencia,

reemplazando el puente eléctrico en el panel de terminales de una estación de prueba

con un valor que reduzca el potencial aproximadamente en - 1000 Mv .La resistencia

debe ser material NiCr , alambre de o.05 mm, enrollado como resorte , también la

resistividad del suelo debe tener un valor de 1 a 5 Ohm . Si se encuentra un potencial

negativo menor de -850 mV, se deberá proceder a instalar un cable adicional del mismo

tipo, en cantidad a ser definida por el especialista de Olympic. Manual de Operación y Mantenimiento





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Posteriormente se deberán tomar los potenciales por lo menos una vez cada seis meses

para controlar y analizar la evolución de los potenciales de protección. Paralelamente se

deberá vigilar el funcionamiento de las bridas aislantes, “Grounding Cell” (celdas a tierra

de zinc) y los buzones para registro de potenciales.

4.1 Mantenimiento Preventivo al Sistema de Protección Catódica

El personal especializado del Departamento de Mantenimiento deberá hacer

verificaciones periódicas en el campo de acuerdo al detalle de actividades que a

continuación se recomiendan:

4.1.1 Control Mensual

• Lectura de potencial de las estructuras en los puntos definidos en el primer año

(los años siguientes este control será trimestral).

4.1.2 Control Semestral

• Inspección de las conexiones del cable a la estructura.

4.1.3 Control Anual

• Lectura de potencial de las estructuras en los puntos definidos.

• Chequeo general de las instalaciones del sistema de protección catódica.

• Inspección de los ánodos.

4.1.4 Control Eventual

• Inspección de los ánodos.

• Inspección al sistema de protección catódica.

4.2 Recolección de Datos en el Campo

a) En forma simultánea a las visitas de verificación de la efectividad de la protección , es

recomendable efectuar anualmente la recolección de la siguiente información :

b) Excavación o destapado de 3 metros de tubería para extraer el revestimiento en todo

su circunferencia. Luego cepillar y limpiar para determinar su condición y reportar.

Esta se hará en determinados puntos seleccionados. Con el propósito de recolectar

datos para fines de inversión.

c) Mediciones de la resistividad del suelo a lo largo del ducto. Remarcando la ubicación o

progresiva, color y tipo de suelo, regularidad del terreno, si es quebrado o pantanoso.






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d) Determinar del pH del suelo de las aguas que se drenan, quebradas que cruza, etc.

Utilizando Peachimetros de papel (Hydrion o smilar )

Toda la información así obtenida, luego de ser constatada y compatibilizada con los

historiales servirá para las acciones correctivas o de mitigación y de algunos para la

adecuación de sistemas instalados o finalmente para el diseño de nuevas instalaciones de

protección catódica.


El Superintendente de Operaciones en coordinación con la Superintendencia de

Mantenimiento será responsable de decidir las políticas preventivas y correctivas sobre la

performance de todo el sistema de protección catódica. Así mismo, mantendrá el historial de

registro y las conclusiones obtenidas.

En los puntos donde no hubieran sido instalados postes de prueba electrolítica, el personal

especializado de Mantenimiento en corrosión hará uso de electrodos compatibles, para

determinar la diferencia de potencial tubería / suelo. Los que se consideraran adecuados si

están alrededor de – 850 mili voltios.

6. INFORMES

El especialista de mantenimiento en corrosión elaborara informes de:

• Resultados de mediciones y conclusiones obtenidas.

• Localización de los principales equipos (con sus características) instalados a lo largo

de la red de ductos, reportando los cambios y alteraciones sucedidas.

• Reportara el efecto de los trabajos correctivos sobre el potencial.

Así mismo, será obligación del Superintendente de Mantenimiento el cuidado de los

instrumentos y equipos especiales de medición de circuitos.

7. FORMULARIOS

El más importante es el de “Condicion de la Tuberia “, que debe ser preparado por el

especialista en corrosión del departamento de mantenimiento: Otros formularios que reflejen






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lo exigido en el mantenimiento y recolección de datos en el campo y que sean necesarios

serán diseñados o implementados por el Superintendente de Mantenimiento.






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PROGRAMA DE MANTENIMIENTO

PREVENTIVO

CONTENIDO

1. OBJETIVO………………………………………..……………………………………………3

2. CONTROLES PERIODICOS……………………..…………………………………………..3






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1. OBJETIVO

Ejecutar un mantenimiento preventivo de los principales equipos y sistemas del gasoducto para

garantizar una operación continua y segura.

2. CONTROLES PERIÓDICOS

En la siguiente tabla se especifica la frecuencia con la que se controlaran los principales equipos e

instrumentos de las instalaciones del Gasoducto Paita para mantenerlos eficientes: Manual de Operación y Mantenimiento





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CONTROLADORES E INSTRUMENTOS FRECUENCIA

Todas las válvulas manuales (abrir/cerrar),se

Controlaran para evitar que se bloqueen.Cada 6 meses

Reguladores de presión Calibración cada 6 meses

Transmisores de presión Cada 6 meses

Transmisor de caudal Cada 6 meses

Indicador de caudal Cada 6 meses

Todos los instrumentos eléctricos como

Transmisores, reguladores, válvulas neumáticas

Calibración cada 6 meses

Todos los manómetros Cada mes

Los niveles manuales y automáticos Cada 6 meses

Todos los motores y bombas Ponerlos en función cada mes

Compresores(futuros) No Aplica

Filtros separadores Cada mes

Sistema de tratamiento con Glycol No Aplica

Sistema de odorizacion Cada 6 meses

Válvula de seguridad Hacerle mantenimiento cada año

Válvula de alivio Hacerle mantenimiento cada año

Limpieza con el chanchoDe acuerdo al programa anual de Operaciones.





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La Superintendencia de Mantenimiento consolidara el presente programa al iniciarse la

operación del gasoducto y se ajustara anualmente.






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FORMATOS






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Ubicación: Lote XIII-B, Prov. Paita - Piura Doc. N°: 36 Rev.: 2

Etapa: Final Fecha: Marzo 2011 Página : 1 de 260

FORMATOS A APLICARSE EN LAS LABORES DE OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO DEL GASODUCTO PAITA.


Descripción Formato N°

Informe sobre ruptura de ducto OLY-001

Informe sobre perdida de gas OLY-001

Informe sobre daños al ducto OLY-001

Informe sobre reparaciones de ducto OLY-001

Informe de Válvulas de Seguridad OLY-002

Informe de Válvulas de Alivio OLY-002

Informe sobre ducto destapado OLY-003

Informe sobre paro del gasoducto OLY-004

Informe sobre venteo de ducto OLY-005

Informe sobre fugas y filtraciones de gas OLY-006

Informe sobre construcciones adyacentes OLY-007

Informe sobre patrullaje OLY-008

Informe sobre ubicación del ducto para terceros OLY-009

Informe sobre volúmenes de perdidas y venteos de gas OLY-010

Nota: Las superintendencias de Operaciones y Mantenimientos elaboraran los formatos necesarios para el normal desarrollo de sus actividades, así como revisaran los presentes.






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INFORME SOBRE ROTURAS, PERDIDAS, DAÑOS Y REPARACIONES DE LINEAS

Formato N° OLY-001 Pág. 1 de 2Reporte N° _____ Fecha del Informe __________________ División ___________________________

Reporte de: ____ ( ) Rotura ( ) Perdida ( ) Daños ( ) Reparaciones Orden de Trabajo N°____Diámetro: Nombre del Tramo:Progresiva (Km): Estación de Inspección:

Plano u hoja de ruta o Alineamiento N°







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DATOS DEUBICACION

Nombre y dirección del propietario del terreno adyacente:Caída de presión in situ Desde:

PsigHasta: Psig

Hora: am/pm

Reportado: am/pm

Fecha: Por: A:

Notificado: am/pm Fecha: Por: A:La cuadrilla amLlego pm

La línea fue amAsilada pm

Fecha: Se termino amEl venteo pm

Fecha:

Informe de referencia Insp. Línea Rotura Línea Otro:

DATOSSOBRE

DEFECTOS

Fecha se detecto Detectado por:Circunstancias en que se detectoTipo de defecto : ( ) Rotura ( ) Perdida ( ) Daño ( ) OtroCausal Aparente: ( ) Corrosión ( ) Daño Externo ( ) Daño de Construcción ( ) Falla de MaterialDefecto en: ( ) Pared ( ) Soldadura ( ) Costura ( ) Accesorio ( ) Brida ( ) Válvula ( ) OtroDescripción del defecto: Piting/ranura más profunda:Defecto de especificación del material: Año instalado:Presión en lugar afectado: MPO de sección afectada:Condiciones atmosféricas: Temp. Ambiente Ocurrió incendio/explosiónUbicación ( ) Sobre suelo ( ) Bajo suelo

Espesor tapado: Tipo suelo:

Tubería /componente: ( ) revestido ( )desnudo Condición Catódicamente protegido? ( ) si ( ) no Condición y clase de revestimientoDaños a la propiedad Daños estimado en US$:Tipo y área de terreno Ubicación de clase:Estructura más cercana: Distancia y dirección Camino más próximo: Distancia y dirección:

INFORME SOBRE ROTURAS, PERDIDAS, DAÑOS Y REPARACIONES DE LINEASFormato N° OLY-001 Pág. 2 de 2

Reporte N° _____ Fecha del Informe __________________ División ___________________________Reporte de: ____ ( ) Rotura ( ) Perdida ( ) Daños ( ) Reparaciones Orden de Trabajo N°____

Fecha de reparación: Fue reducida la presión? Duración de la reparación PsigMétodo de reparación:Materiales retirados:







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DATOS SOBRE

REPARACION

Materiales instaladosEspecificaciones del fabricante:Desde estación verificada: Hasta la estación verificada de:Fue probada previamente? o fue probada para esta instalación? ( ) antes ( ) después ( ) en fabricaProbada hasta: Psig durante: horas en la fecha: Tipo de revestimiento empleado:

SOLDADURANombre del soldador Compañía contratista Cedula de identidad Toda la soldadura

Insp. visualProbada con ENDPrecalentadaPost calentada

END utilizados Procedimiento de soldadura

Electrodos utilizados:

Tubería e instalaciones dañadas

Nombre y dirección de empresa que provoco el daño:Se recibió algún preaviso? Tipo y ubicación del letrero referencial al gasoducto:Otros:

Información sobre el personal

Nombre y dirección de terceros:

Personal de: La empresa:

ANEXOS

Adjuntar: fotografías, croquis, dibujos, otros, etc.

Observaciones

FIRMA

INFORME DE INSPECCION DE VALVULAS DE SEGURIDAD Y ALIVIOFormato N° OLY-002

VALVULA N°

FECHA INSPECCIONADA

TIPO DE SERVICIOTIPO DE

SECCIONRANGO O COLOR DEL

RESORTECAMBIO DE

REPUESTOS







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DIA MES AÑO SI NO SI NO

Nota:(A) En caso de que la válvula debiera activarse ya sea por alta presión o mal funcionamiento Observaciones: __________________________________________De la válvula, incluir en las observaciones, una frase que describa las condiciones importantes _______________________________________________________Cauda y corrección de la falla, tiempo fuera de servicio y ubicación de la válvula. _______________________________________________________

_______________________________________________________(B) Si se reemplaza con una unidad, deberá incluir: (1) Fabricante, (2) Tipo de Servicio(3) Tamaño (4) Modelo o fig. N° (5) Tipo de control, (6) Tipo de sello, (7) Numero de serie (S.N) _______________________________________________________FIRMA






Etapa: Final Proc. N° OLY-16 Fecha: Marzo 2011Página : 1 de 260

INFORME SOBRE DUCTO DESTAPADO

Formato OLY-003

Se ha encontrado cañería destapada en la localidad de:


Descarga de Estación Nombre del Ducto Nombre Estación Inicial

Nombre Estación Final

Profundidad de cobertura del ducto

Razón por que la cobertura es > a 0.60 cm

Descripción del área (Terreno, Tipo de suelo, condiciones, etc.)

Otros comentarios:




Ubicación: Lote XIII-B, Prov. Paita - Piura Doc. N°: 36


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Preparado por: ____________________________________________________







INFORME SOBRE PARO DE GASODUCTO

______ Emergencia ______ N° programado ______ Retiro Formato N° 0LY-004_______ Programado ______ Desactivación Pág. 1 de 2

Reporte N° ________Fecha del Informe_______________ División _________________________________Fecha Inicio Reparación _________Hora _____am/pm Fecha de Finalización de Reparación ___________Hora _______am/pmDescripción del Trabajo o Causales del Paro___________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________Orden de Trabajo_____

VENTEO DE LINEA

Diámetro ________Nombre del Tramo_____________________________________________________________________________Desde: Localidad___________________________________________________________________________Km_________________Hasta: Localidad___________________________________________________________________________Km__________________Fecha del Paro ___________________Presión de la Línea ______________________________Psig Venteado: Km _________Mts____Diámetro y NumeraciónVálvulas cerradas Descripción de la Localidad y la Función Hora Cerrado Válvula Fecha___________________ ________________________________ ___________________ ___________________________ ________________________________ ___________________ ___________________________ ________________________________ ___________________ ________

Diámetro y NumeraciónDe Válvula de Venteo Ubicación Hora de Inicio de Venteo Hora Finalizo______________________ __________________________________ _____________________ _________________________________ __________________________________ _____________________ _ __________

Datos de Trasvase:Inicio: Fecha ______________ Hora ____________am/pm Psig _____Finalizo: Fecha ________Hora ____am/pm Psig ____________Compresor Utilizado_______________________________________ Ubicación ___________________________________________Datos de Venteo de Emergencia:Presión Lanzada hacia: ______________________Desde _______________Psig a __________Psig Hora _________am/pm________Reportado________________ am/pm Fecha ________Por: ______________A: __________________________________________Notifico a Despachante __________________ am/pm Fecha_____________ Por___________________ A: ____________________Estaciones _____________________________________________________ Paro ________________am/pm fecha_____________Condiciones Climáticas _____________Temperatura _______________ °F Cuadrilla Llego ________ am/pm Fecha _______________







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INFORME SOBRE PARO DE GASODUCTO

______ Emergencia ______ N° programado ______ Retiro Formato N° 0LY-004 _______Programado ______ Desactivación Pág. 2 de 2

PURGA

Fecha: ________ Hora Inicio _____________ am/pm Finalizo _____________________Gravitom. Usad ___si _____no Gas Controlado por: ___ _________ Válvula ___________________________ ______ A ________________________________PsigAbrió _______________________% Durante__________________________ Minutos a Presión Inicial ____________________PsigPurgados por ________________” Válvula de Venteo __________________________A ___________Con Presión Final _______Psig________________________________________________________________________________________Orden de Trabajo_____

EMPAQUETAMIENTO LINEA

________” Válvula de Venteo _____________________________________cerrada a las ______________am/pm longitud ____Mtos._________” Tamaño de la línea igualado a presión de__________________ Psig Fecha ________________Hora ___________am/pm

Diámetro y Numeración Válvulas Abierta Ubicación y Descripción de Función Hora Apertura Fecha___________________ ________________________________ _______________am/pm ___________________________ ________________________________ _______________am/pm ___________________________ ________________________________ _______________am(pm ________

DESACTIVACION / RETIRADOD. N y longitud desactivada_________________________________________________________________________________________:D.N y Longitud Retirada ____________________________________________________________________________________________ D. N. y Longitud Abandonada _______________________________________________________________________________________El tramo fue llenado con: ______________________________________________________ a Presión de _______________________PsigMétodo de Sello y Separación _______________________________________________________________________________________Observaciones: __________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________Reps. De Referencia: Perdida de gas __________________Daños y Reparaciones ______________Insp. Del Tubo y su Revestimiento____

Otros ________________________________________________________________________________________Firmado por ____________________________________________________________________________







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INFORME DE VENTEOFormato OLY- 005

Fecha: Línea: W.O.:Tamaño de Línea Desde MP: Hasta MP:

Válvula de control N° Tamaño MP:Válvula de salida (100% abierta) N° Tamaño: MP:

Duración del purgado:

Duración de 2 desplazamientos Min. Presión Psig

Duración de 5 desplazamientos Min. Presión Psig

Tiempo Gravedad en venteo Tiempo Gravedad en venteo Tiempo Gravedad en venteo

Observaciones

------------------------------Firma







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INFORME DE FUGAS O FILTRACIONES Formato N° OLY- 006Fecha: ___________

NUMERO DE LINEA

NUMERO DE

ESTACION O

SECCION

DESDE KM

HASTAKM

NOMBRE DE ESTACION A ESTACION (TRAMO)

FECHA DE INSPECCION

NUMERO DEFILTRACIONES

CODIGO CLASE

COMENTARIOS

Fecha de Registro: ____________________________________ Registrado por: ____________________________________________

________________________________________________________________________________________________________________







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INFORME DE NUEVAS CONSTRUCCIONES ADYACENTES Formato N° OLY 007 Reporte N° ________

___Reporte Inicial ___Reporte sobre viviendas dentro los 200 metros___Reporte Suplementario N° _____ ___Reporte sobre Condominios dentro de los 100 m___Fecha Reporte Inicial ___ Reporte otras construcciones a 60 m.Información sobre Invasión___ Patrullaje N°_____ ____ Otro Fecha de Informe OficinaFecha de Inspección Inspector

Ubicación

Ducto DiámetroKm Km Tramo N°

N° de Planos de Ruta y AlineamientoDescripción de la construcción

Limites de Construcción Nombre del Sector Hasta

Distancias Perpendiculares desde los gasoductos

(1) Mts del tramo (2) Mts del tramo(3) Mts del tramo

Dirección respecto a la línea (marcar una) Norte Sur EsteDistancias entre líneas (si fueran más de dos)Espesor de la cobertura de tierra La construcción es ocupada por 20 personas o mas durante su uso normal?

DUEÑO DE LA PROPIEDADNombreDirección

CONSTRUCTORA Y/O FIRMA DE INGENIERIA

NombreDirección

PERSONERO NOTIFICADO SOBRE EL DUCTO

Nombre Empleador

Cargo en el ProyectoAvisos y letreros de Prevención Instalados Fecha de InstalaciónMapa o Dibujo Nro (Adjunto)Preparado por Superintendente de Operaciones







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INFORME SOBRE PATRULLAJE Y DETECCION DE PÉRDIDAS

Formato N° OLY-008

___DETECCION QUINCENAL DE PERDIDAS-CLASE 1 Y 2 (AREAS) ____PATRULLAJE TERESTRE SEMI-ANUAL-CRUCE DE CARRETERAS___PATRULLAJE TERRESTRE EN AREAS CLASE 3 (TRIMESTRAL) ____DETECCION DE PERDIDAS SEMI-ANUAL POR PATRULLAJE TERREST.

AREA____________________ FECHA_________

LINEAY HWY OR/R

N°/NOMBRETAMAÑO

LINEA

CODIGO DE

ESTACIONCLASE

LINEA SECCION (M. P)SUPERVISADO

PORPERDIDAS EQUIPO

CALIBRACIONRESULTADOS

OBSERVACIONESDE HASTA







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FIRMA___________________________________PAGINA__________DE___________







INFORMACION SOBRE UBICACIÓN DEL GASODUCTO PARA TERCEROS

Formato N° OLY -009

Nombre de la persona receptora Ubicación Oficina Reporte N°Fecha/Hora am/pm

Pedido Recibido ____/____/20

Recibido por

Teléfono _________Fax_______ Carta__________ Otro_______Otros Solicitantes Notificados Fecha/Hora

_______ / __________ / 20 : am / pmIDENTIFICACION DE TERCEROS Y TRABAJO PROPUESTOS

Nombre de la Compañía Dirección___________________________________________________Telefono ___________________

Ciudad ____________________________________________________

Nombre/ Cargo del Solicitante __________________________________ Teléfono __________________

Descripción de la solicitud o trabajo a solicitarse ______________________________________________Fecha/Hora Iniciación ___________se usaran explosivos?

Ubicación del

Trabajo

Estado_______ _____________________________ Ciudad ____________________

Otros____________GASODUCTO O INSTALACION AFECTADA DE LA EMPRESA

Numero de la Instalación ______ Estación Inspeccionada Km _________________

Descripción de la Afección _____________________________________________________________

INFORME REPORTADO PARA TERCEROS

Fecha del Informe_____________ Nombre del Reportador ____________________________________

Informe dado por:

____ Teléfono _____Carta ______Otro Mapas Entregados Si_______ No ____N°

Fecha Convenida: ____________________________________________________________________

Fecha propuestas para la demarcación in situ ___________

Fecha de demarcación in situ _____________ Descripción de la demarcación actual ______

Fecha ______ Emisor del Informe________________








Documents

67504257 Manual de Operacion y Mantenimiento Gasoducto Paita Final 2