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UNIVERSIDAD NORORIENTAL PRIVADA “GRAN MARISCAL DE AYACUCHO” FACULTAD DE INGENIERÍA ESCUELA DE INGENIERÍA DE MANTENIMIENTO MENCIÓN INDUSTRIAL NÚCLEO ANACO. ESTADO ANZOÁTEGUI CÁTEDRA: Recipientes a Presión

SEPARADORES

PROFESOR: Cordova Jesús

INTEGRANTES Mendoza Ángel C.I: 18.594.532. Sucre Marcos C.I: 24.229.245.

Anaco, Noviembre 2014.

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ÍNDICE Pág.

Introducción

Separadores

Normas

Dispositivos

Operaciones

Mantenimiento

Conclusión

Bibliografía

Anexos

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INTRODUCCIÓN

Desde el comienzo de la Industria Petrolera, la producción de gas natural ha estado ligada en un gran porcentaje a la producción de petróleo. Con el desarrollo de las industrias, el gas natural fue tomando mayor importancia, hasta ubicarse en el lugar que ocupa actualmente como fuente de combustible.

A partir del año 2000, PDVSA GAS ha recibido las actividades de producción de gas no asociado del área de Anaco, donde su participación será del cien por ciento; Todo esto implica un cambio sustancial en el negocio medular, en los límites operativos y funcionales de la empresa y va a significar un entorno más exigente y complejo.

Entre los equipos que forman parte en el proceso de manejo de crudo/gas están los separadores, estos equipos están diseñados para separar los componentes: petróleo, gas, agua, sedimentos del fluido proveniente del pozo productor. A estos separadores, se les aplica un mantenimiento integral orientado a la prevención de fallas mayores, permitiendo incrementar la eficiencia en el proceso de separación. Lo anteriormente dicho, está enfocado a obtener un producto de calidad (gas limpio) hacia los sistemas compresores de gas, además de un crudo libre de sedimentos y agua

En las operaciones de producción de crudo, el separador es el equipo encargado del proceso de separación, gas, petróleo, agua y sedimentos. El separador es uno de los equipos más utilizados en la industria petrolera. Recipiente utilizado para separar de una corriente de hidrocarburos el líquido y gas que existe a una temperatura y presión (T y P) específica

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SEPARADORES

El manual de procedimientos operacionales de estaciones recolectoras CIED (1997), define un separador como: “Un recipiente de forma cilíndrica, esférica, colocada en posición horizontal o vertical, cuyo propósito es separar el gas de los líquidos que constituyen el crudo proveniente del múltiple.” (p. 20)

Generalmente, el flujo que se obtiene de un yacimiento petrolífero es de naturaleza multifásica. La separación física de estas fases es una de las operaciones esenciales en la producción, tratamiento y transporte de crudos y gases.

El propósito de un separador líquido gas es separar corrientes mezcladas de líquido y gas de forma tal que se minimice el arrastre de pequeñas gotas de líquido en la corriente de gas.

La separación gas líquido se basa principalmente en las diferencias de densidad de las fases. Un separador también puede llamarse extractor ó tambor. Esta terminología es empleada sin importar la forma que posea dicho equipo. La principal función de los separadores de petróleo y gas es la de separar la mezcla en dos corrientes una líquida y otra gaseosa; sin embargo, existen equipos que adicionalmente separan el agua del petróleo por lo que se comportan como separadores trifásicos si tales cantidades son considerables.

La presión de operación para el separador se puede variar ampliamente. En la mayoría de los campos petroleros la presión puede alcanzar valores inferiores a los 60 psig. En operaciones de alta presión en donde no es práctica su reducción inmediata, pues no se optimizarían las cadenas de compresión del mismo, el intervalo de presiones puede estar entre 800 y 1200 psig y la reducción de la presión debe ser hecha en etapas.

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Entre los principales principios de operación de los separadores están: la gravedad, la fuerza centrífuga, el momentum, la coalescencia, el efecto de las placas deflectoras del equipo separador, entre otros. El tamaño y volumen del separador puede variar de acuerdo a las necesidades de operación de la planta.

Por otra parte, el Instructivo de un Separador de Flujo y Gas CIED (1997), señala que: Los separadores de diferentes manufacturadores difieren ligeramente e n detalles, pero muchos de son clasificados de acuerdo a la forma vertical horizontal o esférica. En el separador vertical mostrando en la figura 3 el flujo de pozo entra en el separador a través de una entrada tangencial que imparte un movimiento circular al fluido. (p 32) Los separadores pueden clasificarse según varios criterios, entre los cuales están:

- Según su Función:

a) Separadores de Producción. Son separadores que reciben los fluidos provenientes de la línea general del múltiple de producción general.

b) Separadores de Prueba. Son aquellos separadores que reciben la producción de un solo pozo con el objeto de medirla. Los separadores de prueba se conectan a un solo pozo, se les instala un instrumento medidor de gas en la tubería de salida del gas y un sistema de medición para crudo; estos instrumentos miden el flujo de gas, de crudo y de agua producido por el pozo.

- Según su Forma:

a) Cilíndricos. Son los más comúnmente usados, y por lo tanto fueron los que se estudiaron. Su posición puede ser vertical u horizontal.

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b) Separadores Verticales. Los separadores verticales han sido equipos generalmente usados para la mayoría de las operaciones de campo. Prácticamente resultan indispensables cuando existen grandes limitaciones de espacio. En general, los separadores verticales son aplicables cuando existen intervalos altos de gas– líquido.

Figura 1. Separador Vertical Bifásico

Fuente: http://www.Fuel_Gas_Scrubber_with_Drain_Tank.jpg (2013)

c) Separadores Horizontales: Estos separadores presentan un área de superficie de contacto entre ambas fases, mayor que en el caso del separador vertical, por lo que es posible la liberación más eficiente del gas.

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Figura 2. Separador Horizontal Bifásico

Fuente: http://www.gas–training.com/art_tecnico/ds_03.jpg (2013) Generalmente, los separadores horizontales son operados con una altura de líquido igual a la mitad de su capacidad a fin de maximizar el área interfacial gas–líquido. d) Esféricos: Este tipo de separador no es muy eficiente además de exhibir dificultades en su fabricación, por lo cual no son usuales en operaciones de separación de gas–petróleo. Figura 3. Separador Esférico

Fuente: http://www.gas–training.com/art_tecnico/ds_03.jpg (2013)

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- Según las Fases que Separa: a) Separadores Bifásicos: Dispositivo mecánico que se emplea en la separación de un fluido en sus fases líquida y gaseosa y en el cual no se pretende aislar el agua del petróleo y viceversa. b) Separadores Trifásicos: Recipiente que, por lo general se coloca horizontal y se utiliza para separar el agua libre, el petróleo y el gas. Los componentes más comunes en los separadores líquido–líquido–gas, ya sea en la refinación o en la producción de petróleo son agua, crudo y gas. Cuando existen moderadas cantidades de agua conjuntamente con el crudo, aparte de separar el crudo del gas, también se hace necesario eliminar el agua mediante separadores trifásicos, en donde ambos líquidos son descargados por válvulas diferentes. Esta separación resulta muy positiva cuando el crudo no se ha emulsionado con el agua. La separación del gas en este tipo de separadores es la misma que en el caso anterior y la mayoría de los conceptos que aplican en los separadores bifásicos también tienen el mismo significado en esta categoría. Criterio de Selección entre Separadores

Las ventajas y desventajas para la selección entre los separadores bifásicos horizontal y vertical de la normativa de PDVSA se presentan a continuación:

Ventajas en la selección de Separadores Verticales:

Normalmente empleados cuando la relación líquido–vapor/gas es alta y/o cuando se esperan grandes variaciones en el flujo de vapor/gas

Mayor facilidad, que un separador horizontal, para el control del nivel del líquido, y para la instalación física de la instrumentación de control, alarmas e interruptores, ocupa poco espacio horizontal, 8

Facilidad en remoción de sólidos acumulados

La eficiencia en la remoción del líquido no varía con el nivel de líquido,

Son preferibles cuando existen problemas de arena, o sólidos porque son más fáciles de limpiar.

Se logra una distancia vertical mayor entre el nivel de líquido y la salida de gas, disminuyendo así, la tendencia de la revaporización del líquido en la fase gaseosa, entre otras.

Desventajas en la selección de Separadores Verticales:

-

El manejo de grandes cantidades de líquido, fuertes variaciones en la entrada de líquido, ó separación líquido–líquido, obliga a tener excesivos tamaños de recipientes, cuando se selecciona esta configuración

-

Requieren mayor diámetro, que un separador horizontal, para una capacidad dada de gas

-

Requieren de mucho espacio vertical para su instalación,

-

La eficiencia de separación es menor, ya que la separación de las gotas ocurre en un régimen de flujo en contracorriente

-

Fundaciones más costosas cuando se comparan con separadores horizontales equivalentes,

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-

Cuando hay formación de espuma, o quiere desgasificarse líquido ya recolectado, se requieren grandes volúmenes de líquido y, por lo tanto, tamaños grandes de separadores verticales,

-

Presentan problemas de mantenimiento y supervisión debido a sus alturas, entre otras.

Ventajas en la selección de Separadores Horizontales: 

Normalmente empleados cuando la relación líquido–vapor/gas es baja



Requieren de poco espacio vertical para su instalación



Fundaciones más económicas que las de un separador vertical equivalente



Requieren menor diámetro, que un separador vertical, para una capacidad dada de gas



Manejan grandes cantidades de líquido, fuertes variaciones en la entrada de líquido, o separación líquido–líquido, optimizando el volumen de operación requerido



Los volúmenes de retención facilitan la desgasificación de líquido y el manejo de espuma, si se forma



La separación de las gotas ocurre en un régimen de corrientes cruzadas, lo que genera mayor eficiencia de separación



En los separadores horizontales la velocidad del gas puede exceder la velocidad de asentamiento del líquido con un L/D>1, entre otras. 10

Existen otros autores que tienen diferentes criterios de selección, por ejemplo, hay algunos que seleccionan los separadores verticales cuando la relación líquido-gas es baja; otros mencionan que los separadores verticales manejan grandes cantidades de líquido y fuertes variaciones en la entrada de líquido. Estos criterios, así como otros, son contrarios a los mencionados anteriormente por PDVSA, por lo tanto la preferencia por uno u otro depende del criterio de selección de la persona que realice el diseño. (Evans, F. 1974, 158)

Control del Separador

El Instructivo de un Separado de Flujo y Gas CIED (1997): señala que: “Aunque el separador está diseñado para realizar la separación de fases, la calidad de esta separación depende del control de sus condiciones de operación y de las tasas de salida de las fases.” (p 29)

Una buena separación de fases depende de factores tales como:

-

Características físicas y químicas del crudo

-

Temperatura y presión de operación

-

Cantidad de fluido que se necesita tratar

-

Tamaño y configuración del separador

En condiciones normales de operación los controles de operación de un separador son un control de presión y un control de nivel cuyo funcionamiento es el siguiente:

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Figura 4. Controles de un separador

Fuente: http://www.gas–training.com/art_tecnico/ds_03.jpg (2013) El control de presión mantiene constante la presión del separador regulando la salida del gas; si la presión aumenta por encima de la presión de operación esta presión actúa sobre la válvula de control de salida de gas y hace que se abra más para permitir más paso de gas; si la presión disminuye por debajo de la presión de operación, la válvula que controla la salida de gas se cierra un poco y de esa manera bloquea un poco la salida de gas permitiendo que el separador se presurice nuevamente. Adicional a la válvula de contrapresión, el sistema de control de la presión en el separador posee una válvula de alivio y un disco de ruptura; en caso de que por alguna razón la válvula de contrapresión no permita la despresurización del separador cuando este está a presiones por encima de la presión de operación, la válvula de alivio se abre para despresurizar el recipiente, y si finalmente la válvula de alivio no funciona y el recipiente continua presurizándose se rompe el disco de ruptura el cual es una lámina normalmente de aluminio que soporta una determinada presión y cuando se somete a una presión mayor se rompe; al romperse el disco de ruptura el recipiente queda abierto a la atmósfera o una línea de descarga conocida como línea de los quemaderos. 12

PROCESO DE SEPARACIÓN La mezcla de fase entra al separador y choca contra un aditamento interno ubicado en la entrada, lo cual hace que la mezcla cambie al momento provocando así una separación gruesa de las fases, posteriormente en la sección de decantación (espacio libre) del separador actúa la fuerza de gravedad sobre el fluido permitiendo que el líquido abandone la fase gaseosa y caiga hacia el fondo del recipiente (sección de acomodación líquida).Esta sección provee del tiempo de retención suficiente para que los equipos aguas abajo puedan operar satisfactoriamente y si se ha tomado la previsión correspondiente, liberar el líquido de las burbujas de gas atrapadas. En el caso de separaciones que incluyen dos fases liquidas, se necesita tener un tiempo de resistencia adicional dentro del tambor, lo suficientemente alto para la decantación de una fase líquida pesada y la flotación de una fase líquida liviana. Normalmente se pueden identificar cuatro zonas principales de los separadores: - Separación Primaria: El cambio en la cantidad de movimientos del flujo en la entrada del separador general o separación gruesa de la fase; esta zona incluye boquillas de entrada y los aditamentos de entrada, tales como deflectores o distribuidores - Separación Secundaria: Durante la separación secundaria se observan zonas de fase continua con gotas dispersas (fase discontinua) sobre las cuales actúa la fuerza de gravedad. Esta fuerza se encarga de descantar hasta cierto tamaño las gotas de la fase pesada discontinua en la fase liviana continua, también produce la flotación de hasta cierto tamaño de gota de la fase líquida (fase discontinua) en la fase pesada continua. En esta parte del recipiente la fase liviana se mueve a una velocidad relativamente baja y con muy poca turbulencia. - Separación por Coalescencia: En cierta situación no es aceptable que gotas muy finas de la fase pesada discontinua sean arrastradas en la fase liviana; por ello, es

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necesario que, por coalescencia, tales gotas finas alcancen un tamaño lo suficientemente grande para separarse por gravedad, para lograrlo se hace necesario tener elementos como eliminadores de niebla o mallas, en el caso de separación gasliquido, o las esponjas y/o platos coalescedores, en el caso de la separación liquidoliquido. - Recolección de las fases Liquidas: Las fases liquidas ya separadas requieren un volumen de control y emergencia para una operación confiable y segura de los equipos aguas abajo.

DISEÑO

Un separador se diseña basándose en su capacidad, en los cuales se deben considerar posibles consideraciones momentáneas que podría aumentar el caudal de gas y liquido arrastrado por muy encima del flujo normal con riesgo de sobrepasar excesivamente la velocidad permisible del gas para la cual el separador fue diseñado. Los separadores líquidos-gas son fabricados en tres configuraciones básicas: vertical, horizontal y esféricos.

Cada una tiene ventajas específicas y su selección es usualmente hecha de acuerdo con la cual de ellos produzca los resultados deseado con un mínimo de costo. El separador vertical es capaz de procesar mayores cantidades de tapones líquidos si afectar seriamente la dispersión del mismo en el gas de salida.

Su uso se limita a condiciones operacionales en las cuales la acción responsiva del controlador de nivel no es crítica; el separador vertical requiere un diámetro mayor para

un volumen dado de gas que los otros tipos de separadores

particularmente no están equipado con una malla corrugada interna o con un laberinto.

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El separador horizontal normalmente requiere un diámetro inferior al vertical cuando las condiciones de flujo de gas son iguales.

Esto se debe a que este tipo de recipiente tiene una interface líquido-vapor mayor que el vertical, lo cual ayuda a la separación, no obstante, su diámetro generalmente obedece a lo0s requerimiento de acumulación de líquidos (o líquidos, si el sistema es trifásico, particularmente cuando este debe partir con altos periodos de residencias en el tambor

El montaje de instrumentos, tuberías y plataformas de acceso es usualmente más simple con un tambor horizontal; además este resulta relativamente más económico como recipiente porque las condiciones de estabilidad debido a la acción del viento y movimiento sísmicos requieren un espesor de chapa que el tambor vertical

El separador esférico es más compacto y puede tener ventajas económicas respecto a peso y capacidad. Sin embargo, su característica para aumentar líquidos y controlar nivel lo hacen el más difícil de diseñar.

NORMAS

Manual de Ingeniería de Diseño (MID). 

Separadores líquido-vapor (PDVSA90616.1.027)



Separadores de producción (PDVAS FC-202-P)



Requerimientos de diseño para recipientes a presión (PDVSA D-251-PRT)

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Manual de Diseño de Proceso (Mdp) 

Tambores separadores.



Principios básicos.



Separadores líquidos (PDVSA PD-201-PR)

Para realizar trabajos en cualquiera de las instalaciones de la organización que involucren o no riesgo, Petróleos de Venezuela (PDVSA). Utiliza normas que están dirigidos a todo el personal de la industria petrolera y contratistas involucrados en la realización de trabajos para la empresa.

Los trabajos contemplados en estas especificaciones requieren del cumplimiento obligatorio de todos los códigos, leyes y normas Nacionales e Internacionales aplicables para cada especialidad.

Los siguientes códigos y normas en su última edición incluyendo las correspondientes

modificaciones

y/o

adiciones,

forman

parte

de

estas

especificaciones.

II.4.1 - MANUAL DE INSPECCIÓN (VOLUMEN 5). PDVSA División I

II.4.1.1 PDVSA-D-211-PRT. - Recipientes a presión.(norma de embarque)

Esta norma se refiere a los procedimientos a seguir en el momento del traslado de los equipos a presión, teniendo en cuenta que en el trabajo a realizar se trasladarán los equipos de las estaciones hacia el taller de reparación y luego desde este hasta la

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estación, para ser instalado. Es por ello que se debe tomar en cuenta la siguiente norma:

II.4.1.1 - NORMAS DE EMBARQUE.

I-

Antes del inicio del proceso de preparación para embarque, el separador

deberá drenarse completamente. No se permitirá la presencia de residuos de líquidos dentro del recipiente

II-

Todos los orificios deberán protegerse con tapas de madera o metal con una

lámina de gomas colocadas entre la brida y la tapa. El propósito de esta protección es evitar la entrada de líquidos al separador durante el almacenaje y embarque.

II.4.2 PI-09-04-00. - PROCEDIMIENTOS DE INSPECCIÓN. FASE DE USO / OPERACIÓN. Esta norma se refiere a la inspecciones que se le debe realizar a los equipos a presión, para determinar si estos están en capacidad de seguir operando con la presión con que viene trabajando. En el trabajo que se presentará se utilizarán las diferentes inspecciones no destructivas; fibroscopia, para determinar las condiciones de los internos del equipo, inspección por ultrasonido, para medir los espesores de los cabezales, así como líquidos penetrantes, tratamiento térmico a cordones de soldaduras, todas estas pruebas arrojaran como resultado las condiciones del equipo.

II.4.2.1 - CRITERIOS DE INSPECCIÓN. El tipo de inspección que se debe efectuar a un recipiente a presión depende de sus condiciones de diseño, servicios y de las instalaciones donde opera y deberá ajustarse a los requerimientos del reglamento de las condiciones de higiene y seguridad en el trabajo.

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Las áreas de las diferentes filiales deberán establecer programas de inspección y/o pruebas de sus recipientes a presión de acuerdo a los criterios y frecuencias establecidos en este procedimiento y severidad de uso.

Esta inspección puede realizarse de dos formas; externamente(recipientes en marcha o fuera de servicio), e internamente(recipientes fuera de servicio), utilizando para ello algunas de las técnicas de ensayos no destructivos, adicionales a la inspección visual.

La inspección externa puede ser realizada a recipientes bajo condiciones normales de operación, mientras que para realizar la inspección interna se requiere despresurizar, sacar de servicio, abrir el recipiente y desgasificar en caso de requerirse.

Lo importante es que la forma que se aplique, suministre la información necesaria para determinar si el recipiente está en condiciones de seguir operando en forma segura. En los casos más frecuentes de daño a la superficie del material con pérdida de espesor, la vida remanente del recipiente puede calcularse a través de la fórmula: Calculo de la vida remanente Vida remanente (años) = T(actual)-T(requerido) Tasa de corrosión Dónde:

T (actual): Espesor de pared actual (mm), (pulg).

T (requerido): mínimo espesor de pared requerido (mm) (pulg).

Tasa de corrosión: expresada en milímetros por año (pulg/año.)

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Es indispensable señalar que existen otros casos de daños que no pueden evaluarse según el procedimiento señalado anteriormente, que requiere un tratamiento específico, tales como los causados por ataques por hidrogeno y bajo condiciones de corrosión bajo tensión.

II.4.2.2 FRECUENCIA DE INSPECCIÓN.

El máximo periodo entre inspecciones internas o una completa inspección externa de los recipientes a presión, no debe exceder de la mitad de la vida útil remanente del recipiente, o diez (10) años, el menor valor entre ambos.

Cuando se detecten formas de deterioro diferentes al desgaste uniforme por corrosión de las paredes en recipientes, como son: agrietamiento por corrosión bajo tensión, corrosión por picaduras, corrosión galvánica, fatiga, erosión. La vida remanente y el intervalo de inspección deben ser revisados y ajustado de acuerdo a la severidad de los años.

En los casos que se determine que la tasa de corrosión es despreciable (menor que 0,025 mm por año), no es necesario inspeccionar internamente el recipiente, siendo suficiente una inspección externa periódica. Siempre y cuando el recipiente se mantenga en las mismas condiciones de servicios y cumplan con lo siguiente: 

Las características no corrosivas del contenido incluyendo los efectos de las trazas, se han establecido por un mínimo de 5 años y sean comparables con experiencias de servicios similares.



No existen indicaciones relevantes durante la inspecciono externa.

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

La temperatura de operación del recipiente no exceda al límite de la temperatura más bajo del rango de rotura por termo fluencia (creep) aplicable al material



El contenido del recipiente instalado no esté sujeto a contaminación inadvertida por productos corrosivos.

Los recipientes con revestimientos metalices internos tiene su periodo de inspección interna, basado en la experiencia del comportamiento del revestimiento en servicios similares, pero no debe exceder de diez (10) años. II.4.2.3 - INSPECCION EXTERNA. Consiste en la revisión externa del recipiente con el objeto de determinar si presentan condición segura para seguir operando. Una vez que el inspector haya sido autorizado por el custodio de la instalación, para realizar su trabajo, deberá cumplir las siguientes etapas:



Revisión de la placa de identificación del equipo (numero, presión y temperatura de diseño, presión de prueba hidrostática, etc.



Verificación de las condiciones de trabajo (presiona, temperatura, flujo.



Revisión de la placa de identificación de la válvula de seguridad (numero, fecha y precien de calibración). Dependiendo de la tasa de corrosión calculada para el servicio y de la vida

remanente del recipiente, se deberán efectuar mediciones de espesores de pared, con equipos de ultrasonido, en el cuerpo y cabezales del recipiente. 20

En el caso de recipientes cubiertos, será necesario remover el aislamiento y/o la pintura y/u otro recubrimiento a fin de efectuar las mediciones.

Es recomendable efectuar las mediciones de espesores de pared en las áreas que estén sometidas a mayor desgaste, para ello deberá analizares detalladamente cada coso en particular; sin embargo, las más comunes son: alrededor de las conexiones de entrada y salida, pared de choque de entrada del producto, cabezal inferior o fondo del recipiente (cuando existe condensación y acumulación de líquido en el fondo)y cabezal superior o sección superior (cuando se producen vapores).

En todos los casos que sea posible (recipientes sin aislamiento), el inspector deberá examinar visualmente todo el recipiente especialmente la soldadura del cuerpo, cabezales y conexiones, con el fin de detectar posibles grietas, corrosión externa o fuga de producto.

La información de las condiciones observadas, debe ser presentada en dibujos que muestren en forma precisa, los sitios donde se tomaron las mediciones de espesores, de manera de revisar estas misma áreas en las siguientes inspecciones y comprobar la tasa de corrosión preestablecida.

Cualquier otra consideración no expresada en lo arriba mencionado, deberá seguir con lo especificado en la norma API STD 510 “externa inspección”.

II.4.3 - NORMA API STD 510. Esta norma se utiliza cuando se le realiza mantenimiento preventivo a los equipos a presión, el supervisor tendrá que introducir la cabeza o todo el cuerpo dentro de estos equipos para determinar el estado en que se encuentran los internos del equipo.

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II.4.3.1 - ENTRADA AL RECIPIENTE

Se debe seguir un procedimiento de entrada segura en los recipientes, a fin de disminuir la posibilidad de accidentes que pueden originarse por:

1- Exposición a sustancias tóxicas que se encuentren dentro del recipiente.

2- Carencia de suficiente oxígeno.

II.4.3.2 - PROCESO DE INSPECCIÓN INTERNA.

El inspector deberá acercarse a las secciones internas, con el fin de examinar lo mejor posible toda la superficie interna del recipiente. Para ello deberá contar con una fuente de iluminación adecuada que le permita tener buena visibilidad y de ser necesario usar escaleras y andamios.

La preparación de la superficie dependerá del grado de deterioro observado y su localización.

El desgaste por corrosión y erosión es el más común que sufren los recipientes a presión. El inspector deberá examinar minuciosamente la superficie que conforma el cuerpo y cabezales del recipiente, utilizando para ello aquellos implementos, herramientas y equipos que le permitan detectar los siguientes tipos de daños:  PICADURAS.

Es el desgaste localizado del material; cuando presentan poca profundidad y se encuentran aisladas en pequeñas áreas; no debilitan la resistencia de la sección del

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recipiente; sin embargo es necesario medir su profundidad con la herramienta mecánica adecuada (medidor de picaduras) para determinar el espesor emánente y verificar si cumple o no con el espesor requerido.

 CORROSION LINEAL.

Es la agrupación de picaduras que pueden estar conectadas o no entre si, formando líneas continuas con desgaste de material. Esto ocurre frecuentemente en el área de interface líquido-vapor.

 CORROSION UNIFORME

Es el desgaste que ocurre cuando toda la superficie del recipiente o áreas considerables, del mismo, presentan el mismo grado de ataque. En estos casos es necesario efectuar la medición de espesores de pared con equipos de ultrasonido.

 CORROSION GALVANICA

Es el desgaste que se observa en la zona de contacto de dos metales diferentes, los cuales están sometidos a la acción del medio corrosivo. También suele presentarse cuando existen variaciones de composición química entre la aleación de soldadura y el metal base

 EROSION Es el desgaste que ocurre en las superficies internas de choque o de entrada del producto así como en las zonas donde se produce la mayor turbulencia del mismo

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(conexiones). El inspector debe realizar mediciones de espesor en estas zonas, a fin de determinar el grado de desgaste.

 ATAQUES

POR

HIDROGENO

A

ALTAS

TEMPERATURAS.

Es el debilitamiento del acero por la aparición de fisuras en los límites de granos. Se produce por la difusión del hidrogeno en el acero, bajo ciertas condiciones de presión y temperatura, que al combinarse con el carburo de hierro (Fe3C) da origen a volúmenes de metano que se alojan en los espacios intergranulares, acompañado de la descarburización del acero. Al aumentar la presión del metano se produce un agrietamiento de los límites de los granos causando daños irreversibles al material.

 AGRIETAMIENTO PRODUCIDO POR HIDROGENO. Es producida por la difusión de hidrogeno atómico en el acero, a temperaturas bajas y en presencia de ciertos componentes tales como:

H2S y HF.E en estos casos el hidrogeno atómico cambia a molecular cuando encuentra algún rechupe, escoria o inclusión sulfúrica alcanzándose altas presiones internas y ocasionando el agrietamiento del acero. Puede suceder ligeramente por debajo de la superficie, formándose sobre esta unas especies de burbujas.  AGRIETAMIENTO POR CORROSION BAJO TENSION Es producido por la acción combinada de corrosión y esfuerzos de tracción siendo estos últimos de origen externos (aplicados) o internos (residuales). El agrietamiento, en este caso, puede ser intergranular o transgranular dependiendo del material y del medio corrosivo. Los esfuerzos internos suelen ser más importantes

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que los externos, y tienen su origen en soldaduras, enfriamientos no uniformes, transformaciones metalúrgicas con cambios volumétricos, y también surgen después de operaciones de fabricación. II.4.3.3 - TECNICAS DE ENSAYOS NO DESTRUCTIVOS

Cuando se presuma la existencia de otras forma de deterioro como: agrietamiento por ataque de hidrogeno, corrosión bajo tensión, corrosión intergranular, agrietamientos producto de deformaciones mecánicas o sobrepresión, expansión térmica, vibración, cargas externas u otras fallas del material, se deberá seleccionar la técnica de ensayo no destructivo que resulte más adecuada: 

Partículas magnéticas: Detección de discontinuidades – grietas subsuperficiales en materiales ferro-

magnéticos.  Líquidos penetrantes:

Detección de discontinuidades superficiales _ poros y grietas especialmente para materiales no magnéticos. 

Ultrasonido:

Detección de discontinuidades internas. 

Radiografías:

Detección de discontinuidades internas.

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

Corrientes inducidas:

Detección de grietas. 

Examen metalográfico.



Emisión acústica.



Prueba hidrostática



Termografía

La aplicación de estos métodos estará sujeta a las circunstancias en que se encuentre el recipiente y deberá ser efectuada por personal debidamente calificado en la técnica seleccionada.

II.4 - PUNTO 1.4.6 DEL PROCEDIMIENTO API- 09- 03- 00. II.4.1 PRUEBA HIDROSTÁTICA

La prueba hidrostática tiene por objeto asegurar la hermeticidad y comprobar la integridad mecánica del recipiente. Cuando exista duda de la presencia de algún defecto o se haya encontrado alguna discontinuidad crítica, el inspector puede exigir la realización de una prueba hidrostática.

El procedimiento para la realización de la prueba hidrostática será de acuerdo a la última edición del NBIC, Inspección of Boilers and pressure vessesl, párrafo “pressure test”.

-

La presión de prueba no deberá exceder 1,5 veces la presión máxima de trabajo permisible.

26

-

Cuando el cálculo de presión de prueba hidrostática original (en fabricación), el sobre- espesor por la máxima corrosión permitida, la presión de prueba puede ser calculada considerando el sobre espesor existente en el momento de la prueba.

II.4.2 - TRATAMIENTO TERMICO DE PLANCHAS DE PRUEBA EN FÁBRICA.



El equipo del fabricante deberá especificar la máxima rata del calentamiento (por encima de 427°C ó 800°F), los límites de la temperatura del tratamiento, el tiempo mínimo del tratamiento térmico y la máxima rata de enfriamiento a 427°C (800°F).



Este ciclo de tratamiento térmico para las planchas de pruebas en fábricas se basará en el tratamiento térmico previsto al cual se someterá el equipo durante su fabricación.



El tiempo total a la temperatura del tratamiento térmico para las planchas de pruebas en fabrica deberá ser como mínimo igual a 80% del tiempo real, total, acumulado, a la temperatura durante el tratamiento térmico real del recipiente,(incluyendo el Re-tratamiento térmico después de las reparaciones, en caso de que las hubiese).

II.4.3

- PRUEBAS DE IMPACTO (ENSAYO CHARPY MUESCA EN V,

SEGÚN LA NORMA SA- 370).

En caso de que la rugosidad de la muesca sea un requisito debido a condiciones de diseño y/o servicio, el material de las planchas deberá ser comprados con instrucciones específicas dadas a la fábrica.

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-

Deberá tomarse un juego de tres muestras para ensayos de impactos, a partir de un extremo de cada plancha (como comprada).

-

La orientación de las muestras para ensayos de impacto deberá cumplir con lo siguiente:

a- “Longitudinal” para las planchas que serán dobladas para formar cilindros y que la dirección final de laminado sea circunferencial. b- “Transversal” para las planchas que serán para formar cabezales o partes de cabezales, conos y todas aquellas planchas que serán dobladas para formar cilindros y que tengan la dirección final de laminado paralela a la línea central del cilindro. -

Los ensayos de impacto para elementos forjados, se realizarán sobre muestras tomadas de una prolongación del forjado.

II.4.4 - PIEZAS FOJADAS TOTALMENTE REFORSADAS. Los equipos (excepto los tambores de vapor) que tengan paredes de espesor mayor a 50 mm (2 pulgadas) y piezas especiales forjadas para tambores de vapor (exceptuando las bridas de cuello largo normalizadas y ANSI, además de las forjadas en ingeniería) deberán cumplir con las especificaciones de materiales indicados en los planos en los planes más los siguientes requisitos suplementarios: a- Prueba Machroetch.

Deberán hacerse chequeos en la fábrica después del forjado, en muestras transversales tomadas de cada lado de la forja, para determinar la dirección de la línea de flujo, los resultados deberán ser reportados.

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b- Examen de partículas magnéticas.

-

Las superficies deberán maquinarse en fábrica a 250 AARH o más lisas y chequeadas por el método de las “Partículas Magnéticas Húmedas” de acuerdo al código ASME Sección V, Articulo7; con los criterios de aceptabilidad especificados en el código ASME, Sección VIII, División 1, Apéndice 6 .

-

En caso de usarse el método pro de magnetización, el esparcimiento pro no deberá exceder de 100 mm (4 pulgadas.).

-

Los resultados del Examen de Partículas magnéticas deberán reportarse.

c- Los reportes de resultados de ensayos en fábrica, para elementos forjados deberá enviarse al inspector de la filial para la revisión de la composición química y su aprobación, previamente al inicio del maquinado final.

-

El reporte de resultados de informe en fábrica para elementos forjados deberá incluir los siguientes puntos, para cada colada. Análisis químico, incluyendo porcentaje de carbono y un chequeo de elementos residuales como: Mo, V, B, Cu, Cr, Al, Ni, y Sn.

-

El proveedor exigirá al suplidor de elementos forjados, el criterio que el fabricante considere practico y razonables en cuanto al contenido de3 elementos residuales que sea adecuado al método de fabricación. Esta información deberá ser entregada al inspector de la filial, por el proveedor.

-

Chequeos del tamaño de granos. El tamaño de los granos ferríticos. Deberá ser de número cinco o menor, de acuerdo a lo definido en la norma ASTME – 112.

29

d- La normalización de los elementos forjados deberá hacerse por escrito cumpliendo con las especificaciones de los materiales correspondientes, en su última modificación y su norma aplicables.

e- Las boquillas forjadas totalmente reforzadas, de tubería de 6 pulgadas o mayor, deberán radiografiarse al 100% antes de su instalación en el equipo; y el criterio de aceptabilidad será el indicado en el código ASME, Sección I. II.4.5

-

INSPECCION

ULTRASONICA

(UT),

Y

CRITERIO

DE

ACEPTABILIDAD. a- En caso de requerirse inspección ultrasónica (UT), esta deberá hacerse de acuerdo al código ASME, Sección V, Articulo5 (y las referencias aplicables); y el criterio de aceptabilidad será aceptado en el código ASME, Sección VIII, División 1, Apéndice 12.

b- Los materiales de las paredes y cabezales deberán examinarse con ultrasonido en fabrica (patrón cuadrado de nueve pulgadas), cuando se cumplan una o más de las siguientes condiciones :

- El material es utilizado en tambores de vapor. -

El material es utilizado en cualquier equipo cuyo espesor de paredes exeda1, 5 veces el valor “Tcr”.

c- El proveedor deberá efectuar pruebas ultrasónicas de los cordones de las soldaduras en paredes, Circunferenciales y longitudinales, una vez concluida la prueba hidrostática, cuando se cumpla una o más de las siguientes condiciones.

30

-

El equipo es un tambor de vapor.

-

Los demos equipos cuyo espesor exceda1,5 veces el valor “TCR”.

d- Los elementos forjados para boquillas que tengan espesor de paredes que tengan dos pulgadas o mayor, deberán inspeccionarse con ultrasonido antes de su instalación en el equipo.

 PRECALENTAMIENTO.

a- Cuando se requiera precalentamiento según el código o por los párrafos b y c siguientes, la temperatura de precalentamiento mínima para el metal base con contenido de carbón equivalente (C. E) igual o menor que 0,45, será de 93°C (200°F).el valor de C.E. Se determinara por la ecuación : C.E.= C + Mn + Si 6

6

b- Para elementos de acero al carbono, se requerirá precalentamiento, cuando el precalentamiento sea igual o mayor a cuarenta mm (1-9/16 pulg.)

c- Los requerimientos de precalentamientos para otros materiales, serán los indicados en el código ASME, Sección VIII, División 1, Apéndice R y el párrafo d siguiente.(la temperatura mínima de precalentamiento para un material dado, deberá ser igual al valor más alto indicado en las normas citadas ).

d- Para materiales de base que tengan valores de carbón equivalente (C.E) mayores de 0,45 o con espesor de 65 mm. (2-9/16 pulg.) o mayor, la temperatura mínima de precalentamiento será de 149°C. (300°F).

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 SOLDADURA a- Los procedimientos de soldaduras de arco Sumergido Manual tales como: Fluxcored Acr. y Electro-slag (ESW), no deberán utilizarse sin

tener la

aprobación especifica de la filial.

b- Las peticiones por parte del fabricante, para la obtención de la aprobación del procedimiento de soldadura, deberán contener toda la información necesaria, indicando claramente la especificación del proceso. Dichas peticiones deberán enviarse para su evaluación y aprobación antes de utilizar el procedimiento de soldadura. c- Para soldaduras a tope sometidas a presión, no se permitirá el uso de electrodos de las siguientes especificaciones: E 6012, E6013, E6020, E7014, E7024, E7028.

d- El uso de metal de relleno de carbón –12 moly, para soldaduras de juntas de acero al carbono sometidas a presión, deberá restringirse para soldar paredes gruesas ( 3 pulg.)de equipos de acero al carbono con un mínimo UTS (“Ultimatew Tencion Strenght)” de 4.921 kg./cm² (70.000 lb/pulg²)

II.4. - INSPECCIÓN POR PARTÍCULAS MAGNÉTICAS Y CRITERIO DE ACEPTABILIDAD. a- Cuando se requiera la inspección por partículas magnéticas (excepto por examen por partículas magnéticas), deberá hacerse utilizando partículas secas, según lo indicado en el código ASME, Sección VIII División 1, Apéndice 6 (no aplica para materiales con 9% de níquel).  El proveedor deberá realizar la inspección, por partículas magnéticas de todos los biseles de preparación para soldaduras, Circunferenciales y longitudinales; para

32

todos los casos en que el espesor de paredes de los equipos exceda 1,5 veces el valor “Tcr”.  El proveedor deberá realizar la inspección, por partículas magnéticas, de los bordes biselados de los orificios para boquillas y bocas de visita a ubicarse en las paredes de los equipos, para todos los casos, en que el espesor de paredes exceda 1,5 veces el valor “Tcr” 1. El borde biselado del orificio deberá rebajarse suavemente y deberá examinarse por el método de “Partículas Magnéticas Secas”. 2. Deberán eliminarse todas las indicaciones reveladas, que pudieran bajar la calidad radiografías de las soldaduras posteriores. 3. Los criterios listados a continuación, deberán considerarse para determinar los espesores de paredes de equipos que requieran la inspección por partículas, magnéticas de los bordes biselados de orificio.

-

Equipos de paredes gruesas de 65mm (2-9/16 pulg) o mayores.

-

Equipos de contenido de níquel de 3,5 %,32mm (1-1/4 pulg) de espesor mínimo.

-

Equipos de carbono 1/2molibdeno.

-

Equipos de cromo-molibdeno.

-

Equipos de Manganeso-molibdeno.

-

Equipos de acero al carbono cuya temperatura de diseño sea de: 11°C (12 °F) o menos y cuyo espesor de paredes sea de 22mm (7/8 pulg) o menores.

33

-

Tambores de vapor, de cualquier espesor de paredes.



Cualquier socavación que quede luego de la corrección de los defectos de los bordes biselados, deberá rellenarse con metal de soldaduras y adecuado y según un procedimiento aprobado. Luego deberá rebajarse hasta lograr el contorno de biselado y reexaminado por el método de las Partículas Magnéticas.



Las boquillas o bocas de visita que cumplan con uno o más de los criterios siguientes, deberán ser examinadas por el método de partículas magnéticas secas todas las soldaduras de unión entre el cuello de la boquilla y la pared, tanto en su lado interno como externo. En caso de que se realice el tratamiento térmico de post-soldadura , el examen mencionado será posterior al mismo:

- Los equipos sometidos a tratamientos térmicos post-soldaduras.

- Los equipos cuya temperatura de diseño sea menor a-11°C (12°F). 

Equipos sometidos a fuerza potenciales debidas a tuberías y con las siguientes características:

 Espesor de pared igual o mayor que 22mm (7/8 pulg.).  Boquillas de tamaño igual o mayor que 508mm (20 pulg.), independientemente del espesor de paredes.

1. En caso de que el único orificio de 308mm (20pulg.) de diámetro o mayor, sea una boca de visita, no se aplicara el método de Partículas Magnetices Secas.

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2- En caso de que haya un orificio, (que requiere ser inspeccionado), y que vaya a ser reforzado con una plancha la cual cubra alguna soldadura; deberá examinarse la superficie de la soldadura antes de la colocación de la plancha de refuerzo.



Todas las soldaduras entre el cuello de boquillas y bocas de visita a recipientes, en los equipos en donde tienen 3,5% de níquel (en todos los espesores), deberán ser examinada por el método de partículas magnéticas secas tanto 3en el lado interno como externo(después de cualquier tratamiento térmico post- soldadura, si es terminado ).Si algún orificio(requiriendo esta inspección ) es reforzado con una plancha que cubra una soldadura ésta deberá ser examinada antes de instalar el refuerzo



El proveedor deberá realizar la inspección por partículas magnéticas, de los cordones de soldadura Circunferenciales y longitudinales de paredes, para los tambores de vapor y demás equipos en los cuales el espesor de paredes sea superior a 1 ½ veces el valor “Tcr”. Dicha inspección deberá hacerse tanto antes como después del tratamiento térmico de post- soldadura.

II.4.7 - INSPECCIÓN POR LÍQUIDO PENETRANTE Y CRITERIO DE ACEPTABILIDAD. 

El examen con líquido penetrante puede utilizarse en reemplazo de la inspección por partículas magnéticas, siempre y cuando se realice y evalúen estricto seguimiento del código ASME, Sección VIII, División I, Apéndice 8.



En caso de que el material de base y/o el metal de soldadura sean no magnetices y se requiere la inspección para detectar defectos de superficie, se requeriría inspección por líquido penetrante a:

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-

Todas las soldaduras (filete y tope) en acero inoxidable austenítico con espesor mayor a ¾ de pulgada.(En caso de que se realice tratamiento térmico postsoldadura, la inspección se hará posterior al mismo )

-

Todas las soldaduras en material con 36% de níquel, de cualquier espesor. (En caso de que se realice tratamiento térmico post-soldadura, la inspección se hará posterior al mismo).

-

Todas las soldaduras (filete y tope) un material con nueve por ciento de níquel, de cualquier espesor (después de la prueba hidrostática).

II.4.8 - RADIOGRAFIA 

La película para radiografía debe ser del tipo de grano fino y será utilizada con pantalla de grano únicamente.



Todas las juntas de soldaduras a tope que no sean fácilmente accesibles para examen visual, deberán ser accesible para examen visual, deberán ser totalmente radiografiadas. (ej. Soldaduras de codos a tuberías en boquillas pequeñas con cuello largo).



Los cordones de soldaduras de los cabezales hemisferios, incluyendo las soldaduras entre el cabezal y el cuerpo, en recipientes para los que se haya especificado radiografiado total, deberán examinarse radiográficamente a todo lo largo del cordón



Es necesario realizar inspección radiográficas de todas las soldaduras para los siguientes casos no incluidos en el código ASME

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-

Servicio de vacío.

-

Espesor de pared mayor de 30mm.

-

Aceros Cr, Mo y otras aleaciones ferríticas.

-

Acero austeníticos y aleaciones de níquel (presión mayor a 200 kg/cm2).

-

Materiales en rango “creep”.

II.4.9 - ESMERILADO ESPECIAL E INSPECCIÓN (PARA LOS CASOS ESPECÍFICAMENTE INDICADOS EN LOS PLANOS).



Las soldaduras de filete deberán esmerilarse hasta obtener una superficie ligeramente cóncava con los bordes de unión al metal base.



Las soldaduras de filetes de contorno en acero al carbono y de baja aleación, deberán inspeccionarse por el método de partículas magnéticas, a menos que el magnetismo residual sea problemático para los subsecuentes procesos a los que se someterá el recipiente.



Las soldaduras de filetes de contorno que no sean inspeccionadas por el método de partículas Magnéticas, deberán inspeccionarse por el metido de líquido penetrantes. II.4.10- CALIDAD SIN ESTAMPE ASME. Los equipos soldados, partes de equipos y/o unidades de ensamblaje, para las

cuales se especifique que tengan calidad de acuerdo al código pero sin estampe, 37

deberán soldarse en estricto cumplimiento de los procedimientos que hayan sido calificado según el código ASME, Sección IX, incluyendo todas las variables esenciales consideradas. II.4.11 - INSPECCIÓN ULTRASONICA CON ONDAS LONGITUDINALES A PLANCHAS DE ACERO PARA RECIPIENTES A PRESION. Este método cubre el procedimiento de inspección y criterios de aceptación para la presión ultrasónica mediante la técnica pulso-eco, a planchas de acero al carbono y aleado con espesores de 12,5mm (1/2 pulg.) y mayores, para detectar laminaciones e inclusiones.

El equipo será del tipo pulso-eco con emisión de ondas longitudinales. El palpador tendrá un diámetro de 25,4 a 28,6mm (1 a 1 1/8 pulg.) o bien de 25,4mm (1pulg) de lado. La prueba se efectuará por algunos de los siguientes métodos: contacto directo, inmersión o acoplamiento con columna líquida.  - CONDICIONES DE PRUEBA. 

La inspección deberá ser en un área libre de operaciones que interfieran con el funcionamiento adecuado del equipo.



La superficie de la plancha deberá estar limpia y uniforme para mantener la señal correspondiente al primer eco de fondo, a una amplitud de por lo menos 50% de la escala completa durante la inspección.



Cualquier identificación especificada en las piezas que fuese borrada o removida, al maquinarse para obtener superficies adecuadas, deberá volverse a marcar.

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 - PROCEDIMIENTO.

 La inspección ultrasónica deberá efectuarse después del tratamiento térmico.

 Se recomienda una frecuencia nominal de prueba de 2 ¼ MHz. Durante la inspección deberá elaborarse un modelo fácilmente interpretable del trazo seguido.

 La inspección deberá llevarse a cabo a la frecuencia de prueba y con una calibración del instrumento que permita tener un eco de fondo de referencia con una amplitud mínima de 50%, a un máximo de 75 % de la escala.

 La exploración deberá ser continua a lo largo de cuadriculas, separadas entre sí a una distancia de 3, 4 ó 9 pulg. (formar cuadriculas de 3 x 3,4 x 4, ó 9 x 9 pulg.

 Se debe inspeccionar 5 cm (2pulg.) de todos los bordes de la plancha sobre la superficie de prueba.  Cuando sean detectadas pérdidas completas del eco de fondo a lo largo de una línea de cuadrillas, el área completa de los cuadros adyacentes a esta indicación será explorada continuamente. Las áreas donde se detectaron perdidas completas del eco de fondo deberán ser identificadas.

 - CRITERIOS DE ACEPTACIÓN.



Es inaceptable cualquier indicación de discontinuidad que cause pérdida total del eco de fondo, si esta pérdida de la señal se mantiene al mover el

39

palpador describiendo un círculo de 7,6 cm (3 pulg), o de diámetro de la mitad del espesor de la plancha, cualquiera que sea mayor.



La reparación de defectos detectados ultrasónicamente deberá ser establecida de común acuerdo entre la filial y el fabricante.



Otros criterios que impongan mayores restricciones a la aceptación, estarán sujetos a acuerdos entre la filial y el fabricante.

 - REQUISITOS SUPLEMENTARIOS.

Estos requisitos se aplicaran cuando la discontinuidad a detectar sean laminaciones.



Caracterización de la señal ultrasónica (respuesta ultrasónica de laminaciones).

Es la representación esquemática de discontinuidades laminares ubicadas en la sección central de una plancha. Las indicaciones de Ay E son representacio0nes de la señales ultrasónicas, que muestra la pantalla del oscilo copio, cuando un palpador de haz recto es ubicado sobre la superficie de la pieza. La tabla de la figura 2 explica el origen de la respuesta en los diferentes puntos del componente.

Para evaluar la presencia de una laminación, es importante inspeccionar el área alrededor del punto donde se a detectado la reducción del espesor (E).Es de hacer notar, que a una distancia lejos del punto E, donde se encuentre acero

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limpio (sin defectos internos), solamente se detecta en la pantalla una señal de fondo con una alta amplitud. Mientras el palpador se mueve a la derecha(B), se empieza a reflejar una señal provenientes de las inclusiones no-metálicas, correspondiente al espesor de pared en la cual se encuentran las mismas. La amplitud de esta señal intermedia incrementa mientras la correspondiente a la de fondo disminuye, cuando el palpador se mueve hacia la derecha (CD).Finalmente, cuando el palpador es ubicado sobre la laminación, desaparece completamente la señal de fondo y solamente se observa la señal de t= 12,7 mm (0,5 pulg.) (E), correspondiente a la mitad del espesor de referencia y/o múltiples reflexiones de la laminación, dependiendo de su profundidad y la escala de calibración horizontal del equipo.

II.4.12

-

PROCEDIMIENTOS

DE

PRUEBAS

HIDROSTATICAS

Y

NEUMATICAS. El código aplicable para ejecutar la prueba hidrostática neumática, será el mismo utilizado en el diseño de instalación de los sistemas de tuberías. 

Procedimiento según ANSI/ASME B31.1. Sistema de tuberías para el transporte de vapor, agua, aceite, aire, gas (sin limitarse a estos fluidos), y los sistemas de tuberías externos de las calderas.

-

Todas las juntas de empalme a inspeccionar deben estar desprovistas de aislamiento durante la prueba.

-

En el caso de pruebas hidrostática, los sistemas de tuberías para gas o vapor serán provistos de soporte temporales adicionales (si es necesario), para soportar el peso del líquido.

-

Los sistemas de tuberías se deben limpiar internamente con agua a presión, vapor, productos quicios o aceite caliente proveniente de los sistemas de circulación de acuerdo con la condición que se presente, con

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el objeto de eliminar oxido, escoria de soldaduras y cualquier otra materia extraña. -

La junta de expansión presentes en el sistema bajo pruebas deben ser restringidas contra desviaciones y tensiones que se induzcan en la tubería o aislada del sistema en forma temporal.

-

Los equipos o secciones de tuberías que no sean sometidos a la prueba, deben ser desconectados o aislados por medio de discos ciegos o panquecas.

El espesor minio requerido para los discos ciegos (panquecas) que se instalen entre las bridas para aislar secciones de tuberías y/o equipos durante la prueba hidrostática, se puede calcular con la siguiente ecuación

Donde. tm = Espesor mínimo requerido. dg= Diámetro interior de la empacadura para bridas de cara levantada ("raised face") o de cara plana ("flat face"), o el diámetro promedio ("pitch diameter") de la empacadura para bridas con ranuras para anillos metálicos ("ring joint"). E = Factor de calidad del material, según se establece en el código ASME B 31.3. P = Presión de diseño. S = Esfuerzo de diseño permisible a la temperatura de diseño. c = La suma de la corrosión permitida y profundidad de ranuras. La máxima presión de prueba hidrostática para discos ciegos (panquecas) de acero al carbono (SAE 1010).

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II.4.13 - CONTROL DE CALIDAD PARA RECIPIENTES A PRESIÓN Esta especificación presenta los requerimientos de control de calidad para recipientes a presión e intercambiadores de calor. II.4.13.1 - ALGUNAS REFERENCIAS QUE PUEDEN SER CONSULTADAS. Los siguientes códigos, normas y especificaciones, en su última edición, incluyendo las modificaciones aplicables, forman parte de esta especificación según se describe más adelante. - Venezolanas: COVENIN, parte II, Edificios C.D.U.711.6 Ministerio de Desarrollo Urbano. -

ASME – American Society o Mechanical Engineers. Section I

- Power Boilers.

Section V

- Nondestructive Examination.

Section VIII

- Division 1.

Section VIII

- Division 2

Section IX

- Welding and brazing QualifiCation.

ASTM – American Societi for Teting Materials. A 370

Methods and Definitions for Mechanical Testing of Steel Products.

E – 112 Estimating the Average Grain Size of Metals.

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Especificaciones de ingeniería. PDVSA PI –02-05-04

Inspección de soldaduras Circunferenciales en tuberías e Instalaciones.

PDVSA PI 02-05-05

Inspección soldaduras en Instalaciones de producción

 - REGULACIONES:

Estas especificaciones deben usarse como requisitos básicos. En caso de contradicciones entre estas especificaciones y códigos o normas locales, prevalecerá lo especificado en estos últimos.

Las Normas y leyes son un marco referencial que debe seguirse para la elaboración, optimización, manejo, operación y mantenimiento a los equipos de separación por ello se mencionarán todas aquellas normas referentes a los equipos a presión, con la finalidad de evitar accidentes, ya que los separadores son considerados de alto riesgo por manejar altas presiones.

DISPOSITIVOS DE SEGURIDAD

Los dispositivos de seguridad que normalmente se instalan en los separadores son una válvula de alivio y un disco de ruptura. La válvula de alivio es usada para aliviar la presión del separador por debajo de la presión de punto de ruptura del disco.

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MANTENIMIENTO

Selección racional de las actividades de mantenimiento preventivo: Si se le pregunta a un gerente de mantenimiento ¿Por qué se ejecuta una determinada actividad de mantenimiento? Lo más seguro es que no sepa o responda “El vendedor o fabricante lo recomendó”, lo importante para una optimización de mantenimiento es conocer porque se realiza una determinada actividad, lo cual, permite desincorporarla si es necesario.

El programa de mantenimiento adolece trazabilidad o visibilidad: Si al equipo no se le realiza análisis de causas de fallas o es renuente a almacenar la información sobre las acciones básicas de mantenimiento no deja trazabilidad o visibilidad de las decisiones tomadas. Pero el problema va más lejos, cuando no existe un sistema de información de mantenimiento computarizado. La nodisponibilidad de información histórica hace que la memoria de la planta dependa solo de las personas por lo que sí estas se van se pierda la memoria del equipo. Actualmente no justifica la inexistencia de sistemas de información dada la facilidad y bajos costos de adquisición de computadoras o desarrollo de software apropiado. Es recomendable diseñar e implementar sistemas de información de mantenimiento propio ya que los comerciales siempre adolecen de algunas funciones o necesidad particular la empresa. En algunos casos las empresas tienen este tipo de recurso pero no lo utiliza convenientemente por desconocimiento o falta de políticas apropiadas.

Se planifican metas de producción sin conocer la disponibilidad del equipo: Es frecuente que el divorcio o el enfrentamiento entre producción y mantenimiento lleve a que las metas establecidas de producción estén muy alejadas de los que los equipos pueden alcanzar por razones de disponibilidad operacional, no por razones de capacidad de diseño. Cuando esto ocurre a menudo aumentan los problemas de falla y las metas no se alcanzan. Este problema se resuelve cuando

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mantenimiento maneja la información de las máquinas y se concierten las actividades de mantenimiento y las metas de producción con operaciones.

No hay relación entre la complejidad y la tecnología del equipo con la organización y recursos de mantenimiento: En muchos casos se observa que en las plantas modernas automatizadas y de gran cantidad de equipos no se disponga de un grupo de ingeniería de mantenimiento que resuelva los problemas complejos de mantenimiento, mediante la aplicación de técnicas avanzadas de diagnóstico, tratamiento estadístico de fallas, planificación, etc.

Aceptación incondicional de las recomendaciones de los fabricantes: La utilización si análisis apropiado de las recomendaciones de los fabricantes origina normalmente dos problemas: Primero el fabricante para el diseño no necesario ha pensado en el mantenimiento preventivo eficientemente, eficaz y racional del equipo. Frecuentemente, las acciones recomendadas por el fabricante, están pensadas para el lapso de garantía (este el origen de muchas actividades de mantenimiento preventivo conservadores). Segundo el vendedor suministra equipos a varios clientes y en cada caso lo más probable es que en los equipos operen de manera distinta y en aplicaciones diferentes.

Variabilidad de mantenimiento preventivo entre equipos similares o parecidos: En plantas donde existen una gran cantidad de equipos similares es razonable que el mantenimiento tome en cuenta esta circunstancia con el fin de estandarizar procedimientos, entrenamiento, inventario de repuestos, etc. facilitando el trabajo, optimizando recursos aumentando efectividad del mantenimiento y reduciendo costos. No se entiende por qué en muchas gestiones corporativas permiten que este tipo de circunstancias ocurra, pero el tipo de organización al parecer, tiene influencia importante. Es común, oír: “Nosotros no nos parecemos a ellos”, “nosotros sabemos lo que más nos conviene”.

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Lentitud en la aplicación del mantenimiento predictivo: Es un área de la tecnología de mantenimiento que se ha estado desarrollando en los últimos años algunas de esta tecnologías son algo complicadas, costosas o sofisticadas (como medición y análisis de vibración), pero otras son simples y de bajo costo (presión, temperatura, eficiencia, etc.) el uso de la tecnología del mantenimiento predictivo en forma eficiente produce resultados muy satisfactorios mejorando la efectividad del mantenimiento.

Preparación del mantenimiento predictivo aplicado a los equipos de separación. 

Selección de las partes sensibles a monitorizar.



Elección de sensores o captadores.



Elección de señales: Alarma-Alerta.



Organización de la intervención preventiva.



Elección de parámetros físicos mensurables y significativos a medir.



Elección del nivel de la información obtenida.

Preparación de mantenimiento preventivo aplicado a los equipos de separación: 

Selección del equipo a visitar.



Determinación de elementos claves.



Fijar frecuencia de visita.

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

Elaboración de plan de visita.



Explotación de fichas de visitas preventivas.

Contratación de mantenimiento preventivo a ser aplicado a los equipos de separación: 

La contratación debe considerar varios aspectos:



Período de tiempo determinado.



La especificación clara de los equipos de mantenimiento.



La especificación de las horas de intervención.

La definición clara de las relaciones entre los responsables del mantenimiento correctivo: 

Trabajos a ejecutar como consecuencia de incidencias anteriores.



Condiciones de asistencia en la reparación, etc.



La contratista debe justificar las piezas y productos de consumo efectuado fuera del programa.



La intervenciones sueles hacerse con obligación de resultados en las reparaciones y se solicitarán informes que señalan los trabajos.

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CONCLUSIÓN Los separadores líquidos – gas son utilizados principalmente para remover líquidos de vapor que los arrastra cuando el volumen del primero es poco, comparado con el volumen del segundo, la separación se efectúa en un recipiente en el cual las partículas son influenciadas primordialmente por la fuerza de gravedad en vez de la fuerza de vapor fluyente. En su interior los depuradores tienen en la entrada, una placa deflectora para que el gas cambie de dirección, precipitando los líquidos. En la descarga tienen una malla extractora de neblina que evita que pequeñas gotas pasen aguas abajo, el nivel de líquidos que se acumula en el fondo del depurador es controlado por lazos de control, enviándolo hacia el sistema de drenaje cerrado de la planta.

Es importante destacar que la vida sin el petróleo y el gas no podrían ser como la conocemos. Del crudo obtenemos gasolina y diesel para nuestros autos y autobuses, combustible para barcos y aviones, lo usamos para generar electricidad, obtener energía calorífica para fábricas, hospitales y oficinas y diversos lubricantes para maquinaria y vehículos. El petróleo ha transformado la vida de las personas y la economía de las naciones; su descubrimiento creó riqueza, modernidad, pueblos industriales prósperos y nuevos empleos, motivando el crecimiento de las industrias mencionadas.

Actualmente, el gas natural vive un momento estelar en el ámbito mundial y existe un fuerte crecimiento de su demanda, el cual ha venido sustituyendo a otros hidrocarburos fósiles para convertirse en la primera fuente de satisfacción de los requerimientos adicionales de energía primaria. Los analistas internacionales apuntan que las primeras décadas del presente siglo marcarán la era energética del gas natural, de la misma forma que en el pasado lo fueron la leña, el carbón e hidrocarburos líquidos, entre otros. Así mismo, también prevén para la segunda mitad del siglo la

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agresiva incorporación de energías renovables, las cuales representarán más del 50% de la energía consumida por el mundo para ese momento.

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BIBLIOGRAFÍA Martínez, Marcías J. “Diseño Conceptual de Separadores”. Ingenieros Consultores, S.R.L. 1990. Maracaibo – Venezuela. PDVSA. “Manual de diseño de Proceso. Separación Física. Tambores Separadores. MDP-03-S-01. Principios Básicos”. Junio-1995. PDVSA. “Manual de diseño de Proceso. Separación Física. Tambores Separadores. MDP-03-S-03. Tambores Separadores Líquido-Vapor”. Junio - 1995.

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ANEXOS

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