CURSO DE CALIDAD PARA SUPERVISORES DE OBRA DUCTOS

PROGRAMA DE
CAPACITACION PARA
SUPERVISORES DE OBRA
DUCTOS
MARINOS
PEMEX EXPLORACION Y PRODUCCION
GERENCIA DE CONSTRUCCION
SUBGERENCIA DE INGENIERIA
CURSO DE CALIDAD
PARA SUPERVISORES DE OBRA
DUCTOS MARINOS
Editado por la
GERENCIA DE CONSTRUCCION DEL PROYECTO DE OPTIMIZACION Y MODERNIZACION
DEL CAMPO CANTARELL
2001
PRESENTACION
L
a Gerencia de Construcción del Proyecto de Optimización y
Modernización del Campo Cantarell cuenta entre su personal de campo
con técnicos calificados, que han participado durante muchos años en la
construcción de las obras petroleras. Algunos de ellos, con amplia
experiencia en diferentes especialidades que serán abordadas dentro del
Presente curso, han preparado el material para los cursos respectivos, al que
se incorporaron las observaciones de personal de las diferentes áreas de la
Subgerencia de Ingeniería.
Sin embargo, la Gerencia pretende captar al máximo posible la experiencia
de su personal, de modo que ésta se transmita a quienes se van integrando
en la realización de sus importantes tareas, por lo cual este material deberá
enriquecerse con las aportaciones de quienes participen en los cursos.
El objetivo final del Programa es unificar criterios en la supervisión, así como
en los procedimientos de pago y administración de los contratos, por lo que
sus resultados tendrán que verse reflejados en una mejor calidad de las
obras y en el cumplimiento de los programas en tiempo y costo, para seguir
apoyando el desarrollo de Petróleos Mexicanos.
Indice
Página
INDICE DE LAMINAS
10
ANTECEDENTES
14
GENERALIDADES
15
INTRODUCCION
18
CAPITULO 1
ACTIVIDADES PREVIAS AL DESARROLLO DE LA OBRA
25
1.1
12
13
GENERALIDADES
INGENIERIA
EMBARCACIONES y EQUIPO
1.3.1
Equipo mínimo con el que deberá contar la embarcación
25
25
25
1.4
1 .5
1.6
RECEPCION DE MATERIALES
CALIFICACION DEL PROCEDIMIENTO DE SOLDADURA
CALIFICACION DEL PROCEDIMIENTO DE PRUEBAS NO
DESTRUCTIVAS
CALIFICACION DE SOLDADORES
28
30
17
30
31
CAPITULO 2
TENDIDO DE TUBERIA
2.1
2.2
GENERALIDADES
CONTROL DE LA SUPERVISION
2.2.1
La supervisión en los preparativos para el tendido
2.2.2.1 La supervisión en el control de esfuerzos durante
Las operaciones de tendido
2.2.3
La supervisión en el control de requerimientos por pandeo
40
40
2.3
2.4
2.5
FABRICACION DE TAPONES DE INICIO Y ABANDONO
PREPARACION, LIMPIEZA DE TUBERIA y ALINEAMIENTO
PROCESOS DE SOLDADURA
2.5.1
Cuidado, almacenamiento y manejo de los electrodos
2.5.2
Producción de soldaduras
44
44
44
2.6
INSPECCION NO DESTRUCTIVA
2.6.1
Reparación de soldaduras
48
2.7
2.8
2.9
2 10
2.11
2.12
2.13
PROTECCION DE LA JUNTA DE CAMPO
INSTALACION DEL PONTON y ANCLA DE MUERTE
OPERACIONES DE TENDIDO DE TUBERIA
ABANDONO DE TUBERIA
INSPECCION SUBACUATICA
IZAJE DE LA LÍNEA
METODOS DE TENDIDO
2.13.1 Remolque por el fondo o tirón
2.13.2 Flotación
2.13.3 Carrete o método de bobina
2.13.4 Barcaza de tendido
52
53
54
55
56
82
CAPITULO 3
FABRICACION DE ELEMENTOS
3.1
FABRICACION EN PATIOS
3.1.1 Generalidades
83
3.2
FABRICACION DE CURVAS DE EXPANSION
3.2.1
Diseño e Ingeniería
3.2.2
Materiales
85
3.3
FABRICACION DE DUCTOS ASCENDENTES
3.3.1
Diseño e ingeniería
3.3.2
Materiales
87
3.4
FABRICACION DE PIEZAS PARA "CUELLO DE GANSO"
3.4.1
Fabricación de la soporte ría para "cuello de ganso"
87
35
3.6
FABRICACION DE ABRAZADERAS Y DEFENSAS
FABRICACION DE TRAMPAS DE "DIABLOS" O CABEZALES
3.6.1
Materiales
88
88
3.7
TRANSPORTE Y DESCARGA
3.7.1
Transporte a la zona marina
90
CAPITULO 4
INSTALACION DE ELEMENTOS
4.1
4.2
4.3
INSTALACION DE LA CURVA DE EXPANSION
INSTALACION DEL DUCTO ASCENDENTE
INSTALACION DEL "CUELLO DE GANSO" Y TRAMPA
DE "DIABLOS"
4.3.1
Instalación de trampa de "diablos"
4.3.2
Instalación de "cuello de ganso"
91
92
93
4 .4
SUPERVISION DE LA INSTALACION
4.4.
Embarcación de instalación
4.4.2
Recepción de materiales
4.4.3
Movimiento local de materiales
4.4.4
Elementos de izaje
4.4.5
Abrazaderas
4.4.6
Aditamentos de tubería
4.4.7
Recubrimientos
4.4.8
Cables
4.4.9
Instalación
4.4.10 Control de esfuerzos durante la instalación
4.4.10.1
Esfuerzos durante el izaje
4.4.11 Manejo
94
4.5
INSPECCION FINAL
4.5.1
Inspección del ducto ascendente
4.5.2
Inspección de la curva de expansión
97
CAPITULO 5
5.1
EMPATE DE LA LINEA REGULAR Y CURVA DE EXPANSION
106
EMPATE ENTRE LÍNEA REGULAR Y CURVA DE EXPANSION
CON SOLDADURA HIPERBARICA
5.1.1
Secuencia gráfica del procedimiento de soldadura hiperbárica
106
5.2
EMPATE ENTRE LINEA REGULAR y CURVA DE EXPANSION
CON SOLDADURA EN SUPERFICIE
5.2.2
Secuencia gráfica del procedimiento de soldadura en
Superficie
123
CAPITULO 6
TRABAJOS DE APROXIMACION A LA COSTA
136
6.1 DRAGADO DEL CANAL DE LANZAMIENTO
6.2 PROCEDIMIENTOS DE INSTALACION DE TUBERIA
6.2.1
Tendido de la tubería a partir de la línea de playa
6.2.2
Lanzamiento de la tubería desde la costa
6.2.3
Lanzamiento de tubería de barcaza a la costa
136
137
6.3
6.3
139
6.5
6.6
6. 7
6.8
6.9
TENDIDO DE TUBERIA HACIA AGUAS MAS PROFUNDAS
UNION DE LA TUBERIA SUBMARINA CON LA TUBERIA DE
APROXIMACION A LA COSTA
(empate de tuberías en superficie)
EMPATE DE TUBERIA MARINA Y DE TIERRA, EN PLAYA
RESPONSABILIDAD DEL CONTRATISTA
RESPONSABILIDAD DE LA SUPERVISION
6.7.1
La supervisión en el control de esfuerzos durante la
instalación
6.7.2
La supervisión del esfuerzo en el plano vertical
INSPECCION
6.8.1
Calificación de inspectores
6.8.2
Inspección de materiales
6.8.3
Pruebas de uniones
6.8.4
Pruebas de equipo de protección y controles
6.8.5
Inspección durante la instalación
6.8.6
Inspección final de la tubería
6.8.7
Inspección de campo
LAMINAS
(Secuencia gráfica de trabajos de aproximación a la costa).
139
140
141
141
141
142
145
CAPITULO 7
PRUEBA HIDROSTATICA y LIMPIEZA INTERIOR
DE LA TUBERIA
7.1
7.2
7.3
GENERALIDADES
MATERIALES Y EQUIPO
LLENADO
7.3.1
Equipo para llenado
148
149
149
7.4
PRESION DE PRUEBA
7.4.1
Equipo para la prueba de presión
149
7.5
7.6
7.7
7.8
7.9
FORMA DE EFECTUAR LA PRUEBA E PRESION
REGISTRO DE PRUEBA
LIMPIEZA DEL DUCTO
SUPERVISION DE LA PRUEBA
TABLAS PARA PRUEBA HIDROSTATICA
150
151
152
153
154
CAPITULO 8
ENTERRADO DE TUBERIA
8.1
8.2
ENTERRADO DE TUBERIA
LAMINAS DE ENTERRADO DE TUBERIA
155
157
CAPITULO 9
9.1
ACOLCHONAMIENTO DE TUBERIAS EN CRUCES
160
ACOLCHONAMIENTO DE TUBERIAS EN CRUCES
160
APENDICE
I
REFERENCIAS TECNICAS
164
II
GLOSARIO DE TERMINOS
165
III
ELABORACION DE BITACORA
168
IV
PROCESOS DE SOLDADURA
179
V
MATERIALES
186
VI
INSPECCION RADIOGRAFÍA
206
Indice de Láminas
LAMINA No.1
LAMINA No.2
LAMINA No.3
LAMINA No.4
LAMINA No.5
LAMINA No.6
LAMINA No.7
LAMINA No.8
LAMINA No.9
LAMINA No.10
LAMINA No.11
LAMINA No.12
LAMINA No.13
LAMINA No.14
LAMINA No.15
LAMINA No.16
LAMINA No.17
LAMINA No.18
LAMINA No.19
LAMINA No.20
LAMINA No.21
LAMINA No.22
LAMINA No.23
LAMINA No.24
LAMINA No.25
PROCESOGRAMA PARA EL DESARROLLO DE UN PROYECTO.
ARREGLO GENERAL DE DUCTOS MARINOS EN LA SONDA DE
CAMPECHE.
DISTANCIAS RELATIVAS ENTRE AREAS DE PLATAFORMA Y
OTROS LUGARES.
DIAGRAMA DE FLUJO DE LA PRODUCCION DE CRUDO EN LA
SONDA DE CAMPECHE.
DIAGRAMA DE FLUJO DE LA PRODUCCION DE GAS EN LA
SONDA DE CAMPECHE.
ALCANCE DE LOS CODIGOS.
DIAMETRO Y PESO DE TUBERIA API.
DATOS GENERALES DE TUBERIAS.
ESPECIFICACIONES DE MATERIALES.
NOMENCLATURA DE UNA JUNTA.
CLASIFICACION DE LAS POSICIONES DE LA SOLDADURA.
EJEMPLO DE CONSTRUCCION DE TAPONES PARA L.R.
DIAGRAMA DE PLANTA DE UNA BARCAZA DE TENDIDO
REGISTRO DE CAMPO PARA VALORES DE CORRIENTE
UTILIZADOS EN UNA JUNTA. (Fondeo y Paso Caliente).
REGISTRO DE CAMPO PARA VALORES DE CORRIENTE
UTILIZADOS EN UNA JUNTA (Rellenos).
REPRESENTACION GRAFICA DE FALLAS TIPICAS EN UNIONES
SOLDADAS A TOPE.
REPRESENTACION GRAFICA DE FALLAS TIPICAS EN UNIONES
SOLDADAS A TOPE.
REPRESENTACION GRAFICA DE FALLAS TIPICAS EN UNIONES
SOLDADAS A TOPE.
SINTESIS DEL CRITERIO DE ACEPTABILIDAD O RECHAZO DE
UNA INSPECCION RADIOGRAFÍA SEGUN API-ll04.
SINTESIS DEL CRITERIO DE ACEPTABILIDAD O RECHAZO DE
UNA INSPECCION ULTRASONICA.
REPRESENTACION GRAFICA DE LA PROTECCION DE JUNTA
DE CAMPO.
MOVIMIENTO COORDINADO DE ANCLAS PARA AVANCE DE
BARCAZA DE TENDIDO.
23 MOVIMIENTO COORDINADO DE ANCLAS PARA AVANCE DE
BARCAZA DE TENDIDO
MOVIMIENTO COORDINADO DE ANCLAS PARA AVANCE
DE BARCAZA DE TENDIDO.
ARREGLO DE DUCTOS MARINOS EN EL CAMPO
CANTARELL.
Página
10
LAMINA No.26
LAMINA No.27
LAMINA No.28
LAMINA No.29
LAMINA No.30
LAMINA No.31
LAMINA No.32
LAMINA No.33
LAMINA No.34
LAMINA No.35
LAMINA No.36
LAMINA No.37
LAMINA No.38
LAMINA No.39
LAMINA No.40
LAMINA No.41
LAMINA No.42
LAMINA No.43
LAMINA No.44
LAMINA No.45
LAMINA No.46
LAMINA No.47
LAMINA No.48
LAMINA No.49
LAMINA No.50
LAMINA No.51
LAMINA No.52
LAMINA No.26 ARREGLO TIPICO DE POSICIONAMIENTO DE
ANCLAS PARA NO DAÑAR LAS LINEAS CONSTRUIDAS.
GRAFICA DEL PROCEDIMIENTO PARA INICIO DEL TENDIDO
DE TUBERIA {Anclaje Pasos I y 2).
PROCEDIMIENTO PARA INICIO DEL TENDIDO DE TUBERIA
(Paso 3).
REPORTE DE CONTROL DE OBRA DE JUNTA DE CAMPO.
REPORTE DE AVANCE DIARIO DURANTE UN TENDIDO DE
TUBERIA.
PROCEDIMIENTO PARA ABANDONO DE TUBERIA.
PROCEDIMIENTO PARA ABANDONO DE TUBERIA.
REPORTE DE CONTROL y REGISTRO DE TENSIONAMIENTO E
INSPECCIONES DEL PONTON.
PROCEDIMIENTO PARA IZAJE DE TUBERIA.
PROCEDIMIENTO PARA IZAJE DE TUBERIA.
36 METODOS DE TENDIDO DE REMOLQUE O POR EL FONDO
O "TIRON" y FLOTACION.
METODOS DE TENDIDO DE CARRETE O BOBINA y BARCAZA
DE TENDIDO CONVENCIONAL.
ARREGLO TIPICO DE DUCTO ASCENDENTE y CURVA DE
EXPANSION.
DETALLE TIPICO DE LA FIJACION DEL DUCTO ASCENDENTE
y CURVA DE EXPANSION A LA PIERNA DE PLATAFORMA.
DETALLE DE DUCTO ASCENDENTE.
PROCEDIMIENTO
DE
INSTALACION
DE
DUCTO
ASCENDENTE.
ENSAMBLE DUCTO ASCENDENTE-CURVA DE EXPANSION
{Detalle de Conector Mid-Riser Cerrado).
(Detalle de Conector Mid-Riser Cerrado).
DETALLE DE PROTECCION EN ZONA DE MAREAS.
INSPECCION DE BUCEO DEL PUNTO HIPERBARICO.
EJEMPLO GRAFICO DE LA SITUACION DE BOLSAS DE AIRE.
CORTE DE TRASLAPE y REMOCION DE CONCRETO.
INSTALACION DE CABLES GUIA y DESCENSO DEL
ALINEADOR.
ARREGLO TIPICO DEL SPAR-HABITAT AL PIE DE UNA
PLATAFORMA.
CAMARA DE SOLDADURA EN SECO EN EL FONDO DEL MAR
(Hábitat).
DETALLE DEL MARCO ALINEADOR DE TUBERIA SUBMARINA
(Spar) y CAMARA SECA PARA SOLDAR (Hábitat).
ALINEADOR MONTADO SOBRE LINEAS A SOLDAR.
INSTALACION DE SELLOS INTERNOS EN LAS TUBERIAS A
SOLDAR.
Página
11
LAMINA No.53
LAMINA No.54
LAMINA No.55
LAMINA No.56
LAMINA No.57
LAMINA No.58
LAMINA No.59
LAMINA No.60
LAMINA No.61
LAMINA No.62
LAMINA No.63
DETALLE DEL INTERIOR DE HABITAT ANTES DEL CORTE
FINO.
BISELADO RECTO EN FRIO DENTRO DEL HABITAT.
INSTALACION DEL CARRETE DE AJUSTE, SOLDADURA E
INSPECCION RADIOGRAFÍA.
APLICACION DE REVESTIMIENTO ANTICORROSIVO EN LA
JUNTA, EN AREA DE ABRAZADERAS y RECUPERACIONES DEL
SPAR HABITAT.
DUCTOS QUE UNEN INSTALACIONES MARINAS CON
INSTALACIONES EN TIERRA.
TENDIDO DE TUBERIA EN LA COSTA (Planta).
TENDIDO DE TUBERÍA EN LA COSTA.
TABLAS DEL API-6D PARA PRUEBA HIDROSTATICA.
PROCEDIMIENTO DE ENTERRADO
DETALLE DE DRAGADO DE LINEAS SUBMARINAS.
DETALLE DE ACOLCHONAMIENTO EN CRUCE DE LINEAS.
PROCEDIMIENTO GRAFIGO DE EMPATE EN SUPERFICIE LÍNEA
REGULAR Y CURVA DE EXPANSION.
LAMINA A
LAMINA B
LAMINA C
LAMINA D
LAMINA E
LAMINA F
LAMINA G
LAMINA H
ACERCAMIENTO LINEA REGULAR A CURVA DE EXPANSION.
ALINEAMIENTO LINEA REGULAR y CURVA DE EXPANSION.
DEFINICION DEL PUNTO DE CORTE DE TRASLAPE
CORTE DE TRASLAPE.
PREPARATIVOS PARA SOLDADURA EN SUPERFICIE.
ALINEAMIENTO y SOLDADURA EN SUPERFICIE.
DESCENSO DE LA LINEA y CURVA DE EXPANSION.
INSTALACION DE LA CURVA DE EXPANSION EN POSICION.
Página
12
Apéndices
APENDICE I
APENDICE VI
DIAGRAMAS OPERATIVOS
SOLDADURA
LAMINA No.1
LAMINA No.2
LAMINA No.4
ESQUEMA DEL PROCESO DE SOLDADURA DE ARCO MANUAL.
DETALLES DEL PROCESO DE SOLDADURA DE ARCO
ELECTRICO PROTEGIDO CON GAS.
MICRO ALAMBRE DE ACERO TEMPLADO PARA PROCESO DE
SOLDADURA DE ARCO METALICO PROTEGIDO CON GAS
CLASIFICACION DE METALES DE APORTE (A.W.S)
APENDICE VII
MATERIALES.
LAMINA No.1
LAMINA No.2
LAMINA No.3
LAMINA No.4
LAMINA No.5
LAMINA No.6
LAMINA No.7
LAMINA No.8
APENDICE VIII
DIMENSIONES DE CODOS DE RADIO LARGO.
DIMENSIONES DE CODOS DE TRES DlAMETROS DE RADIO.
DIMENSIONES DE REDUCCIONES.
DIMENSIONES DE REDUCCIONES
DIMENSIONES DE TES-REDUCCION.
DIMENSIONES DE TES-RECTAS y DE TAPONES CACHUCHA.
DIMENSIONES DE TES REDUCCIONES.
DISEÑOS ACOPLADOS DE UNIONES SOLDADAS A TOPE PARA
ESPESORES DE PARED DIFERENTE.
NOTAS EXPLICATORIAS A LOS DISEÑOS DE UNIONES
SOLDADAS.
DIMENSIONES DE RANURAS PARA JUNTA DE ANILLO.
DIMENSIONES DE LAS EMPAQUETADURAS TIPO ANILLO,
DIMENSIONES DE CARAS DE BRIDAS JUNTA DE ANILLO.
TABLA 10. ANSI B16.5
ESPECIFICACIONES DE MATERIALES PARA CUERPOS,
BONETES, TAPAS Y EXTREMOS DE VALVULAS, VISTA
LATERAL DE TRAMPA DE DIABLOS.
INSPECCION RADIOGRAFICA.
LAMINA No.1
LAMINA No.2
LAMINA No.3
LAMINA No.4
TECNICA RADIOGRAFICA.
EQUIPOS RADIOGRAFICOS
USO DE PENETRAMETRO ASTM
CRITERIO DE ACEPTABlLIDAD ANSI B 31.3
LAMINA No.3
LAMINA No.9
LAMINA No.10
LAMINA No.11
LAMINA No.12
LAMINA No.13
LAMINA No.14
Página
13
Antecedentes
A
partir de 1978 en nuestro país se ha tenido la urgente necesidad de
instalar tubería de diferentes diámetros costa afuera, con objeto de
transportar los hidrocarburos obtenidos en la Sonda Marina de
Campeche a sitios de carga, almacenamiento y proceso.
Las técnicas de tendido en el mar han sido desarrolladas rápidamente por
empresas especializadas de Estados U nidos, Gran Bretaña, Holanda, Japón,
etc., México inicialmente contrató la asesoría de expertos internacionales y
actualmente, ha logrado formar sus propios técnicos y empresas, tanto en
Pemex como en la iniciativa privada que dominan las técnicas de tendido en
el mar con resultados que exponen en la obra realizada hasta la fecha, sin
embargo, los programas de construcción para los próximos años requieren
de una continua búsqueda de la productividad, con dicho afán el supervisor
de construcción de Ductos Marinos, además de la capacitación normal que
recibe de sus jefes inmediatos, estará siempre en un proceso de
mejoramiento, aumento de capacidad de respuesta a la problemática de su
función, en beneficio de la calidad de las otras encomendadas a nuestra
Gerencia.
Página
14
Generalidades
DESARROLLO DE UN PROYECTO PARA LA CONSTRUCCION DE UN DUCTO
MARINO
Dada la importancia que representa el control y aprovechamiento de los recursos para una
mejor utilización, oportunidad y flexibilidad, así como los ajustes en los programas de
obras que para adaptarse a las circunstancias que la situación cambiante demanda, está
establecida una coordinación eficaz entre los usuarios de las instalaciones y los
responsables del Proyecto.
Por tal motivo, se constituyó el procedimiento de trabajo para la Coordinación de Proyecto
para la Gerencia.
Partiendo de los lineamientos contenidos en el dicho procedimiento se origina y
desarrollan los proyectos para la construcción de los ductos marinos.
FASES INICIALES PARA EL DESARROLLO DE UN PROYECTO
a)
b)
c)
d)
c)
Justificación del proyecto.
Estudio económico y de impacto ambiental
Autorización de inversión
Bases de usuario
Solicitud de ejecución de obra
SECUENCIA PARA EL DESARROLLO DE UN PROYECTO
a)
b)
c)
d)
e)
f)
g)
h)
Planeación
Ingeniería básica
Ingeniería de detalle
Determinación de existencias de materiales y equipo
Adquisición de materiales y equipos faltantes
Contratación de obra
Preparación de la obra
Ejecución de la obra
Se programará la ejecución de la obra en sus diversas fases de acuerdo a las políticas de
Pemex Exploración y Producción "Lograr la más alta calidad, al menor costo y en el
tiempo oportuno".
Página
15
De los resultados de la etapa de planeación resultan los diversos eventos y actividades
programadas para construcción en el mar, tales como:
•
•
•
•
•
•
•
•
Protección anticorrosiva y lastrado
Fabricación, transporte y descarga
Tendido de tubería
Instalaciones en plataforma
Empate entre línea regular y curva de expansión
Prueba hidrostática y limpieza
Enterrado de tubería
Acolchonamiento de cruces
Estas fases se ejecutarán en el marco normativo de la Ley de Obras Públicas y bajo las
normas y especificaciones de construcción de Pemex Exploración y Producción de las
cuales deben tener conocimiento los contratistas que realicen la obra y el supervisor,
estableciéndose como obligación, su cumplimiento en el contrato respectivo. Pemex
Exploración y Producción realizará la supervisión de la construcción; dicha supervisión
se llevará a cabo en todas las fases de la construcción, por lo que el supervisor designado
tendrá la capacidad y experiencia necesaria para evaluar, juzgar y decidir.
Es importante señalar que los supervisores deben tener conocimiento de los criterios y
requisitos básicos para el diseño, selección de materiales, construcción, pruebas y
operación de tuberías submarinas al servicio de Pemex Exploración y Producción
destinados a transporte y recolección de hidrocarburos líquidos o gaseosos (Anexo IV a la
Norma núm. 2.421.01) "Sistemas de Tuberías Submarinas para el Transporte de
Hidrocarburos".
Página
16
Página
17
Introducción
LA EXPLOTACION DE HIDROCARBUROS EN EL GOLFO DE MEXICO
México inició la explotación de yacimientos de hidrocarburos en el mar frente a las costas
de Tampico, Tamps, y Poza Rica, Ver., en el año de 1965, así, el 5 de julio de ese año se
descubre el campo' 'Tiburón' , y el 16 de septiembre del mismo, el campo', Atún', el
resultado de estas exploraciones fue altamente satisfactorio e influyó para que Pemex se
decidiera a continuar la perforación con plataformas fijas.
En el año de 1975 se reinició la exploración de yacimientos en el mar, esta vez frente a las
costas de Campeche, en una área de 700 km2 aproximadamente, que se localiza a 80 km
al noroeste de Ciudad del Carmen, Camp.; en 1977 se revela que los descubrimientos
realizados en la Sonda de Campeche no constituyen una extensión del área Reforma, sino
que forman parte de un yacimiento gigantesco paralelo al anterior, y se autorizan de
inmediato los trabajos previos para establecer la infraestructura necesaria para la
explotación de esos recursos naturales, presentados en seis campos productores
inicialmente:
I.
II.
III.
IV.
V
VI.
CANTARELL.
ABKATUN.
KU.
POOL.
CHUC.
IXTOC.
Para llevar a cabo esta importante tarea, Pemex por conducto de la Gerencia de
Proyectos y Construcción (así llamada en aquel entonces), asignó a la Dirección Desarrollo
Sonda de Campeche (hoy Pemex Exploración y Producción - Gerencia de Construcción del
Proyecto de Optimización y Modernización del Campo Cantarell), y así con un gran
esfuerzo de todas las áreas y especialidades, los trabajos de construcción e instalación en
esta Zona Marina se iniciaron oficialmente el 20 de octubre de 1978 con el tendido del
oleoducto de 36 pulg de diámetro por 161 km de longitud de Akal "C" a Dos Bocas, Tab. ,
y unos días después, el 24 del mismo mes y año, con el lanzamiento al mar de la
subestructura de la plataforma de perforación Akal "C".
Al mismo tiempo se realizaron más perforaciones, exploraciones y estudios acerca de la
rentabilidad de los equipos; siendo el resultado óptimo, lo que determinó junto con el
tiempo de entrega de equipos de perforación nuevos, que se recuperaran y habilitaran los
que habían sido usados en las plataformas fijas de las costas de Tuxpan y Poza Rica, Ver.,
También se autorizaron más plataformas para cubrir diferentes objetivos, siendo entre
otros, los de: Perforación, Producción, Enlace, Habitación, Compresión, Rebombeo, Apoyo,
Telecomunicaciones, etc. , y como consecuencia, la construcción de los sistemas de ductos
Página
18
necesarios para la recolección, distribución y transporte de los productos de la perforación
o de la separación.
La Gerencia de Construcción del Proyecto de Optimización y Modernización del Campo
Cantarell, como parte integrante de Pemex Exploración y Producción tiene a su cargo la
responsabilidad de la instalación de las diversas líneas de conducción, que varían de 6
pulg (15.24 cm) hasta 48 pulg (121.92 cm) de diámetro.
Habiendo iniciado esta actividad en el año de 1978 en la Sonda de Campeche, para la
fecha del 14 de octubre de 1991, las obras se resumen de la siguiente manera:
2
Oleoductos de 36 pulg de diámetro a Terminal de
Carga Rabón Grande
Gasoductos de 36 pulg de diámetro a Atasta, Camp.
Oleoductos de 36 pulg de diámetro a Dos Bocas, Tab.
Oleoductos de 36 pulg de diámetro a Cayo Arcas.
Oleoductos de 48 pulg de diámetro a Terminales de
Carga en alta mar, en Dos Bocas, Tab.
Acueductos de 36 pulg de diámetro a Terminales de
Carga en alta mar en Dos Bocas, Tab.
Oleoductos de 36 pulg de diámetro Terminales de
Carga en alta mar en Cayo Arcas
Ductos de diferentes diámetros entre plataformas.
2
3
2
2
7
4
110
DANDO UN TOTAL DE:
19.8 km
154.29
485.46
166.30
43.27
km
km
km
km
20.55 km
15.50 km
697.442 km
1512.61 km
Siendo la exportación de crudo un aspecto muy importante para nuestro país, la
instalación de terminales en alta mar para carga de crudo a buque-tanques gigantes se
hizo necesaria y por tal motivo se instalaron:
*
1
2
1
2
Monoboya tipo CALM en el área de Abkatún
Monoboyas tipo CALM en el área de Cayo Arcas
Monoboya tipo CALM en Rabón Grande (No.2)
Monoboyas tipo CALM en Dos Bocas, Tab.
Todas éstas con una capacidad de amarre de 250,000 toneladas de peso muerto.
1
Terminal tipo columna fija en Cayo Arcas para 350,000 T.P.M.
*
Esta Terminal se retiró para instalarse en Cayo Arcas núm. 2.
Los aproximadamente 1,500 km de tubería de diferentes diámetros y espesores que han
sido instaladas en el Golfo de México (Sonda de Campeche) para transporte de
hidrocarburos a centros de exportación y procesamiento obligan a los ingenieros
mexicanos a desarrollar. Criterios que faciliten el diseño y construcción de ductos, con el
fin de tener que recurrir lo menos posible a la tecnología extranjera.
Página
19
Considerando como actividad principal la de transportar hidrocarburos a través de
tuberías, hasta plantas separadoras e instalaciones que permitan su correcto uso de
explotación, almacenamiento o exportación, el presente trabajo trata de sintetizar la
metodología aplicada en la supervisión de la instalación de dicha tubería.
Página
20
Página
21
Página
22
Página
23
Página
24
Capitulo 1
Actividades Previas al Desarrollo
De la Obra
1.1
GENERALIDADES.
En la fase medular de la construcción de un ducto submarino, donde el supervisor debe
concentrar su atención en todos los aspectos involucrados como son: el diseño, logística.
preparativos, almacenamiento, pruebas, ejecución, reportes, productividad, fallas, equipo.
etc. , ya que todos los aspectos afectan al final en la calidad de la obra. El supervisor tiene
la responsabilidad de ver que se cumpla el adagio: "La calidad no se inspecciona, se
construye".
1.2
INGENIERIA.
Antes de la visita de obra, el supervisor deberá familiarizarse con los antecedentes de
ingeniería, conceptos contratados, alcances, volumen de obra, programas, procedimientos
de construcción, tipo y capacidad de las embarcaciones y el equipo, especificaciones,
nomlas para evaluar la calidad de los materiales, normas para evaluar soldadores y
técnicos de inspección, códigos y recomendaciones que regulen el criterio de selección,
construcción y la aceptación.
Además de las normas de Pemex, el supervisor deberá conocer los códigos emitido por
asociaciones internacionales con experiencia en los trabajos petroleros (Ver apéndice II).
En la visita de campo el supervisor verifica, en el lugar de instalación, niveles elevaciones,
ruta de la interconexión, área de la trampa de diablos o cabezal, condiciones inseguras y
obstáculos a la obra, diámetro de las piernas de plataforma; visualiza necesidades en
cuanto a seguridad industrial, equipos especiales o herramientas de corte, fijación de
maniobras y equipo, etc. Asienta todo en la bitácora de obra con sus observaciones,
soluciones y alternativas (Ver apéndice V).
1.3
EMBARCACIONES Y EQUIPO.
La visita a la embarcación que realizará los trabajos es muy importante para verificar la
funcionalidad en tensionadores, malacates, anclas, pontón, radar, girocompás, grúas, etc.
La existencia de equipo auxiliar como alineadores, máquinas de soldar, compresores,
hornos de soldadura, equipos multiflama, biseladoras, pulidoras, estrobos, registradores
de voltaje y amperaje en todas y cada una de las estaciones de soldadura, equipos de
corte y materiales de consumo como electrodos y gases.
El supervisor anotará y reportará a la Coordinación Local las desviaciones detectadas con
el fin de que se corrijan antes de iniciar los trabajos. Deberá anotarse en la bitácora de la
obra el estado del equipo y las inconformidades, así como las indicaciones a la compañía.
Página
25
Al entrar la embarcación en contrato, el supervisor debe verificar y anotar la existencia de
combustibles de la barcaza de tendido, y de las embarcaciones auxiliares.
En una forma especial reportará los ingresos y consumo diario mientras las embarcaciones
estén laborando en la obra.
1.3.1 EQUIPO MINIMO CON EL QUE DEBERA CONTAR LA EMBARCACION.
CANTIDAD
DESCRIPCION
1
Grúa de 80 ton, para movimiento de materiales, comisarias,
maniobras varias requeridas sobre cubierta de la embarcación
Tensionadores con capacidad de 75 ton mínimo, de acuerdo con
las necesidades de Ingeniería de Proyecto y especificaciones de
Peme Exploración y Producción en profundidades de 82 m.
Stinger o pontón rígido o articulado para profundidades de 82 m, y
de acuerdo con las características del pontón y embarcación, un
equipo adicional para su movilización o desmovilización de dicho
pontón en caso de avería.
30 Máquinas de soldadura manual por medio de arco eléctrico de
400 amp., equipadas con amperímetros y voltímetros visibles en
cada estación de soldadura.
Precalentadores de acuerdo con las necesidades de Ingeniería del
Proyecto y especificaciones de Pemex Exploración y
Producción.
Alineadores interiores neumáticos, capaces de alinear tubería
lastrada hasta 36 pulg por 0.812 pulg de espesor.
Equipos de inyección a presión de resinas de acuerdo con los
requeridos por proyecto y especificaciones de Pemex, así como los
materiales de consumo.
Hornos eléctricos con control de temperatura para la conservación
de la soldadura a utilizar, dos por cada estación de soldadura y uno
con capacidad de almacenamiento de soldadura en bodega.
Chalán para movimientos de los materiales a instalar,
transportados desde los patios de fabricación hasta la Sonda de
Campeche.
Remolcador para movilización de chalán con los materiales a
instalar de 3,500 HP ., 75 pies de eslora, 24 pies de manga y 10
pies de calado.
Equipo de inspección radiográfica para pruebas de soldadores y
durante la etapa constructiya de tendido.
Fuente de poder hidráulica y sus accesorios para dar un torque de
12,500 lbs/pie.
Medidores de profundidad y equipos de corte con oxiacetileno,
biseladoras de acuerdo con necesidades del proyecto herramientas
de trabajos manuales.
2
1
30
2
3
2
Los Necesarios
1
Los Necesarios
1
2
2
Página
26
CANTIDAD
DESCRIPCION
Lote
Lote Equipo de buceo, así como el personal correspondiente para
inspecciones periódicas durante el tendido, instalaciones en
plataforma de D.A. y C.E., pruebas hidrostáticas y ajuste de
espárragos, de acuerdo con las necesidades e indicaciones de la
supervisión de Pemex Exploración y Producción, en profundidades
de hasta 180 pies (Incluye: compresores, cámara de
descompresión, equipos de umbilicales, sistemas de gases, cascos
de buceo, máscaras de buceo, radio comunicación submarina,
máquinas de corte submarino, herramientas manuales, etc. ).
Lancha para transporte de personal.
1 Barco abastecedor para movilización de alimentos, combustibles
y materiales de consumo, de acuerdo con necesidades de la obra.
Cámara submarina con acoplamiento a grabadora para filmación
de la interconexión submarina realizada (las grabaciones
efectuadas, se entregarán a Pemex Exploración y Producción).
Winche para recuperación y abandono de tubería hasta de 36 pulg.
o capacidad de 150 tons.
Tapones de tirón y abandono para tubería hasta de 36 pulg. De
diámetro.
Anclas para muerto con sus grilletes y estrobos.
Los Necesarios Pirómetros.
Pulidores y cardas.
Detector de dobleces para tubería hasta de 36 pulg de diámetro.
Equipo probador de dureza.
Manómetros rango 0-2000 Lb/pulg 2.
Manógrafos rango 0-2000 Lb/pulg 2.
Equipo para pruebas destructivas con base en la norma del API
1104.
Cortadora de tubo en frío accionadas por fuente de poder
hidráulica.
Cámara de descompresión para buceo de personal de superficie y
sus equipos necesarios.
Remolcador para manejo de anclas de 3,400 con 5,600 H.P. de
acuerdo a necesidades de la embarcación, de mástil abatible para
pasar anclas por debajo de los puentes.
Grúa de carga y descarga de 250 ton para maniobras en
plataforma para pasar equipo auxiliar en pruebas hidrostáticas,
movimientos de materiales, comisaria, contenedores, instalación de
abrazaderas, ductos ascendentes y piezas de inflexión.
Boyas para localización y señalamiento de la línea.
1
1
1 Equipo
1
2 Piezas
Las Necesarias
Las Necesarias
Los Necesarios
1
1
3
2
1
1
2
1
1
Lote
Página
27
CANTIDAD
DESCRIPCION
Lote
Registradores de control en tensionadóres del arado al ser
arrastrados durante el dragado, y registradores laterales
indicadores de rumbo, en cuartos de controlo cubierta.
Bombas de alta presión de 5,000 psi, y bajo volumen de 150
g.p.m. para levantar presión en línea, durante las actividades de
prueba hi-drostática.
Herramientas y materiales necesarios para el llenado, prueba
hidrostática y limpieza de la línea: Poly-Pigs, dos monógrafos,
cuatro manómetros, llaves de impacto torquímetros con capacidad
de 12,500 lbs-pie y sus accesorios (dos inyectores de grasa
sellante y BAL TEX-80), así como balanza de pesos muertos,
empaques, válvulas, bridas y conexiones necesarias, de acuerdo
con las necesidades y especificaciones de Pemex Exploración y
Producción.
2 Bombas con capacidad de 1,500 g.p.m. de gasto y una presión
de 2,500 psi, para llenado, prueba hidrostática y dragado.
Compresores con capacidad de 1,500 p.c.m. y una presión de
descarga de 125 psi, equipados con mangueras de 8 pulg D.C.N.,
con una longitud de 600 pulg y una presión de trabajo de 300 psi,
para la limpieza de los Poly-Pigs y dragado de la línea.
Equipo topográfico para el posicionamiento de ductos marinos con
la capacidad necesaria de acuerdo con la longitud.
Equipo de seguridad mínimo para cumplir con los requerimientos
de Pemex Exploración yProducción.
•
Area habitacional confortable para alojamiento del
personal.
•
Equipos para calibración de espesores de película:
Húmeda y seca, detector de pozos, con batería y
cargador.
•
Calibrador de espesores en tubería.
•
Equipo necesario para cumplir con reglamento de
seguridad e higiene.
•
Equipo completo para inspección ultrasónica tipo pulsoeco rango de 1 a 6 MHZ.
2
Lote
2
4
1
Lote
1.4
RECEPCION DE MATERIALES.
En la embarcación de tendido de tubería, el supervisor verifica la tubería, los accesorios y
los materiales, por lo que deberá anotar el nombre de la embarcación que acodere con el
material, la hora, descripción del material, cantidad, marca y procedencia, así como las
condiciones que presentan.
Página
28
Cuando se trate de un chalán de tubería, se inspeccionarán estibas y sujeción de las
mismas, se checarán cantidad y especificación, (láminas núms. 7, 8 y 9), comparando con
los datos del manifiesto de embarque antes de firmar de conformidad y proceder a la
descarga.
El manejo durante el traspaleo de materiales del chalán o del abastecedor a la barcaza,
deberá realizarse con sumo cuidado con el fin de garantizar la integridad del material, la
seguridad del personal y las instalaciones.
Los accesorios como manómetros, válvulas, termopozos, empaques, etc. , merecen mayor
atención, estos deberán depositarse en una área segura de la cubierta del barco, con todo
cuidado. A las válvulas se les dará mantenimiento preventivo, y se verificará la
hermeticidad de acuerdo a API -6D cuidando de dejar abierto el paso por el cuerpo y tapar
con madera los extremos para evitar cuerpos extraños que dañen los sellos.
El traspaleo de tubería del chalán a la barcaza deberá realizarse con bandas o gasas
cuidando que la tubería no sufra abolladuras, arrancaduras o acanaladuras.
Se correrá en cubierta a través del interior del tubo un calibre para verificar su redondez,
evitando instalar un tubo defectuoso que dificulte el paso del detector de dobleces.
Las hendiduras con profundidad mayor al 12 .500 del espesor, las laminaciones y las
socavaduras de profundidad mayor a 0.793 m m ( 1132 pulg) deben considerarse
inadmisibles e irreparables.
Sin embargo, dentro de las circunstancias, se deben aprovechar todos los materiales,
recuperando en la barcaza los materiales que la permitan. Ejemplo:
Si un tubo tiene una abolladura en un extremo, se puede retirar concreto y cortar el
extremo dañado volviendo a realizarse su bisel, pudiéndose utilizar en la línea, siempre y
cuando la longitud que presente después de reparado permita soldarlo dentro de las
estaciones de soldadura.
Los tubos menores de 35.56 cm (14 pulg) de diámetro con abolladuras de más de 2% del
diámetro interior deberán ser rechazados. En tubos mayores de 35.56 cm de diámetro, si
la abolladura excede de 6.35 m m (104 pulg) de profundidad, deberán rechazarse.
La recepción de tubería deberá anotarse en tarjetas de control con el fin de conocer la
existencia disponible. El conteo físico por parte del supervisor es necesario para mayor
efectividad.
Cuando se detecten tubos con daños irreparables o fuera de especificación deberán ser
marcados y remitidos -de preferencia en el mismo chalán- al lugar de origen,
acompañados de un manifiesto de embarque con una nota informativa firmada por el
supervisor.
Página
29
1.5
CALIFICACION DEL PROCEDIMIENTO DE SOLDADURA.
Resulta de gran importancia la elaboración de un procedimiento de soldadura funcional
para la obra en cuestión. El diseño de la junta debe satisfacer los esfuerzos a que será
sometida (láminas núms. 10 y 11) , la selección de los electrodos depende de las
características metalúrgicas del metal base y del proceso de soldadura seleccionado.
En la elaboración o diseño del procedimiento se anotarán las siguientes variables y parámetros: clasificación y especificación del metal base, diámetro y espesor de la tubería,
proceso de soldadura, diseño de la junta, clasificación del electrodo y su diámetro, técnica
de depositación (posición y dirección), precalentamiento, postcalentamiento, voltajes,
amperajes y recomendaciones en cuanto a limpieza, equipo auxiliar y tiempo de
soldadura.
Teniendo el procedimiento escrito deberá realizarse en una unión con el fin de calificar su
sanidad, compatibilidad y las cualidades mecánicas de la junta mediante pruebas de
tensión, doblez y sanidad según la norma API-1104 Sección 2.0. El supervisor deberá
presenciar la ejecución de la soldadura cuidando que se lleve a cabo de acuerdo según el
procedimiento escrito y anotará los parámetros de soldadura en una forma diseñada para
ello.
Una vez concluida la soldadura, el supervisor la examinará visualmente con el fin de
rechazar defectos obvios. El carrete con la unión es examinado por método rediográfico y
se evalúa la calidad de la soldadura mediante la norma API-II04:: Sección 6.0.
Posteriormente se cortan especímenes de acuerdo con la sección 2.6 de la norma API 1104, las cuales se envían a un laboratorio metalúrgico para ser sometidas a pruebas
destructivas y el resultado es evaluado en la misma norma y sección, si es negativo se
realizará otro carrete cambiando las variables hasta encontrar un resultado ideal.
Con las variables y parámetros del procedimiento calificado deberá soldarse la línea sin
modificación alguna.
1.6
CALIFICACION DEL PROCEDIMIENTO DE PRUEBAS NO DESTRUCTIV AS.
El supervisor para auxiliarse en la examinación de soldadura, cuenta con el apoyo de una
compañía de servicios de inspección.
El método de inspección o la combinación de éstos debe ser práctico y eficiente, Una
combinación ideal es la inspección con líquidos penetrantes, ultrasonido e inspección
radiográfica.
El uso de líquidos penetrantes, por su limitación a detectar defectos de tipo superficial, se
utiliza para delimitar áreas con fisuras y su reparación.
Página
30
Asimismo, el método de inspección con ultrasonido aunque es muy completo y confiable
tiene la particularidad de ser muy lento, por lo que se utiliza en el tendido de tuberías
submarinas como apoyo de inspección de soldaduras reparables, empates especiales o
para confirmar alguna falla.
El supervisor debe solicitar la inspección con ultrasonido cuando existan
radiográficamente, áreas con defectos dentro de norma, cercanos al rechazo o ante
cualquier duda en cuanto a tipo y magnitud de un defecto observado en una placa
radiográfica.
La inspección radiográfica es un método comúnmente usado en trabajos de soldadura de
alta producción.
Existen 2 tipos de inspección radiográfica, con equipos de rayos X o con equipos de rayos
gamma. La técnica puede ser radial o de pared sencilla o focal o doble pared (láminas
núms. 12 y 13).
El personal que interviene en la inspección de soldadura deberá ser evaluado por el
supervisor mediante un examen teórico-práctico para determinar su confiabilidad antes de
que se inicie el tendido.
Las variables que afectan la calidad radiográfica son: la capacidad del equipo o la actividad
de las fuentes, el tipo de grano de la película, la temperatura de los líquidos (revelador ,
fijador y agua), del tiempo de exposición y el voltaje.
El supervisor deberá solicitar la toma radiográfica de una soldadura, con valores diferentes
en las variables hasta encontrar un resultado satisfactorio con la sensitividad, densidad y
contraste adecuado.
Para determinar la sensitividad, el supervisor debe observar el agujero esencial del
penetrámetro indicado por la norma (lámina núm. 14) y la densidad y contraste lo
evaluará comparativamente con un densitómetro. Las placas deficientes en calidad y el
personal sin experiencia y capacitación deberán ser rechazados, así como los equipos y
materiales que no cumplan con lo contratado.
1.7
CALIFICACION DE SOLDADORES.
Contando con el procedimiento de soldadura e inspección no destructiva aprobados, se
procede a calificar a todos los soldadores para determinar si éstos son capaces de producir
soldaduras idénticas a la del carrete de procedimiento aprobado.
El supervisor debe examinar el carrete de prueba de cada pareja de soldadores desde su
alineamiento hasta la conclusión de la soldadura, anotando todos los parámetros y
cuidando que se realice lajunta con todas las variables que intervinieron en la calificación
del procedimiento de soldadura aprobado. Para su labor, el supervisor se auxiliará de
voltímetro y amperímetro, así como de instrumentos de medición como flexómetro y
calibradores.
Página
31
Los soldadores que pretenden laborar en la construcción de ductos marinos deben aprobar
el examen visual , radiográfico y destructivo conforme a la norma API -1104 secciónes 2.0
y 6.0. Estos exámenes son practicados sobre una soldadura realizada por los soldadores
en posición SG (lámina núm. 1).
La prueba SG según A WS D 1.1 es aquélla realizada en una probeta fija y que combine
las 4 posiciones de aplicación de soldadura.
Los soldadores que no muestren la habilidad suficiente para soldar uniones similares a la
calificada en el procedimiento deben ser rechazados por el supervisor.
El rechazo de soldadores puede darse desde el examen visual o del radiográfico.
Es recomendable también la evaluación teórica a los soldadores para ubicarlos y dentro de
las posibilidades capacitarlos para lograr una mayor producción y calidad, lo que
redundará en beneficio de la obra.
Realizados los carretes de prueba de soldador y habiéndose aceptado su examen visual y
radio gráfico deberá probarse el comportamiento mecánico de la junta según la norma
API-1104 sección 2.0. El supervisor observará el corte y maquinado de los especímenes
según indica la misma sección de la norma; p1steriorménte presenciará las pruebas de
tensión, doblez y sanidad de los especímenes, evaluará el comportamiento de la soldadura
y presentará resultados.
Cuando el equipo para pruebas destructivas no sea de la capacidad suficiente, el
supervisor debe rechazarlo y solicitar la sustitución.
Para la evaluación de equipo y personal de inspección subacuática el supervisor verificará
que el equipo de buceo:
•
•
•
•
•
•
•
•
Mangeras umbilicales
Sistemas de gases
Cascos
Máscaras de buceo I
Radio de comunicación submarina
Máquinas de corte
Herramientas
Manuales, etc.
Cumplan con todos los requisitos indispensables del tipo y condición requeridos. Al mismo
tiempo verificará, que el personal de buceo posea los conocimientos necesarios del
trabajo.
Página
32
El supervisor explicará ampliamente los requerimientos necesarios para verificar la calidad
de los trabajos submarinos, efectuándose las inspecciones que sean necesarias.
Una vez efectuada la inspección subacuática se elabora el reporte correspondiente
apoyado con los dibujos necesarios y con todas las observaciones obtenidas en cada una
de las fases constructivas.
Página
33
Página
34
Página
35
Página
36
Página
37
Página
38
Página
39
Capitulo 2
Tendido de Tuberia
2.1.
GENERALIDADES.
Para el tendido de ductos marinos deberán tomarse en cuenta todas las variables involucradas en el procedimiento previamente seleccionado, exigiendo y verificando que el
contratista realice un trabajo con calidad que proporcione una instalación confiable.
Es importante el seguimiento de los programas establecidos para evitar desvíos a los
mismos y preveer las actividades relacionadas como son las libranzas para interconexión
en plataforma, interferencia de otras embarcaciones en el área de trabajo, etc.
2.2.
CONTROL DE LA SUPERVISION.
El método seleccionado de tendido, deberá garantizar la instalación de la tubería, de
acuerdo con los planos de alineamiento correspondientes, sin sufrir daños o algún tipo de
distorsión.
Durante el tendido, se llevará a cabo un control eficiente de los niveles de esfuerzos que
se presenten en la tubería, además se deberá de contar con los mecanismos adecuados
que permitan evaluar , en el caso del método convencional, la tensión aplicada a la tubería
en cualquier momento, por ello es de gran importancia configurar la rampa de producción
y el pontón de lanzamiento, de acuerdo con la profundidad de instalación, de manera que
durante el tendido no se generen en la tubería deformaciones permanentes o esfuerzos
mayores a los permisibles.
El contratista será responsable de cualquier daño causado a la tubería o recubrimientos
durante las operaciones efectuadas.
El supervisor deberá organizar adecuadamente la supervisión de los diferentes frentes de
trabajo, con objeto de garantizar un control en la calidad de todas las operaciones
efectuadas por el contratista.
2.2.1 LA SUPERVISION EN LOS PREPARATIVOS PARA EL TENDIDO.
Antes de iniciar los trabajos de tendido, el supervisor y el representante de la compañía
contratista revisarán los siguientes puntos:
Página
40
1.
Equipo
a)
b)
c)
d)
e)
f)
g)
h)
i)
j)
k)
2.
El sistema de la cama de alimentación de la tubería (conveyor).
La estación de alineamiento (line-up-station).
El sistema de alineamiento (alineador interno).
Las estaciones de soldadura y RX.
Los tensionadores.
El malacate de abandono y recuperación de la línea.
Las flejadoras.
El sistema de inyección de poliuretano (o de cualquier otro método
empleado).
Los tapones de abandono e inicio con sus válvulas.
El detector de doblez.
El equipo de R-X.
Las alturas de los rodillos de la rampa deberán ajustarse de acuerdo a las
curvaturas siguientes:
a)
b)
c)
Curva de radio constante.
Curva de transición.
Pendiente de 0.5° ó de acuerdo a la profundidad.
3.
Las alturas de los rodillos del pontón tendrán un radio de curvatura de 305 m o de
acuerdo a la profundidad.
4.
Deberá instalarse un poly-pig en el primer tramo, tanto de inicio como de
abandono. Los tapones deberán pintarse de color blanco.
5.
Toda la tubería deberá inspeccionarse visualmente a modo de poder indentificar
fallas principalmente en el lastrado o en el biselado, y reparar o rechazar de
acuerdo a especificaciones de proyecto.
6.
Cada tramo de tubería será medido e identificado para ser asentado en una
bitácora diaria, y en el reporte de tendido.
7.
Todos los tramos de tubería tendrán bisel especificado en el procedimiento
autorizado.
8.
8. La soldadura a utilizar en las "n" estaciones será toda de acuerdo al
procedimiento autorizado.
9.
Un alineador interno neumático será utilizado para alinear la junta en la primer
estación de soldadura removiéndose después de realizar el fondeo y el paso
caliente.
Página
41
10.
10. Todas las juntas soldadas serán radiografiadas para su calificación. Se llevará
un registro ordenado de radiografías realizadas para evitar confusiones.
11.
Todas las juntas deberán marcarse con pintura blanca con su número
correspondiente para que el buzo pueda identificarlas durante la inspección.
12.
El supervisor de Pemex Exploración y Producción a bordo, el almacenista y el
representante de la compañía contratista deberán llevar durante el transcurso del
proyecto un registro detallado tanto de materiales consumidos a la fecha como de
existencias en almacén, con objeto depoder detectar escasez de combustibles
requeridos.
2.2.2
LA SUPERVISION EN EL CONTROL DE ESFUERZOS DURANTE LAS
OPERACIONES DE TENDIDO.
Durante el tendido de la tubería, se generan esfuerzos, principalmente en las curvas
superior e inferior de la configuración geométrica que la tubería adopta, estos esfuerzos
son muy diversos y se presentan por efecto estático, debido a la tensión aplicada ya la
configuración geométrica o dinámica provocadas por movimientos del barco o cargas
inducidas por corrientes y oleaje.
El contratista deberá calcular los diferentes tipos de esfuerzos, generados durante la instalación por medio de métodos reconocidos y ,aceptados por Pemex, y deberá garantizar
que la tubería no se dañará bajo la acción de tales esfuerzos. Los esfuerzos de trabajo en
ningún caso, podrán ser mayores que el 72% de fy.
Los esfuerzos durante el tendido sérán controlados por los tensionadores y por la
configuración de la rampa de lanzamiento, estos dos parámetros, se deberán verificar y
controlar continuamente durante el rendido mediante la observación directa en los
tensionadores y la inspección subacuática de la inclinación del pontón.
1.
Esfuerzos en el Plano Vertical.
Los esfuerzos más importantes que aparecen en el plano vertical, son los esfuerzos
flexionantes estáticos en la curva superior soportada por la rampa de lanzamiento, y en la
curva inferior libremente suspendida desde el extremo del pontón hasta el punto de
contacto con el fondo marino. Estos esfuerzos son controlados por la curvatura de la
rampa y los tensionadores respectivamente. La fuerza y deformación aplicados deberán
ser tales que la configuración que adopte la tubería no genere esfuerzos y deformaciones
mayores a los permisibles.
Los esfuerzos dinámicos originados por el cabeceo del
pequeños desplazamientos perpendiculares al eje de
considerados en función de los límites de operación de
tendido. Además, de acuerdo al nivel y frecuencia con la
presenten, deberán considerarse los efectos de fatiga.
barco tendido, o bien por los
la tubería, deberán de ser
la embarcación que efectúa el
que los esfuerzos dinámicos se
Página
42
Para la estimación de los esfuerzos estáticos y dinámicos deberán efectuarse análisis por
computadora que simulen el comportamiento no lineal del sistema barcaza-tubería, y
poder así definir los estados de esfuerzos y deformaciones que pueden presentarse en las
diferentes etapas del tendido, bajo todas las posibles condiciones de carga que pueden
aparecer durante el mismo.
2.
Esfuerzos por cambio de dirección.
Estos esfuerzos son generados por las curvas horizontales, que la tubería deberá adoptar
por los cambios de dirección en la ruta de la tubería. Estas curvas deberán de tener un
radio mínimo calculado a partir del diámetro y espesor de la tubería, para evitar que éstas
puedan salir de la rampa de lanzamiento y además prevenir el incremento del nivel de
esfuerzos combinados por arriba de los permisibles.
Previo al tendido de una curva horizontal, se deberá efectuar un estudio de
posicionamiento de la barcaza, para garantizar que la tubería quede depositada en la
posición definida por las coordenadas indicadas en los planos de alineamiento
correspondientes.
En la posición final de la tubería se considerará aceptable una tolerancia de + 10 m. con ,
respecto a las coordenadas indicadas en el plano de alineamiento.
2.2.3
LA SUPERVISION EN EL CONTROL DE REQUERIMIENTOS POR PANDEO.
En combinación con los esfuerzos de instalación anteriormente descritos, es necesario
considerar el efecto de la presión externa, ya que el ovalamiento natural producido por la
flexión de la tubería puede ser incrementado por este efecto a niveles de inestabilidad y
producir pandeo de la pared del tubo.
1.
Atiesadores para pandeo.
Cuando los niveles de presión externa sean suficientemente elevados con respecto a una
relación D.t de una tubería y los niveles de esfuerzos actuantes se encuentren por arriba
del nivel de esfuerzos de propagación de pandeo, de acuerdo a las indicaciones de
ingeniería será necesario la instalación de atiesadores de pandeo para evitar que un
posible pandeo se propague a lo largo de la tubería.
2.
Detección de Pandeo.
El supervisor verificará que durante las operaciones de tendido deberá de correrse un
detector de pandeo de revisión continua a través de la tubería. La distancia de la barcaza
de tendido a la cual va el detector, deberá ser suficiente para asegurar que la posición del
mismo dentro de la tubería se encuentre después del punto de contacto con el suelo
marino.
Página
43
El diámetro del detector será igual al 95% del diámetro interno de la tubería.
2.3
FABRICACION DE TAPONES DE INICIO DE ABANDONO.
El supervisor verificará que el diseño sea adecuado, "seguro y confiable, (lámina núm. 12),
que durante su fabricación se cumplan todos los requisitos indispensables para un buen
funcionamiento, que las válvulas vayan convenientemente colocadas y protegidas, que
sean éstas del tipo y libraje correcto, que la oreja de tirón esté bien reforzada y
preferentemente examinada con calibrador de espesores para evitar colocar materiales
con laminaciones. Todas las soldaduras deben ser examinadas por método no destructivo,
cuando se encuentren materiales laminados, el supervisor deberá rechazarlos y serán
sustituidos, las soldaduras de calidad deficiente serán rechazadas y reparadas.
2.4 PREPARACION, LIMPIEZA DE TUBERIA Y ALINEAMIENTO.
Los extremos a unir deben prepararse con el bisel diseñado de acuerdo al tipo y proceso
de soldadura. El supervisor inspeccionará previamente la biseladora y su operación.
Los biseles deberán estar limpios, libres de óxido, grasa y pintura; no deberán presentar
oralamiento, laminaciones, desgarraduras ni abolladuras. (El desalineamiento deberá ser
menor a 2.38 m m (3/32 pulg si no hay acceso al interior de la tubería para aplicar un
cordón de sello).
Al alinear tubería con costura longitudinal se vigilará que ambas queden separadas entre
sí aproximadamente 600 y en la parte superior de la tubería. (*)
Si el proceso de soldadura indica precalentamiento, el supervisor vigilará que éste se
cumpla hasta la temperatura indicada por medio de lápices térmicos o pirómetros.
Si el supervisor por medio de un escantillón detecta un bisel de dimensiones incorrectas
deberá rechazarlo, se ajustarán las cuchillas de la biseladora y se realizará nuevamente el
maquinado, si la limpieza es deficiente se repetirá la operación hasta obtener un resultado
satisfactorio.
El precalentamiento es conveniente en aceros de alta resistencia de bajo contenido de
carbono, siendo recomendado su uso en tuberías de más de 52 000 PSI de límite elástico
con el objeto de prevenir roturas y efectos de ampolla por incrustaciones de hidrógeno por
humedad.
2.5
PROCESOS DE SOLDADURA.
Los procesos de soldadura más utilizados en la construcción de un ducto submarino son:
Página
44
a)
b)
c)
2.5.1
Soldadura de arco metálico protegido (SMA W) shield metal arc weld.
Soldadura de arco metálico protegido con gas ó Proceso MIG (G MA W) gas
metal arc weld.
Soldadura de arco de tungsteno protegido con gas (GTAW) gas tungsten
arc weld. (Para mayor información ver apendice VI).
CUIDADO, ALMACENAMIENTO y MANEJO DE LOS ELECTRODOS.
Todos los electrodos de arco metálico con recubrimiento de bajo hidrógeno y soldadura
fundente de arco sumergido debe de comprarse y transportarse en paquetes
herméticamente sellados.
No se aceptarán en la barcaza varillas de electrodos de bajo hidrógeno para arco metálico
protegido si vienen dentro de paquetes rotos o abiertos. Los contenidos de cualquier
paquete dañado pero sin abrir serán examinados para localizar daños, se descartarán los
electrodos cuyos recubrimientos se encuentren dañados.
Los electrodos de bajo hidrógeno, inmediatamente después de ser sacados de su paquete
hermético, deberán ser colocados y almacenados en hornos a una temperatura constante
de 250°F.
Cuando se reciban paquetes rotos o abiertos de electrodos que no sean de bajo
hidrógeno, éstos se examinarán para detectar daños al revestimiento y la presencia de
humedad, grasa o aceite sobre los mismos. Cualquier electrodo que acuse defectos será
descartado. No se aceptará alambre de soldar desnudo, ya sea en tiras ó carretes, si se
encuentra oxidado, sucio o corroído, a menos de que pudiera recuperarse
satisfactoriamente.
La recuperación puede lograrse limpiando con algún solvente o papel esmeril o bien
desenrrollando una cantidad suficiente de alambre hasta que aparezcan tramos sin daños.
Todos los paquetes ya abiertos de electrodos que no sean de bajo hidrógeno se
almacenarán en una espacio en donde la humedad sea relativamente controlada. Este
pudiera ser un cuarto cerrado o un recipiente con focos o elementos térmicos que se
utilizarán para la fuente de calor. La temperatura deberá mantenerse en
aproximadamente de 110°F a 140°F, la que proporcionará una humedad relativa no
menor al 50% pero no mayor al 85%.
Todos los paquetes de electrodo de bajo hidrógeno se guardarán en hornos de
almacenamiento a una temperatura de 250°F a 350°F. Los electrodos que requieran
horneado se colocarán en hornos a una temperatura de 700°F a 800°F durante cuando
menos 2 horas perosin exceder de 8 horas. Antes de colocarlos en las parrillas del horno,
los electrodos serán retirados de sus cajas, latas o envases. Los electrodos no se
amontonarán sobre las parrillas sino que se colocarán individualmente en hileras para
permitir una desgasificación adecuada.
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Bajo ninguna circunstancia deberá utilizarze cualquier electrodo, alambre desnudo o
fundente si se encuentra mojado, aceitoso o grasoso.
Todos los electrodos de bajo hidrógeno requieren del uso obligado de hornos portátiles.
Los electrodos que no son de bajo hidrógeno pueden estar con o sin calefacción o ser
transportados en bolsas de cuero, sin embargo el soldador y el supervisor deberán vigilar
que los electrodos no entren en contacto con agua u otros contaminadores.
2.5.2
PRODUCCION DE SOLDADURAS.
Con base en lo anterior podemos iniciar la producción de soldaduras en serie a bordo de la
barcaza para el tendido de tubería, el número de las estaciones de soldadura depende del
diámetro y el espesor de la tubería, siendo el mínimo 4 y el máximo 7 estaciones (lámina
núm. 13).
En la primera estación se alinea y precalienta, se depositan dos pasos de soldadura, el
primero llamado cordón de fondeo o de raíz, el cual deberá tener buena penetración para
asegurar un refuerzo interno de 0.8 m m (1/3 2 pulg ) mínimo.
El segundo cordón deberá eliminar la escoria atrapada entre el primer cordón y el metal
base, para esto se aplica con mayor amperaje a lo que se conoce con el nombre de paso
caliente. Es conveniente aplicar este cordón en un intervalo no mayor a 5 minutos a fin de
aprovechar el calor residual del primer cordón. El paso caliente proporcionará la
resistencia ádicional necesaria antes de mover la unión a la siguiente estación de
soldadura.
Como se podrá notar, el supervisor tienen en esta primera estación un punto importante
de construcción que requiere de mucha atención ya que ahí realizará la inspección de los
extremos de la tubería, condiciones del lastrado, preparación de los biseles, alineamiento
correcto, el precalentamiento y la aplicación de los dos primeros cordones de soldadura.
Aquí el supervisor verificará que ambos cordones se apliquen con las varibles, parámetros
y recomendaciones del procedimiento calificado, deberán llevar además el control de los
soldadores que intervienen en la junta.
Entre la segunda y penúltima estación se aplican los cordones de relleno, el número de de
estos depende del espesor de la tubería, el diámetro de los materiales de relleno y su tipo.
En la última estación de soldadura se aplica el último cordón llamado corona o cordón de
vista.
Durante todo el proceso de soldadura, el supervisor llevará el registro de soldadores que
intervienen en la realización de las soldaduras, verificará voltajes y amperajes para evitar
desviaciones del procedimiento calificado, cuidará que el tiempo perdido entre cordones
no sea mayor a 5 minutos a fin de sostener la temperatura y prevenir la formación de
grietas.
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Otro aspecto importante es vigilar que la soldadura no se ejecute sin protección contra
viento y lluvia, el supervisor verificará que se usen electrodos en buenas condiciones, ni
demasiado secos ni húmedos y que en todas las estaciones de soldadura existan hornos
portátiles. El supervisor no permitirá que se prenda el arco fuera del área de depósito, ni
soldar el cable de tierra a la línea, ni meter metales extraños como relleno, ni soldar
elementos extraños en la tubería, ni secar los electrodos al contacto porque daña el
recubrimiento, ni iniciar dos cordones de soldadura en un mismo punto.
El supervisor a cada 10 juntas anotará el voltaje y amperaje en una forma especial que se
anexa. (láminas núms. 14 y 15).
Un carrete representativo solicitará el supervisor de cada 100 juntas para someter la unión
a pruebas destructivas y evaluar lo construido de acuerdo a la norma API -1104 Sección
2.0.
El supervisor deberá concientizar al soldador de la importancia de su participación al
revisar el depósito anterior de soldadura antes de aplicar su cordón, cada capa soldada
deberá quedar libre de escoria, traslapes, socavaduras excesivas, porosidades y fisuras.
En la última estación este exàmen visual deberá ser verificado por el supervisor, cuidando
que la corona o cordón de vista esté libre de defectos, que el cordón de soldadura tenga
una anchura máxima que no exceda de los diámetros de 5 núcleos del electrodo que se
utilice si el proceso es arco manual de electrodo recubierto o 12.7 m m (1/2 pulg) si es
otro proceso.
I La unión deberá presentar además perfiles y dimensiones adecuadas.
El supervisor deberá tomar en cuenta que el metal base frío actúa como un enfriador
brusco de la soldadura, lo que motiva áreas duras en la unión haciéndola susceptible a
fracturas en la zona afectada por el calor (ZAC) debido a que propicia la formación de una
microestructura martensítica, la cual es dura pero frágil y poco elástica (lámina núm. 10).
La velocidad de enfriamiento depende de tres variables principales: La cantidad de calor
suministrado en un lapso determinado, la temperatura del metal base antes de soldar y el
espesor de la sección y su geometría.
Por esto es necesario antes de soldar que la tubería tenga una temperatura de 45 a 60°C ,
que el amperaje sea el adecuado y que las condiciones climáticas no aceleren el
enfriamiento.
El supervisor debe revisar las soldaduras visualmente antes de la inspección no
destructiva, si existen defectos éstos deberán ser removidos y se aplicará soldadura sana
en esa área. Deberá identificar el defecto y el origen para corregirlo. Si es repetitivo ubicar
el punto de aplicación para retirar al soldador, al material defectuoso o ajustar el equipo
deficiente.
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2.6
INSPECCION NO DESTRUCTIVA.
Las soldaduras no deben presentar defectos dimensionales:
a)
b)
c)
Dimensiones incorrectas
Deformaciones por contracción térmica
Perfiles incorrectos
Para evitar los defectos dimensionales (lámina núm. 10), debe de haber un buen diseño y
preparación de la junta, además de una buena técnica de depósito conjugada con la
habilidad calificada del soldador.
Tampoco deberán de presentar discontinuidades estructurales como:
a)
b)
c)
d)
e)
f)
g)
h)
i)
Porosidades
Inclusiones no metálicas
Quemadas a través de la raíz
Falta de fusión
Falta de penetración
Socavaduras
Concavidad en la raíz
Roturas
Inclusiones de tungsteno
Para evitar las discontinuidades estructurales el supervisor deberá considerar los
siguientes aspectos:
a) Porosidades.- Son bolsas de gas atrapadas en el metal de soldadura propiciadas por
corrientes de aire, recubrimiento defectuoso del electrodo, falta de la
campana de protección en la zona de fusión, humedad en el
revestimiento del electrodo, óxido en la superficie de los alambres
desnudos de aporte, humedad en el gas de protección, grasa o aceite
en el metal base antes de soldar, etc. Los poros pueden ser cilíndricos,
esféricos o tubulares y pueden presentarse aislados o agrupados.
(lámina núm. 16).
b) Inclusiones no metálicas.- Son óxidos o sólidos atrapados entre cordones o entre
cordón y metal base debido a una mala preparación de la junta, a una
deficiente limpieza o a una técnica imperfecta de depositación que no
permita que los no metálicos fluyan hacia arriba. Pueden aparecer
aislados" o alargados (lámina núm. 16).
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c) Quemadas a través de la raíz.- Son sopladuras del metal de aporte en el fondeo
hacia el interior del tubo por un exceso de corriente y/o una técnica
deficiente del soldador. Quemada o socavadura en el metal base fuera
del área de soldadura.- Es ocasionada por prender el arco fuera de los
biseles o por soldar elementos extraños en el metal base.
d) Falta de fusión. - Es la talla de union o liga entre cordones de soldadura o entre
metal base y metal de aporte, generalmente debido a bajo amperaje o
a una velocidad de avance del electrodo mayor al adecuado (lámina
núm. 17).
e) Falta de penetración.- Condición en la cual el cordón de fondeo no rebasa los bordes
60 internos de los biseles, este defecto es indeseable si la unión se
sujeta a esfuerzos de tensión o flexión. La causa más conocida es una
mala preparación de la junta, un electrodo de diámetro mayor al
adecuado, falta de amperaje o mala técnica del soldador (velocidad de
avance alta o arco eléctrico con longitud excesiva (lámina núm. 17).
f) Socavaduras.- Es la disminución del espesor nominal de la tubería a la orilla, del
cordón de soldadura, en ocasiones extremas pueden considerarse
insiciones tan graves como una fractura. Generalmente son
ocasionadas por alto amperaje, baja velocidad de avance o longitud
de arco excesiva (lámina núm. 17).
g) Concavidad en la raíz.- Condición en la cual el cordón de fondeo llega a los bordes
internos de los biseles sin dejar refuerzo interno. La causa
normalmente es una separación mayor entre biseles o un bajo
amperaje (lámina núm. 18).
h) Roturas. -
Son debidas a la presencia de esfuerzos localizados, su origen se
encuentra en deficiencias metalúrgicas que concurren como
consecuencia de no seguir un procedimiento de soldadura adecuado,
ejemplo: Falta de calentamiento, temperatura entre pasos
insuficientes, mala calidad de electrodos, inadecuada selección de los
mismos, secuencia de pasos incorrecta, rígidez excesiva de la unión
durante el soldeo, excesivo contenido de carbón en los materiales,
cambio brusco de temperatura por agentes externos. Las roturas
pueden aparecer longitudinales, transversales u oblicuas (lámina núm.
18).
i) Inscrustaciones de tungsteno.- Son pequeños sólidos presentes en la soldadura
ilumados por:
•
La varilla de tungsteno hace contacto con el metal fundido o con la varilla
de aporte, suspende sus funciones como tal y se provoca un corto circuito,
que aunado a la temperatura de trabajo, induce al desprendimiento del
extremo de la varilla lle tungsteno.
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•
El esmerilado en el extremo agudo del electrodo ocasiona
sobrecalentamiento por resistencia eléctrica que favorece
desprendimiento y su incrustación en la soldadura.
•
Flujo de gas inerte insuficiente que trae como consecuencia la oxidación y
deterioro de la varilla de tungsteno, por lo que la punta se desprende y
queda atrapada (lámina núm. 18).
su
su
La compañía de servicios lleva a cabo la inspección bajo la vigilancia del supervisor con las
condiciones contratadas y con el equipo y personal calificado y aceptado.
La inspección radiográfica se realiza al 100%, la inspección ultrasónica por muestreo
aproximadamente al 1.5% de las uniones soldadas.
El supervisor vigilará que las placas radio gráficas obtenidas de cada junta tenga la misma
calidad que las obtenidas en el procedimiento radiográfico calificado. Que se observe en
todas las placas radiográficas, la leyenda de identificación de la junta impresa por
muneros de plomo, que las placas no tengan manchas ni desprendimiento de la emulsión,
que tengan buena densidad y contraste radiográfico, que los penetrámetros ASTM se
observese perfectamente delineados con su agujero esencial, que la interpretación del
criterio de aceptabildad (API-1104) Sección 6.0 sea correcta antes de proteger
mecánicamente la junta (lámina No.19).
La compañía de servicios debe presentar al término de cada jornada no. de reporte escrito
detallado de cada junta acompañado de las placas radiográficas.
El supervisor debe analizar el conjunto antes de firmar de conformidad el reporte.
Cuando el equipo de inspección falle durante el tendido deberá sustituirse, por lo que el
supervisor preverá la necesidad de un equipo adicional a bordo. Otra falla común es la
película defectuosa que se compra, la cual sólo se detecta al utilizarla. Cuando se obtienen
registros deficientes originados por la película, se retira el rollo del laboratorio y se repite
la toma; no se acepta la inclusión de las placas radiográficas defectuosas en el reporte por
ser responsabilidad de la compañía de servicios.
El supervisor debe prever los puntos críticos de la inspección para evitar tiempos perdidos.
Una vez aceptada la calidad de las placas radiográficas, el supervisor deberá seleccionar
un lugar seco y limpio donde guardar dichos registros con una copia del reporte de la
evaluación para futuras consultas.
Al término de la obra se entregará el paquete completo, a donde la Superintendencia
archive los registros de obra.
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Para calificar la habilidad del técnico de ultrasonido, deberá probarse la capacidad del
equipo y personal en una probeta con defectos fabricados y ubicados perfectamente por el
supervisor.
Debido a que la inspección ultrasónica no deja constancia como los registros radiográficos,
el supervisor debe solicitar el certificado de nivel del personal según ASNT.
El supervisor, sin detener el tendido, deberá solicitar la inspección de todas y cada una de
las soldadaduras por método radiográfico y el mayor número de uniones soldadas
examinadas con ultrasonido.
En la construcción de ductos marinos una falla en la prueba hidrostática motivada por una
soldadadura defectuosa no detectada a tiempo por deficiente inspección, genera la
necesidad de una nueva obra por concepto de reparación con costos millonarios, por lo
que deberán considerarse los criterios de aceptabilidad como algo irrebatible. El control de
calidad de soldadura es un renglón importante en el sistema de aseguramiento de la
calidad que debe llevarse a lo largo de la construcción.
2.6.1
REPARACION DE SOLDADURAS.
Si después de haberse realizado las pruebas no destructivas se localizan áreas de
soldadura defectuosa según los criterios de aceptación del código bajo inspección,
(láminas núms. 19 y 20), éstas deberán ser removidas por medio de limpieza con arco
aire, cincelado neumático o esmerilaje y depositar nuevamente material de aporte
utilizando las mismas condiciones, variables y recomendaciones del original procedimiento
de soldadura.
Posterior a la reparación, el área de soldadura nueva deberá inspeccionarse
cuidadosamente por métodos no destructivos y en esos casos el supervisor deberá tomar
en cuenta muy especialmente el párrafo denominado "Derecho al rechazo" que indica la
Norma API-1104 Sección 6.2), que dice: "Debido a que los métodos no destructivos tienen
limitaciones, la supervisión puede rechazar cualquier soldadura la cual aparentemente
cumpla los estándares de aceptabilidad, si en su opinión, la profundidad de una
discontinuidad puede ser perjudicial para la soldadura”.
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2.7
PROTECCION DE LA JUNTA DE CAMPO.
El tipo de esta protección dependen del servicio. Si es servicio frío o baja temperatura
hasta 60°C se utiliza una cinta plástica llamada serviwrap. Si la tubería tendrá un servicio
de alta temperatura, se utilizan las mangas termocontráctiles. En ambos casos se requiere
una limpieza por métodos manuales con cepillos neumáticos o eléctricos, deberá
presentarse una área limpia de salpicaduras de soldadura para evitar que se rompa la
cinta, también deberá estar la superficie libre de óxidos, polvo y grasa.
El supervisor deberá controlar esta estación con sumo cuidado, ya que una mala
preparación de la superficie y una mala instalación de la protección, favorece la corrosión.
Una vez preparada el área y cuidando que se mantenga la temperatura adecuada, se
aplica la cinta.
Si es serviwrap, se suministra en rollos, tiene un lado engomado protegido con papel
resistente enceradó y la aplicación se realiza con dos operarios, uno a cada lado de la
línea, la cinta deberá quedar sin burbujas de aire atrapadas, deberá lograrse un buen
contacto entre la cinta y el tubo.
Si es manga de Ray clad 110 se usa en áreas de soldadura y reparación de recubrimientos
de tubería que operan hasta 110°C. Está compuesto de una base de poliolefino irradiado
que al ser expuesto a una temperatura en exceso de 127°C se contraerá de su diámetro
expandido a un diámetro predeterminado en un rango de ± 30-50% .
La manga está provista de una adhesivo especialmente formulado y aplicado con espesor
controlado, el cual al fundirse y fluir proporcionará una excelente adherencía de la manga
con la superficie del tubo.
Para la aplicación de la manga se requiere, como en el caso anterior, una limpieza
minuciosa por método manual y que la temperatura del área a proteger esté en un rango
de 213 a 238°C.
La aplicación la realizan dos operarios, uno a cada lado de la línea y provistos de
antorchas de gas butano.
Se coloca la manga envolviendo al tubo traslapando 6 pulg. a cada extremo y con un
diámetro de 5.08 cm (2 pulg.) a 7.6 cm(3 pulg.) más grande que el diámetro de la
tubería, se coloca un parche de cierre en la parte superior y se aplica calor contra la
antorcha, primero en el parche para asegurar la manga y posteriormente directo a la cinta
iniciando del centro hacia las orillas para facilitar la salida del aire, evitando así la
presencia y acumulación de bolsas de aire.
Al concluir, la cinta deberá estar en contacto total con la tubería, sin ampollas y sin
roturas, con aspecto uniforme.
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Después de esta protección mecánica, se coloca una lámina galvanizada calibre 22 entre
los extremos lastrados de la tubería, se asegura la lámina con tres flejes y se le hace una
perforación en la parte superior, se le inyecta por ahí poliuretano, a fin de tener un
espesor uniforme al del concreto en toda la línea, facilitando el paso de la tubería por el
pontón (lámina núm. 21).
El supervisor deberá inspeccionar la limpieza y el cumplimiento de la temperatura
recomendada antes de que se proteja la junta. En la aplicación de la cinta plástica, el
supervisor debe vigilar que la uniformidad de la cinta sea buena y por muestreo realizar
pruebas de adherencia.
Antes de llenar el molde de poliuretano, el supervisor debe aprobar la proporción de la
mezcla y después del llenado, inspeccionar que el molde esté completamente saturado.
Cuando la cinta presente arrugamiento, aire atrapado, roturas o falta de adherencia, debe
retirarse, calentar nuevamente el área y aplicar una cinta o manga nueva. Si la mezcla es
deficiente buscar la proporción adecuada.
Si es el caso, retirar lo aplicado y llenar nuevamente.
2.8
INSTALACION DEL PONTON Y ANCLA DE MUERTEO.
Antes de instalar el stinger o pontón deben de checarse sus condiciones, el pontón puede
ser rígido o articulado y sus dimensiones dependen del tirante de agua. En sí, el pontón es
una extensión de la rampa de tendido a un ángulo controlado por un sistema llamado
umbilical, para inyectar aire o agua dando notabilidad o lastre a los tanques. El pontón
limita la catenaria de la tubería.
El supervisor deberá vigilar que se inspeccione el pontón antes de ser colocado, que opere
correctamente y anotar todo lo que concierne a su instalación.
El ancla de muesteo es el medio que utiliza la embarcación para sujetar la línea. Esta ancla
es tomada por el remolcador y llevada a aproximadamente 1500 pies en dirección
contraria a la dirección del tendido, donde la fondea. El ancla está unida a la barcaza por
un cable de acero de 2 pulg de diámetro por medio de un malacate del barco cobra el
cable y lo tensiona para asegurarse que el ancla está firme., se aplican 30 ton de tensión
por 30 min antes de enganchar el extremo del cable al tapón de inicio.
Es importante que el supervisor esté pendiente de esta operación por el alto riesgo de
dañar las instalaciones.
Mientras se instala pontón y ancla, se fabrica la lingada sobre la rampa comenzando con el
tapón de inicio y después tramo a tramo hasta acompletar la longitud de la rampa.
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El tapón de inicio debe llevar en su interior un diablo o polypig orientado hacia la boca del
tapon (lamina núm. 12).
A la lingada se introduce un detector de dobleces con una longitud de cable tal que
asegure durante el tendido, el detector venga dentro de los tramos depositados sobre el
fondo.
La funcion del detector es indicar cuándo la tubería presenta una avería.
El manometro exterior del detector de dobleces deberá ser igual al 95% del diámetro
interior de la tuberia.
También si el contrato de inspección así lo indica, se introduce un crawler o máquina
radial de rayos "X" y el alineador neumático interno.
El supervisor debe revisar previamente el polypig, verificar su instalación, revisar el
detector de dobleces y su instalación, anotar la longitud del cable, la cual deberá ser
suficiente para llegar hasta los tramos depositados en el lecho marino.
Observará las condiciones del crawler y alineador antes de instalarse.
El detector de dobleces es arrastrado por el alineador, cuando se atore indica que la
tubería tiene un daño considerable.
El supervisor verá que se retire tubería tramo a tramo avanzado la barcaza hacia atrás
hasta tener el tramo dañado en la proa, se corta y retira, se rebisela el extremo de la línea
y se suelda un nuevo tramo reiniciándose el tendido.
2.9
OPERACIONES DEL TENDIDO DE TUBERIA.
Desde que se proyecta la construcción de un ducto marino, interviene un equipo de
topografia a fin de estudiar la mejor alternativa en cuanto a la ruta a seguir. Existen
diversos equipos, algunos muy sofisticados, para el estudio del lecho marino y determinar
la ruta de acuerdo al perfil, tipo de suelo y profundidad, longitud, curvas, etc. con base en
el plano de riesgos obtenido.
Las embarcaciones de tendido pueden ser con autopropulsión o sin ella, sin embargo,
mientras tienden tubería porque el avance debe ser muy controlado, en ambos casos las
embarcaciones se mueven por medio de sus ocho anclas, alargando las de proa y
acortando las de popa hasta agotac las posibilidades en cuanto a longitud del cable de las
anclas (láminas núms. 22, 23 y 24).
Antes de que agote sus posibilidades, un remolcador equipado con un equipo de
radioposicionamiento llamado Sistema del Norte, se encarga de ir cambiando de posición
las anclas de tal manera que no se detenga el tendido.
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Debido a que en la actualidad hay aproximadamente 1500 kilómetros de tubería
submarina instalada, existe el riesgo de que al rolar anclas se golpee alguna que ya t;sté
en operación (láminas núms. 25 y 26). Por esto es importante la participación del sistema
de posicionamiento marino (Sistema del Norte) el cual trabaja por triangulación mediante
estaciones remotas colocadas en diferentes puntos del área de plataformas y la estación
maestra instalada a bordo del remolcador.
En el puente de mando del remolcador está instalada la estación maestra compuesta de:
una unidad medidora de distancias, una computadora y una graficadora e impresora que
va registrando la posición (x,y) de las anclas.
Es responsabilidad del supervisor prever la instalación del sistema del ala Norte en el
remolcador de apoyo y la presencia del ingeniero operador del sistema.
Cuando la embarcación se posiciona cerca de líneas ya existentes, el supervisor solicita a
la compañía las cartas de localización de las anclas para estar enterado como quedaron
posicionadas finalmente, y deslindar responsabilidades si se detectan daños posteriores.
La embarcación cuenta Con un sistema hidraúlico de tensionadores que sujetan la línea
mientras está en el lapso de soldadura, cuando se desplaza hacia adelante disminuye la
tensión para que la Iínea se recorra 40 pies aprox. (láminas núms. 27 y 28). Es necesario
que el supervisor conozca las indicaciones de ingeniería respecto a la carga que se debe
aplicar y verificar que se cumpla para evitar daños al concreto o a la tubería.
Durante el tendido se irán incorporando los tramos con ánodos de sacrificio a un
espaciamiento que indique ingeniería, el supervisor verá que se lleve a cabo según
proyecto.
La superficie de los ánodos debe estar libre de cemento, pintura, grasa u otro material
que evite su buen funcionamiento; si esta condición existiera, el supervisor debe solicitar
que se limpien dichas áreas.
Cada tramo instalado durante la jornada debe ser medido y anotado en un reporte de
avance, así como las soldaduras, uniones inspeccionadas, reparaciones efectuadas,
ánodos instalados y número de juntas protegidas. (Ver apéndice).
2.10
ABANDONO DE LA TUBERIA.
Al llegar al punto de terminación de la Iínea se retiran los equipos que trabajan por el
interior de la tubería y se solda un tapón similar al inicio y se abandona la Iínea por medio
de un cable conectado entre la Iínea y un malacate de proa, con el cual se logra que la
línea descienda suavemente hasta dejar la tubería descansando en el lecho marino
(láminas núms. 31 y 32).
El supervisor debe verificar que sea retirado todo el equipo del interior de la tubería
poniendo especial atención en las condiciones que presente el detector de dobleces.
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Consulta con el personal de topografía las coordenadas para instalar el tapón de
abandono, vigila que el descenso de la Iínea sea suave y anota la tensión de abandono.
Baja un buzo, desconecta el cable de abandono y coloca la boya de señalamiento al
tapón.).
Finalmente, junto con el personal de topografía ubica la posición del tapón y anota las
coordenadas.
2.11 INSPECCION SUBACUATICA
Para verificar la calidad de los trabajos submarinos, se cuenta con la participación de una,
compañía de servicios de inspección subacuática.
El supervisor debe inspeccionar el equipo de buceo para asegurarse que cumple con lo
contratado.
Durante el tendido y como rutina, se solicitan dos inmersiones por turno para checar la
Iínea dentro y fuera del pontón, profundidad del pontón y el perfil de la línea, además el
supervisor debe utilizar los servicios tanto como sea posible.
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Capitulo 3
Fabricacion de Elementos
3.1.
FABRICACION EN PATIOS.
3.1.1
GENERALIDADES.
En los patios de fabricación de plataformas se arman o prefabrican las piezas que por su
forma y volumen requieren de gran espacio para trabajarse y siendo los espacios muy
reducidos y tiempos en uria barcaza en altamar muy caros, resulta óptimo armar y
transportar con una buena logística desde estos lugares especialmente seleccionados por
su fácil acceso por mar y ríos así como por sus vías terrestres para el abastecimiento de
materiales. Sin embargo, estas actividades no están exentas de realizarse en la barcaza de
tendido o en chalanes.
La fabricación incluye:
1.-
Recepción, acarreo, descarga y estiba o almacenamiento, de los materiales y
accesorios de manufactura nacional o de importación, clasificándolos y verificando
sus características.
2.-
Trazo y corte o biselado.
3.-
Manejo, presentación, alineación y punteo.
4.-
Precalentamiento y postcalentamiento cuando sea necesario.
5.-
Soldadura; relevado de esfuerzo e inspección radiográfica.
6.-
Limpieza y aplicación del recubrimiento anticorrosivo y pintura.
7.-
Marcado permanente de las piezas para su fácil identificación en las etapas de
fabricación, transporte e instalación.
8.-
Retiro del material de desperdicio, producto de la fabricación, descargándolos en el
sitio que Pemex Exploración y Producción determine.
9.-
Fabricación e instalación de los puntales de refuerzo necesarios según la geometría
del elemento fabricado y su centro de gravedad.
10. Fabricación y montaje de la protección para la zona de mares.
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11. Protección anticorrosiva a la junta y percheo del lastre de concreto en los lugares
donde se realizó la soldadura.
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La aceptación de los elementos fabricados estará condicionada a la ingeniería de detalle
del proyecto, la inspección radiográfica se considera un factor indispensable y se ejecutará
al 100%.
El supervisor deberá familiarizarse con la información detallada de ingeniería para evitar
desviaciones, teniendo a la mano un juego de planos aprobados para construcción (última
revisión) contará con el procedimiento de soldadura calificado, con un control de
soldadores capacitados y aprobados, conocera y tendrá acceso a los registros de datos.
Todos los registros permanentes serán propiedad de Pemex Exploración y Producción.
El supervisor tiene derecho a rechazar cualquier material dañado o actividad mal
ejecutada y solicitar la reparación.
Las uniones soldadas se realizarán de acuerdo a procedimiento calificado y con operario;
probadas la inspección se llevará a cabo por métodos no destructivos y con criterios de
acepabilidad del API-1104 y ASI B-31.3.
3.2.
FABRICACION DE CURVAS DE EXPANSION.
3.2.1.
DISEÑO E INGENIERIA.
Contando con el plano aprobado para construcción, se verificará con campo la altura
definitiva de la abrazadera de anclaje para determinar la longitud del carrete vertical.
3.2.2.
MATERIALES.
Aunque los materiales son de la misma especificación, en el caso de. la tubería,
generalmente es de mayor espesor; los codos, bridas y conectores mecánicos son los
puntos de importancia donde deberá cuidarse:
En los codos.En las bridas.En los conectores.-
Que sean del espesor, radio y ángulo indicados.
Que sean del bore, libraje, tipo y clásificación indicada.
Que sean dellibraje y tipo indicado.
En la construcción de las curvas de expansión intervienen soldadores calificados y el
procedimiento de soldadura aprobado nuevamente es utilizado en la realización de todas
las uniones soldadas.
El supervisor de obra deberá tener cuidado en la instalación de los codos, sobretodo en el
codo ascendente, ya que el plano indica el giro y el ángulo que debe llevar para acoplarse
a la pierna de la plataforma.
Cuando se instalen bridas para conexión de la curva de expansión (offset) y el ducto
ascendente (riser) el supervisor deberá prever las necesidades de espárragos adecuados
en calilad y cantidad, así como el empaque.
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En el caso de que la conexión se realice por medio de conector (Mid-Riser) el supervisor
programará el mantenimiento previo como engrasado y cambio de empaques de neopreno
si es necesario.
Todas las soldaduras deberán ser inspeccionadas y evaluadas con los criterios de
aceptabilidad ANSI B 31.3, la protección anticorrosiva será de las mismas características
de la línea regular.
En el extremo final de la curva de expansión, en el punto de unión con la línea, se coloca
un carrete de transición, ya que la tubería de la curva de expansión y del ducto
ascendente son regularmente de mayor espesor que la línea regular. Este carrete tiene
como finalidad que la unión de la curva de expansión y la línea regular se realicen con un
mismo espesor para facilitar la soldadura hiperbárica ó empate en superficie.
Para la preparación de la transición, el supervisor debe considerar la información de
diseños aceptados de uniones soldadas a tope para espesores de pared diferente, según
ANSI B-31.3.
La instalación de atiezadores es necesaria para el manejo de la curva de expansión, con el
objeto de darle rigidez a la pieza y evitar flexiones y deformaciones durante su embarque
e instalación.
Estos deberán ser instalados con abrazaderas y tubería de acuerdo al diámetro y peso de
la curva de expansión, no se permitirá soldar el tubo rigidizante con las abrazaderas ya
instaladas.
El supervisor deberá medir con cinta métrica la longitud de la pieza y revisar
minuciosamente los detalles constructivos indicados en el plano.
Puntos muy importantes en la construcción son los codos, bridas o conector Mid-Riser, la
preparación de la junta de transición y las uniones soldadas. Cuando un accesorio no es
de la especificación deberá ser rechazado y sustituido.
Antes de levantar la curva de expansión para su embarque, el supervisor debe verificar la
instalación del o de los atiezadores de embarque.
El supervisor debe vigilar que el manejo de la curva de expansión sea cuidadoso para
evitar daños que aunque sean corregidos por responsabilidad del contratista afecten el
programa de la construcción.
Página
86
3.3
FABRICACION DE DUCTOS ASCENDENTES
3.3.1
DISEÑO E INGENIERIA
Para la fabricación del ducto ascendente se deberá verificar que el plano aprobado para
construcción sea el de última revisión y checar con la supervisión de campo el tirante de
agua al N MB del sitio donde será instalado, corregido dicho tirante con la información
tomada del calendario de mareas, el día en que se da la información.
3.3.2
MATERIALES.
El extremo del ducto preparado para unirse con la curva de expansión, implica la
instalación de una brida o la parte principal de un conector mecánico (Sid-Riser). Se
deberán tomar en cuenta las consideraciones anotadas para la construcción de la curva de
expansión.
La parte más importante del ductoascendente la constituye la zona de mareas o
salpicaduras, esta zona constituye un punto crítico y la ingeniería ha desarrollado estudios
y diseños cada vez más rigurosos. Corresponde al supervisor la tarea de asegurar la
calidad de la protección de esta zona cuando sea fabricada abordo de la embarcación.
Para la fabricación de zonas de mareas se recomienda el uso de placas de refuerzo de
acero estructural (Mn-r) de baja aleación y alta resistencia a la corrosión como son el
ASTM-A-4:4:1 y el ASTM-A-24:2 que son de fabricación nacional, sin embargo también se
está usando el encamisado con tubo API-5LX. En el primer caso, se requiere conformar la
zona de mareas con base en anillos y medias cañas de las placas roladas y soldadas
longitudinalmente; en el segundo caso, la camisa de tubo API-5LX sea el tubo conductor
por medio de una reducción concéntrica.
Los materiales de relleno del espacio anular entre el tubo conductor y la camisa de
refuerzo dependen del diseño, cumpliendo con la función principal de proteger con base
en los lineamientos para la determinación de la tolerancia por corrosión, en función de las
temperaturas de operación de la tubería a construir.
El supervisor verificará que los detalles de aseguramiento de calidad se vayan cumpliendo
secuencialmente de acuerdo con lo planteado en el apartado de generalidades y al API-QO 1.
Es muy importante identificar el destino de cada pieza fabricada.
3.4
FABRICACION DE PIEZAS PARA CUELLO DE GANSO.
Con base en la ingeniería última aprobada para construcción, se determinarán las piezas
susceptibles a ser fabricadas en taller, tomando en cuenta su forma, dimensiones,
diámetro y peso.
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87
Los aspectos relevantes para su construcción y supervisión están dados en dos capítulos
anteriores.
El supervisor debe poner especial atención en el manejo e identificación de las piezas,
sobre todo la que se constituye con el monoblock aislante por ser una pieza muy delicada.
Es importante realizar una prueba de continuidad para cerciorarse del buen
funcionamiento de esta pieza.
3.4.1
FABRICACION DE LA SOPORTERIA PARA CUELLO DE GANSO.
Para esta actividad el supervisor de igual manera que en las anteriores, tendrá especial
cuidado en que se fabriquen de acuerdo a diseño y que se identifiquen perfectamente en
su embarque, la mano de obra deberá ser calificada aunque no necesariamente la misma
que la que se apruebe para soldar en tubería de alta presión.
La protección anticorrosiva y pintura deberá ser lo más completa posible, a fin de dejar
sólo resanes en la fase de entrega ya instalada.
3.5
FABRICACION DE ABRAZADERAS Y DEFENSAS.
De acuerdo a características del ducto y profundidad, la ingeniería define el número y
características de abrazadera, el supervisor checará que la fabricación además de cumplir
con los requisitos de calidad en materiales, proceso de soldadura y protección
anticorrosiva, cumplan con las dimensiones de proyecto que previamente y por seguridad
deberá haber checado en campo a través de la supervisión costa afuera, ya que se corre
el riesgo de que a la hora de instalarse sean diferentes los diámetros de la pierna de la
plataforma, y esto provoque modificaciones y pérdida de tiempo.
En el caso de las defensas, el cuidado del supervisor estará enfocado independientemente
a los ya nombrados a checar los ángulos de inclinación con respecto a la plataforma, las
tolerancias de ensamble de las bridas de la base de la defensa y la propia defensa; sobre
todo las elevaciones de las abrazaderas de la base de la misma, ya que en combinación
con la supervisión costa afuera, se deberá checar que no haya interferencias con nodos u
otras abrazaderas de ducto ascendente o defe;sa en la misma pierna seleccionada por el
diseño de la línea submarina.
Se tendrá especial cuidado de identificarlas correctamente pensando en agilizar los
procesos de construcción en el mar.
3.6
FABRICACION DE TRAMPAS DE DIABLO O CABEZALES.
Los diseños recientes de líneas submarinas han eliminado a solicitud de la rama operativa
y por falta de espacios, el barril de envío o receptor de la trampa de diablos, sin embargo,
cuando algún proyecto sí las requiere, su fabricación se ejecutará con base en los planos
aprobados y al código ANSI B-31 3.
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El supervisor contará con el procedimiento de soldadura calificado y autorizado para
construccion, las juntas se diseñarán de acuerdo a las normas ya mencionadas y que
correspondan; los accesorios estarán perfectamente avalados con documentos de origen y
certificados de calidad, las válvulas serán para el servicio adecuado, verificando el
supervisor que la válvula de la línea principal (lado barril) será de paso completo y con
actulador de engranes, en tanto la válvula del lado línea de producción podrá ser de paso
reducido si el proyecto no requiere lo contrario (Ejemplo: Proyecto Cantarell) y siempre
con actuador hidráulico.
Los accesorios soldados a las tuberías de la trampa o cabezal estarán perfectamente
supervisados desde su corte y soldadura con sello interno, si el diámetro lo permlite,
evitando dejar falta de penetración.
3.6.1
MATERIALES.
Deberán usarse codos y tubería de acuerdo con especificaciones emitidas por ingeniería
(considerar especificación, clasificación, cédula, etc.), válvulas de esfera paso completo
con actuadores de engranes e hidráulicos, extremos bridados, tapas, cubetas de fábrica,
bridas de cuello soldable R.F. (cara realzada), espárragos y empaquetaduras metálicas de
enrollamiento espiral (flexitalic) de calidad y número adecuado. Todos los materiales
deberán cumplir las especificaciones y ser revisados ffsicamente por el supervisor .
Las válvulas serán inspeccionadas minuciosamente por el supervisor, verificando que no
tengan defectos inadmisibles de fábrica por lo cual deban ser rechazadas, y también en el
caso de que los defectos sean descubiertos durante el manejo, almacenamiento o
instalación.
Todos los extremos estarán protegidos con tapas para no dañar el interior de las válvulas,
roscas y superficies maquinadas con una capa de grasa u otro material apropiado que
fluya a una temperatura menor de 52°C (125°F).
Las válvulas deben someterse a mantenimiento y prueba hidrostática de campo antes de
instaladas, según tabla 5.1 y 5.2 de API-6D.
Si la válvula no está en condiciones podrá efectuársele mantenimiento o reparación, de
lograrse se sustituirá por otra.
Antes del montaje de las válvulas el supervisor debe revisar los empaques verificando e
sean del tipo y clase adecuada.
Los espárragos deben ser de cuerda corrida y extenderse completamente a través de las
tuercas (especificación ASTM-A193), las tuercas cumplirán las especificaciones ASTM-A
194. Todos los espárragos de acero al carbón deben llevar cuerda de paso ancho según
ANSI-B.1.1 clase 2A y las tuercas clase 2B.
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En algunas obras por el carácter prioritario que le ha dado la época, estas fabricaciones
han realizado a bordo de la embarcación de construcción costa afuera o a bordo de
chalanes acoderados a la embarcación, sin embargo, no dejará de tenerse en cuenta que
lo normal es frabricar en patios.
3.7
TRANSPORTE y DESCARGA.
3.7.1
TRANSPORTE A LA ZONA MARINA.
Cuando las piezas son fabricadas en patio y transportadas por chalán a la embarcación
que se encargará de instalarlas en la zona marina, el supervisor costa afuera deberá estar
endiente del desarrollo de la travesía del chalán, de acuerdo a su programa, solicitando su
fecha probable de salida de los patios de fabricación, el detalle de la carga que se le ha
colocado su clasificación si son piezas, material misceláneo o. tubería para tendido, a fin
de dar aviso con oportunidad a control marino del área de plataformas y programar sus
actividades de descarga y construcción.
El supervisor certificará lo transportado al verificar lo que el manifiesto de embarque le
indique y comunicará mediante un reporte a bitácora ya sus coordinadores de tal evento.
El manifiesto de embarque será remitido a las oficinas administrativas en la costa para su
registro, apoyos administrativos y devolución al almacén remitente como acuse de recibo.
La descarga se realizará una vez amarrado el chalán a la embarcación principal de
construcción, siguiendo las normas de seguridad que indica el Reglamento de Seguridad e
Higiene de Petróleos Mexicanos.
El supervisor tendrá especial cuidado de tomar en cuenta las precauciones necesarias para
no afectar los materiales o piezas y sobre todo el cuidado de los recursos humanos, tanto
de la contratista como de Pemex Exploración y Producción, así como de las
instalaciones cercanas a las que se esté realizando la maniobra.
El supervisor en corresponsabilidad de los representantes de la compañía contratista,
elaborarán las notas de campo correspondientes a las actividades desarrolladas.
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90
Capitulo 4
Instalación de Elementos
4.1
INSTALACION DE LA CURVA DE EXPANSION.
Por la forma y dimensiones de la pieza a instalar y por realizarse en las proximidades de
una plataforma, ésta resulta ser una operación de precisión en donde entran en juego
tanto la capacidad y eficiencia de los equipos auxiliares de que está dotada la
embarcación, como la experiencia en maniobras del personal de cubierta y la calidad de
los cálculos técnicos realizados.
La embarcación transita y toma posición en el sitio de trabajo (frente a la pierna de la
plataforma), se inspecciona ellugar con buzos, proceden a colocar la abrazadera que
sujetará la curva de expansión a la pierna de la plataforma, para lo cual si es necesario se
cortan la tubería de inundación que corre a lo largo de la pierna o el patín de madera que
sirvió para el transporte de la estructura.
Con la abrazadera en posición y el área donde asentará la curva de expansión despejada,
se levanta la pieza de la cubierta del chalán que la transportó y que fue acoderado
previamente; durante la fase inicial del levantamiento se checa que todos los cables
carguen igualmente; si es así, se continúa con el izaje de la pieza, girando hasta lograr
aproximadamente la posición deseada y lentamente se desciende hasta colocarla en el
fondo marino guiada por los buzos, la parte ascendente de la pieza se lleva a la
abrazadera mediante un cable de acero, los buzos checan la posición de la pieza con
relación a las piernas de la plataforma y al extremo de la línea regular , cuando se logra la
posición correcta se cierra la abrazadera, se colocan los espárragos y retiran las
maniobras; la metrología de la posición final de la pieza señalando su posición relativa con
la línea regular es muy importante para determinar un buen alineamiento entre extremos
de tubería que deberán empatarse en el fondo del mar por medio de soldadura
hiperbárica.
El supervisor debe informar oportunamente al Superintendente de la plataforma de los
trabajos a realizarse; recaba información del programa de acoderamiento de
embarcaciones a esa plataforma, deberá consi~erarse el abastecimiento a plataforma por
lo que se estudiará la manera de no interrumpirlo, coordinándose para darle entrada a
alguna embarcación menor o apoyar el abastecimiento coh el equipo de la embarcación.
Verificar en el reporte de inspección subacuática que los niveles de abrazad eras se
encuentren libres, así como el fondo marino.
Si existen obstáculos como patines de lanzamiento o tubería de inundación deberán ser
retirados, si el obstáculo se trata de elementos que forman parte de la estructura de la
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91
plataforma se cambiará el nivel de la abrazadera tratando de variar lo mínimo posible el
proyecto.
El supervisor debe solicitar permiso de seguridad industrial para la instalación de equipo y
maniobras en plataforma y supervisar que los trabajos se realicen de acuerdo a las
recomendaciones para salvaguardar las instalaciones.
Mientras se realiza la limpieza de la pata para la instalación de abrazaderas, el supervisor
debe permanecer atento en el cuarto de control de buceo haciendo las indicaciones
pertinentes y llevando el control de avance y las inmersiones.
Al acoderarse el chalán en la embarcación, el supervisor checará físicamerlte y con
medidas si la construcción de la curva de expansión ha sido fabricada de acuerdo al
proyecto, verifica memoria de cálculo de izaje y revisa los estrobos, así como el estrobado
de la pieza, estos puntos de izaje deben estar protegidos con madera para evitar daños al
concreto.
El supervisor vigila la maniobra de izaje para que se realice con seguridad para el personal
y las instalaciones.
Cuando se proceda a instalar la curva en su posición, el supervisor permanecerá en el
cuarto de control de buceo llevando el avance de la instalación y observando las
indicaciones de la operación.
Deberá programar inmersiones de inspección subacuática para corroborar los aspectos
importantes de la instalación, registrando la información de cómo quedó instalada en la
nota de campo correspondiente.
4.2
INSTALACION DEL DUCTO ASCENDENTE.
En esta operación parte del equipo de apoyo es colocado en el primer nivel de la
plataforma, ya que ahí será el control de la posición del ducto una vez que sea transferido
de lagrúa de la embarcación. Por su longitud, esta pieza es manejada por la grúa con
mayor capacidad disponible en la embarcación.
Una vez que la mejor posición de la curva de expansión fue lograda, la barcaza se acerca
a la plataforma aún más y con los buzos se llevan a cabo las operaciones para la
instalación de abrazaderas, se coloca un tapón de izaje en la parte superior del ducto
!preparado con mangueras para inyección de aire, se levanta de la cubierta del chalán que
lo transportó colocándolo en posición vertical, se sumerje hasta dejarlo a una altura en la
que pueda ser manejado por los malacates colocados en la plataforma, ya colgado de
éstos se lleva lentamente a posición la parte inferior para realizar el ensamble con la curva
de expansión.
Realizado el ensamble ya sea con bridas o conector “Mid Riser” se lleva con las
abrazaderas y se asegura con ellas.
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Se tiene especial cuidado en considerar la profundidad del sitio y el calendario de mareas
para ubicar correctamente la zona de salpicaduras que debe estar entre + 3.66 m (12
pies) y 3.05 m (10 pies).
Se coloca la defensa del ducto en el nivel de mareas.
Todos los aspectos de inspección mencionados para la instalación de la curva de
expansión son válidos para la instalación del ducto ascendente. Además, el supervisor
pondrá especial atención en el empaque del acoplamiento del ducto ascendente con la
curva de expansión. La hermeticidad necesaria para esta unión requiere de un anillo de
metal suave, si el ensamble es por conector Mid-Riser se usará un anillo AX.
Es conveniente que los buzos observen en cubierta la operación de cierre del conector
para que les sea más fácil su operación.
Si el ensamble es con bridas se usará un anillo metálico especificación ANSI B-16.20. Los
espárragos utilizados para el ensamble bridado llevarán contratuercas.
Con el personal de buceo se retiran estrobos y el atiezador de la curva de expansión.
El supervisor solicita la toma de video de la instalación completa y programa una
inspección subacuática para conocer en detalle.
4.3
INSTALACION DEL CUELLO DE GANSO Y TRAMPA DE DIABLOS.
Casi paralelamente en base a una buena planeación, definición de ingeniería y suministro
de materiales aprovechando el apoyo de la embarcación acoderada a plataforma, se
proceden a realizar las operaciones de instalación de las piezas prefabricadas para unir el
ducto ascendente con la trampa de diablos o cabezal de válvulas de las líneas submarinas.
4.3.1
INSTALACION DE TRAMPA DE DIABLOS.
Las trampas de diablos son por lo regular las piezas que marcan los extremos de un ducto
y en el caso de los ductos submarinos están colocadas en plataformas, es en estas piezas
por esta condición, que para su diseño y construcción se toma en cuentan el código ANSIB 31.3.
Tiene las funciones de seccionar y desviar el flujo valiéndose del juego de válvulas que
posee a fin de colocar, enviar, movilizar, recibir y recuperar los émbolos que para varios
fines son "corridos" por la tubería, estos cuerpos llamados "diablos", tienen forma
cilíndrica esférica o de bala que pueden ser flexibles o semirígidos y que sirven para
medición interna, limpieza o separación de fases.
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93
Aprovechando la posición de la embarcación al terminar de colocar el ducto ascendente y
defensa, se prepara el espacio en plataforma cortando si es necesario barandales o rejilla
del piso, colocando ganchos y orejas para poleas y apoyos, la trampa de diablos es
levantada del chalán o embarcación que la transportó y se lleva a posición lentamente ya
que su peso, que varía de 10 a 4:5 toneladas en diámetros nominales de 14: pulg (35.56
cm) a 36 pulg. (91.4:4: cm) y que se manejará en determinado momento con malacates y
maniobras o deslizándola con ayuda de rodillos, puede ser peligroso por la cercanía de
sistemas en operación.
Cuando se logra la posición de proyecto se procede a restaurar y proteger los lugares
afectados ya fijar con cordones de soldadura la pieza a la parte estructural de la
plataforma.
4.3.2
INSTALACION DE CUELLO DE GANSO.
A la sección de tubería que une el ducto ascendente con la trampa de diablos que está
formada por tramo cortos, un codo de 7 ó 100, un copIe aislante, y curvas de 90° a 45°
de 3 diámetros de radio y que adopta formas caprichosas según la ruta a seg:uir se le
llama "cuello de ganso", la instalación de esta sección se realiza uniendo las pie¡~as que
fueron prefabricadas en patio, a fin de realizar en el sitio el mínimo de trabajo, el montaje
de estas piezas se complementa con la colocación de la soporte ría necesaria y la
protección anticorrosiva en las áreas donde se efectuó soldadura de campo o dañados por
las maniobras.
En la sección vertical sobre el ducto ascendente de esta interconexión va colocado el cople
aislante que recibe el nombre práctico de "monoblock", ya que aunque en esencia son dos
piezas separadas dieléctricamente hablando, su presentación es un solo cuerpo, su
función es la de proteger tanto la protección catódica de la línea y la de la plataforma
sirviendo como frontera de ambas.
4.4
SUPERVISION DE LA INSTALACION.
Es muy importante que en la instalación de los ductos ascendentes y las curvas de
expansión, se realice una supervisión muy rigurosa, de cada una de las fases del
procedimiento de instalación de lo~ mismos, con el objeto de lograr una alta calidad del
proyecto en construcción.
La supervisión deberá conocer todos y cada uno de los planos constructivos y de
instalación, especificaciones de diseño y construcción, requisición de materiales y toda la
información relacionada con el proyecto e instalación de los ductos ascendentes y las
curvas de expansión, con el objeto de que ejecute sus funciones adecuadamente. La
supervisión estará obligada a rechazar cualquier material dañado a cualquier concepto de
obra mal ejecutado que no cumpla con las normas o especificaciones de proyecto, o bien
con los planos respectivos.
Página
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El personal de instalación se obliga a reparar adecuadamente los materiales dañados, o en
su defecto reponerlos, reparar o realizar nuevamente las actividades mal ejecutadas, hasta
que éstas sean aceptadas por la supervisión.
Los procedimientos de reparación que se utilizan en los defectos detectados durante la
instalación o bien en la inspección final, deben ser propuestos al supervisor para su
aprobación.
A continuación, se enumeran algunas de las principales actividades, que la supervisión
deberá atender cuidadosa y constantemente durante la instalación de los ductos
ascendentes y las curvas de expansión.
4.4.1
EMBARCACION DE INSTALACION.
Antes de iniciar los trabajos de instalación de los ductos ascendentes y curvas de
expansión, se deberá inspeccionar la embarcación que se utilizará para realizar la
instalación. La inspección deberá incluir principalmente las pruebas y calibraciones de las
grúas y pescantes, sistemas de posicionamiento, anclaje y navegación.
4.4.2
RECEPCION DE MATERIALES.
Se deberá inspeccionar con detalle las condiciones de recepción de los ductos y las curvas
de expansión con el objeto de detectar posibles daños de dichos elementos y en caso de
haberlas, repararlas adecuadamente.
4.4.3
MOVIMIENTO LOCAL DE MATERIALES.
El supervisor deberá vigilar que las maniobras de carga, descarga y almacenamiento de
los ductos y las curvas de expansión se realicen adecuadamente y de acuerdo con las
recomendaciones especificadas, con el objeto de evitar que estos elementos sean dañados
o deteriorados.
4.4.4
ELEMENTOS DE IZAJE.
El supervisor deberá verificar que los elementos de izaje (orejas, cabeza y cables), sean
de las dimensiones y materiales especificados en los planos correspondientes, además de
que hayan sido colocados correctamente.
4.4.5
ABRAZADERAS.
El supervisor deberá verificar, a través de la información proporcionada de la inspección
realizada por los buzos, que la posición de las abrazaderas sea correcta y cumpla con los
requisitos especificados en los planos correspondientes.
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4.4.6
ADITAMENTOS DE TUBERIA.
El supervisor deberá verificar que la colocación de los aditamentos de la tubería (monoblock, ánodos, bridas o conecto res mecánicos) sean correctas.
4.4.7
RECUBRIMIENTOS.
El supervisor deberá inspeccionar cuidadosamente los recubrimientos anticorrosivos y de
concreto, con el objeto de detectar daños en los mismos y en caso de encontrarlos exigir
que sean reparados sin cargo alguno.
4.4.8
CABLES.
El supervisor deberá verificar que el diámetro y las longitudes de los cables que se usarán
para los izajes de las piezas, sean los especificados.
4.4.9
INSTALACION
El supervisor deberá verificar que la instalación de los ductos y las curvas de expansión, se
efectúe de acuerdo con lo especificado en los planos de instalación del proyecto en
desarrollo.
4.4.10 CONTROL DE ESFUERZOS DURANTE LA INSTALACION.
El supervisor deberá verificar que durante el proceso de instalación, los ductos y las curvas
de expansión no se sometan a esfuerzos mayores de los permisibles.
Durante la instalación de los ductos ascendentes y curvas de expansión, se generan
esfuerzos en dichos elementos principalmente de flexión y tensión, debido al peso propio y
a las maniobras de instalación.
Se deben calcular los diferentes tipos de esfuerzos, generados durante la instalación de los
ductos ascendentes y curvas de expansión por medio de métodos reconocidos, a fin de
garantizar que dichos elementos no sufrirán daños bajo la acción de tales esfuerzos.
En ningún caso, los esfuerzos podrán ser mayores a los esfuerzos de fluencia mínima
permisibles del material.
4.4.10.1
ESFUERZOS DURANTE EL IZAJE.
Durante las maniobras de izaje de los ductos ascendentes y las curvas de expansión, se
presentan los esfuerzos de tensión y flexión, principalmente en la curva. Los puntos de
IZAJE y la localización de los atiesadores son de suma importancia, para disminuir y
controlar estos esfuerzos. Las longitudes y diámetros de los cables de izaje deberán ser
tales, que soporten adecuadamente las fuerzas transmitidas a ellos por el ducto y la curva
de expansión.
Página
96
4.4.11 MANEJO.
El ducto ascendente y la curvatura de expansión deben manejarse de manera que se
eviten daños en el recubrimiento de concreto, de neopreno, ánodos, pared de la tubería,
extremos bridados y biseles. Se deben sujetar apropiadamente cuando se transpo.rten de
un lugar a otro, todos los ensambles de nylon o abrazaderas especiales, con objeto de
facilitar las operaciones de carga y descarga.
Estos cables o abrazaderas,
recubrimiento de neopreno,
éstos, todos los ensambles
necesario para evitar golpes,
se colocarán a una distancia mínima de 30 cm (I pie), del
bridas, ánodos o codos, pero por ningún motivo sobre de
deben levantarse haciendo las maniobras con el cuidado
que puedan dañar la tubería.
Bajo ninguna circunstancia, se permitirá el uso de cadenas desnudas para abrazar los
ensamble.
El manejo de ductos ascendentes y curvas de expansión debe efectuarse con equipo
revisado y aprobado para este tipo de maniobras.
Si se observan daños en las tuberías, recubrimientos, ánodos, bridas o biseles, debido al
mal manejo de los ensambles, se deberán adoptar las medidas correctivas adecuadas para
eliminar los problemas y reparar los daños.
4.5
INSPECCION FINAL.
Una inspección final de la tubería ya instalada, deberá efectuarse con objeto de verificar
que la condición de los ductos ascendentes y curvas de expansión satisfagan los requisitos
y especificaciones de las normas.
4.5.1
INSPECCION DEL DUCTO ASCENDENTE.
En la inspección del ducto ascendente se verificará, tanto a éste, como a los soportes,
abrazaderas, anclas, aditamentos para evitar impactos y sistemas de protección contra
corrosión.
4.5.2
INSPECCION DE LA CURVA DE EXPANSION.
En la inspección de las curvas de expansión se verificará principalmente, que los
atiesadores de la misma hayan sido removidos. Además del recubrimiento de lastre de
concreto y los sistemas de protecci ón contra la corrosión.
Cualquier daño detectado en los ductos ascendentes y la curva de expansión durante la
inspección final, será analizado con objeto de proceder a su reparación mediante un
procedimiento calificado.
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Al término de la actividad el supervisor, en corresponsabilidad con la representación de la
compañía contratista, elaborará el registro de campo correspondiente y las anotaciones en
bitácoras necesarias.
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Capitulo 5
Empate de la Línea Regular
Y Curva de Expansión
5.1
EMPATE ENTRE LÍNEA REGULAR Y CURVA DE EXPANSIÓN
CON SOLDADURA HIPERBARICA.
La soldadura hiperbárica es la única unión soldada realizada bajo el agua, el barco es una
nave especializada en estos trabajos y cuenta con el equipo y personal capacitado para
estas labores.
El equipo más importante del barco es el de saturación compuesto por:
a)
b)
c)
d)
1
1
1
1
ó 2 cámaras de saturación donde habitan los buzos
campana que los lleva al área de trabajo
spar o marco alineador .
"habitat" o cuarto de soldadura.
Los buzos son también soldadores especialistas en el proceso de soldadura GT A W (Gas
Tungsten Arc Weld) arco eléctrico de tungsteno protegido con gas inerte. También se
conoce como proceso TIG.
Se realiza la unión de soldadura en presencia del supervisor para calificar el procedimiento
de soldadura (ver apéndice VI). El supervisor anota todos los parámetros y variables
utilizadas.
Los dos primeros pasos de soldadura se realizan con el proceso TIa, utilizando una varilla
de tungsteno con torio, el gas de protección es argón y el material de relleno es E-70 S-2
y E-70 S-3 según el servicio de la tubería.
El resto de los pasos de relleno se aplican con el proceso de arco manual y el material de
aporte son varillas de bajo hidrógeno E-7018 (ver apéndice VI).
La junta es inspeccionada visualmente por el supervisor y después por métodos no
destructivos. Se cortan especímenes y se someten a pruebas de tensión, doblez y sanidad,
evaluándose su comportamiento según la Sección 2.0 del códir;:o API-1104 (ver apéndice
VI).
En caso de que la unión soldada no se comporte como se quiere se deben hacer cambios
en la o las variables esenciales hasta lograr un resultado satisfactorio.
Calificado el procedimiento se someten a prueba a los buzos soldadores con los mismos
parámetros, variables y recomendaciones del procedimiento calificado y aceptado.
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Es importante que la prueba de soldadores se realice dentro del habitat o cuarto de
soldadura, con las mismas máquinas de soldar y bajo las mismas condiciones que se
presentarán en el fondo, para observar la habilidad de los soldadores en la utilización de
conexiones y equipo auxiliar provistos en el habitat.
Esto sirve también para que el soldador se familiarice con las condiciones que privarán en
el momento de la soldadura.
El supervisor durante la realización de la prueba, evaluará el desenvolvimiento y habilidad
del soldador, así como al final, la calidad de la junta soldada.
Es responsabilidad del supervisor vigilar que los materiales a utilizarse estén en buen
estado y bajo condiciones que garanticen la calidad.
Paralelamente y en presencia del supervisor se prueba el equipo de soldadura, el
funcionamiento de la máquina hidráulica de corte en frío, los alineadores hidráulicos del
spar, la iluminación, la comunicación y el equipo de video.
Cuando se noten fallas reparables, éstas deberán ser realizadas o bien sustituir el o los
equipos defectuosos.
Mientras se califica el procedimiento de soldadura a los buzos soldadores y se checa el
equipo con buceo de superficie, se inspecciona el punto hiperbárico para verificar el
alineamiento de los extremos y observar las condiciones como el tipo de-suelo, presencia
de chatarra, metrología, etc. , de ser el caso, la chatarra deberá ser retirada para dejar
libre el área. (lámina núm. 44).
Si el marco alineador (spar) no tiene la capacidad suficiente para alinear tubería de peso
excesivo, se instalarán bolsas de aire (parachuts) en ambos extremos (curva de expansión
y línea regular) los cuales serán checados previamente por el supervisor. El número y
capacidad de éstos depende del peso y diámetro de la tubería (lámina núm. 45). Se
realiza corte rústico retirando tapón con el excedente de la tubería y se recupera a
cubierta. Después del corte la separación entre caras de los extremos será de 15 cm
aproximadamente (lámina núm.46).
En el interior de la tubería a 5 ó 6 metros de cada extremo se coloca un globo de sello
(stopper pig) y se infla (lámina núm. 52).
Aprobados los buzos soldadores, entran a las cámaras de saturación seis buzos soldadores
y cuatro buzos de construcción. No es permitido introducir a las cámaras, grasa, botes de
aerosol, químicos, sustancias tóxicas ni inflamables, ropa susceptible de hacer chispa, etc.
En dos horas máximo los buzos estarán saturados respirando una mezcla binaria de helio
y oxígeno, la proporción va en función de la profundidad, a mayor profundidad menor
proporción de oxígeno. El promedio de profundidad del área es de 4:5 m, para esta
profundidad la proporción de la mezcla es de 7-12% de oxígeno, el resto es helio (8398%).
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107
Se baja la campana con dos buzos de construcción, uno de ellos permanece en la
campana mientras el otro se encarga de guiar el descenso del spar.
Bajan el spar o marco aIineador en el punto hiperbárico y se sujetan los extremos de
tubería con las abrazaderas hidráulicas, se inflan los parachuts y si es necesario se instalan
pesos muertos de 10 a 15 toneladas cada uno. El número y situación de éstos depende de
los movimientos que requiera la tubería para su alineamiento (láminas núms. 4:6, 4:7 y
4:8).
Al mismo tiempo del traslape recuperado en el corte rústico, se obtiene el carrete de
ajuste con una longitud de 1.5 diámetros, se preparan los biseles y se limpian. El
supervisor deberá examinarlo y aprobarlo si cumple las condiciones requeridas y se
asegura dentro del habitat.
Por medio de las abrazaderas hidráulicas del spar y los pesos muertos, si se instalaron, se
procede a alinear los extremos lo más próximo a la posición ideal.
Bajan el habitat, se coloca dentro del spar y se asegura. Por la separación entre caras se
pasan dos puertas y se colocan una a cada lado, se coloca un sello a cada puerta
flejándose para hermetizar el habitat.
Se colocan dos stopper pig más a 2 metros de cada extremo (uno por lado) y se inflan, en
caso de que fuguen se sustituirán por otros en buenas condiciones.
Se inyecta presión de mezcla al habitat para désalojar el agua dejando en el habitat
atmosfera seca y respirable para los buzos, se eliminan fugas si es necesario.
Con esta maniobra, los buzos de construcción terminan su labor e inician las suyas los
buzos soldadores. Proceden al alineamiento fino con el marco aIineador o spar y realizan
uno o dos cortes finos según el caso con la máquina hidráulica de corte en frío.
El supervisor solicitará los anillos de corte fino para revisarlos en superficie y verificar la
regularidad del corte. También, debe solicitar toma de video con acercamiento a los
biseles para revisarlos. Se alinea el carrete de ajuste, aquí también es conveniente que el
supervisor solicite la toma de video con un acercamiento a la preparación de la junta para
observar el diseño y la separación (láminas núms. 53 y 54).
Se cambia atmósfera bajando el porcentaje de oxígeno a menos del 3% (no respirable)
para evitar riesgos de incendio.
Los buzos soldadores con mascarillas realizan las dos soldaduras de acuerdo al
procedimiento calificado (lámina núm. 55).
Se cambia la atmósfera yel porcentaje de la mezcla para hacerla respirable.
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108
Se inspeccionan visualmente las juntas con ayuda de la cámara de video y se inspeccionan
radiográficamente evaluándose la calidad según el criterio de aceptabilidad de API -1104.
Si el resultado es negativo se repara la zona dañada, se vuelve a radiografiar, se limpia
perfectamente y se coloca la protección mecánica en toda el área desnuda (láminas núms.
55 y 56).
Se recupera el equipo y se costalea el punto hiperbárico para proteger la tubería,
quedando ésta depositada sobre el fondo marino.
El supervisor deberá solicitar la toma de video de la colocación de la protección mecánica
y de los costales (lámina núm. 56).
CORRIDA DE CAMPANA Y PRODUCTIVIDAD DEL PERSONAL SATURADO.
La corrida de campana dura aproximadamente 8 horas, durante la etapa de construcción
bajan dos buzos, uno permanece en la campana mientras el otro trabaja fuera de ella, a
las 4 horas cambian de posición. A las 8 horas termina la corrida y suben la campana para
cambio de buzos.
Cuando se realiza la etapa de soldadura bajan en la campana tres buzos soldadores, uno
permanece en la campana y dos entran al habitat.
Durante el alineamiento de los extremos de la tubería submarina y la curva de expansión,
queda prohibido mover el extremo de la curva, con el objeto de evitar problemas futuros,
ya que si éste es movido, se llegan a acumular esfuerzos que provocan fatiga del material
del ducto ascendente y la curva de expansión.
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109
5.1.1. SECUENCIA GRAFICA DEL
PROCEDIMIENTO DE SOLDADURA
HIPERBARICA
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5.2
EMPATE ENTRE LINEA REGULAR y CURVA DE EXPANSION CON
SOLDADURA.
En la actualidad se cuenta con varios métodos para la instalación de las curvas de
expansión, dichos metodos dependen de varios factores; entre los principales se tienen:
•
•
•
•
Arreglo y dimensiones de la curva
Profundidad en el sitio de instalación
Tecnología y equipo disponible
Experiencia del personal de instalación
Unos de estos métodos es el ya tratado en el capítulo 4, el cual origina el empate
submarino entre línea regular y curva de expansión por medio de soldadura hiperbárica,
sin embargo la experiencia aplicada del personal de campo apoyada por una adecuada
ingeniería de las curvas de expansión, ha permitido en beneficio de Petróleos Mexicanos
optimizar la utilización de recursos y tiempo al desarrollar favorablemente un empate en
superficie entre la línea regular y la curva de expansión.
El empate en superficie entre la curva de expansión y la línea regular es posible llevarlo a
cabo reuniendo o logrando condiciones tales como que la dimensión del brazo de
expansión no sea mayor de 20 m, a fin de que durante su izaje y el tiempo en que
permanece suspendida para alinear, soldar, inspeccionar y proteger, el momento de volteo
pueda ser controlada por la grúa mayor de la embarcación, que la profundidad o tirante
de agua en la localización de trabajo combinado con las características de la tubería
tendida como línea regular permitan desarrollar el programa de alineamiento e izaje a
superficie de la tubería por medio de las grúas laterales de la embarcación de construcción
(pescantes) y en dado caso la utilización de bolsas de aire en la parte baja de la catenaria
de izaje.
De la misma manera y siendo un factor muy importante está la estabilidad que presenta la
embarcación en el sitio de trabajo dada por su orientación, su posición relativa a las
corrientes marinas, a la dirección del viento ya estas dos últimas combinadas y su
pronóstico cercano perfectamente confirmado con las bases de control meteorológico
confiables.
Cuando las anteriores condiciones se reunen o se logran mediante una adecuada ingeniería de proyecto y planeación de los trabajos, la operación se desarrolla de la siguiente
manera:
1.-
Posicionar la embarcación paralelamepte sobre la regular.
2.-
Localizar la línea con buzos, realizar metrología para definir posición de
línea y enganchar pescantes.
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3.-
Levantar ligeramente el extremo de la línea para realizar el desplazamiento
lateral requerido y lograr el alineamiento del proyecto, si es necesario.
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124
4.-
Tomar metrología de la posición lograda por medio de inspecciones
subacuáticas.
5.-
Estrobarizar y depositar en el lecho marino la curva de expansión,
llevándola con la guía de buzos a su posición en la abrazadera de la
plataforma y con la orientación de proyecto.
6.-
Checar con inspecciones subacuáticas las posiciones relativas de la curva de
expansión y el extremo de la línea regular, haciendo los movimientos
necesarios en la línea para colocarla en posición paralela y cercana,
definiendo con esto el traslape que se tendrá que eliminar, habiéndose
marcado perfectamente en el tramo de la línea regular, en el fondo del
mar.
7.-
Recuperar a superficie ya cubierta de chalán la curva de expansión,
efectuando limpieza en los biseles que serán soldados.
8.-
Levantar la línea por medio de los pescantes y bolsas de aire si son
necesarios formando una catenaria hasta que el extremo de la línea
aparezca en superficie.
9.-
Eliminar concreto en el área marcada por los buzos y cortar traslape con
equipo de oxiacetileno.
10.-
Colocar andamios, preparar biseles y colocar alineador externo en el
extremo de la línea.
11.-
Llevar a posición, alinear cuidadosamente la curva de expansión a la línea
con un acercamiento controlado para no dañar los biseles.
12.-
soldar la línea con la curva de expansión de acuerdo al procedimiento
autorizado y con base al API-1104.
13.-
Realizar la inspección radiográfica y ultrasónica de la junta soldada.
14.-
En caso de ser positivo el resultado de la inspección radiográfica dada por
la supervision de Pemex Exploración y Producción, se procederá a proteger
anticorrosiva y mecánicamente la junta de campo de acuerdo a la
temperatura de diseño que marca la Ingeniería de Proyecto. Si el resultado
es negativo deberá repararse la unión soldada antes de proteger.
15.-
Bajar la línea y curva de expansión hasta que esta última entre en la
abrazadera del fondo, guiada por buzos.
16.-
Revisar y confirmar posición final de la brida de la curva de expansión con
respecto a la abrazadera y el apoyo que tenga la curva de expansión en el
fondo marino.
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17.-
Si es necesario de acuerdo a la inspección subacuática realizada, se
colocarán sacos de cemento-arena en la parte inferior de la curva de
expansión para evitar asentamiento o erosión.
18.-
Apretar abrazadera y retirar refuerzos de.embarque e instalación sin
emplear corte para ello en las cercanías del ducto conductor.
19.-
Tomar video subacuático de la instalación realizada y elaborar reporte de
instalación.
Este procedimiento se simplifica cuando la línea submarina a construir tiene condiciones
de operación que no son críticas, principalmente si su temperatura de diseño es baja y por
tanto no existe curva de expansión propiamente, la cual será sustituida por una pieza de
ajuste en forma de “L” que dará base a la instalación del ducto ascendente.
Durante estas operaciones el supervisor con pleno conocimiento del programa y del
procedimiento deberá vigilar continuamente la forma de la catenaria adoptada por la
tubería, esta inspección en base a los profundímetros de cada pescante ya la inspección
de buzos especialistas, graficando la curva y comparándola con la programada, todo con
el fin de no sobreesforzar la tubería, así como supervisará la aceptación de la unión
soldada.
Elaborará en corresponsabilidad de la representación de la contratista el registro de campo
correspondiente y las anotaciones de la bitácora necesarias.
Página
126
5.2.1. SECUENCIA GRAFICA DEL
PROCEDIMIENTO DE SOLDADURA
EN SUPERFICIE
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Capitulo 6
Trabajos de Aproximacion a la Costa
6.1.
DRAGADO DEL CANAL DE LANZAMIENTO.
En la aproximación a la costa, las tuberías se instalan en el fondo de una zanja
previamente dragada. Antes de iniciar los trabajos del dragado, el contratista deberá
contar con toda la información concerniente a las condiciones meteorológicas,
oceanográficas y geofísicas del sitio de la aproximación a la costa, con objeto de prevenir
cualquier circunstancia desfavorable que pueda interferir en las operaciones de zanjado.
El contratista someterá al supervisor, para su aprobación, el procedimiento de dragado
que utilizará. Una vez aprobado dicho procedimiento, no se permitirá ningún cambio, sin
previa autorización del mismo.
El procedimiento de dragado debe describir con detalle cada una de las fases de las
operaciones, así como el equipo, maquinaria, herramientas y mano de obra que utilizará.
La tubería deberá enterrarse a una profundidad, para la cual se garantice su estabilidad.
En general el dragado se ejecutará de acuerdo con lo indicado en los planos de dragado
correspondientes. Las dimensiones generales de la zanja dependerán del diámetro de la
tubería, de las condiciones de variabilidad de las líneas de costa y del tipo de suelos que
forman el fondo marino.
El espesor de suelo mínimo permitido sobre la tubería en la aproximación a la costa, será
de 1.5 m. Las tolerancias mínimas aceptadas serán de + 30 cm y + 50 cm en la
profundidad y. ancho de la zanja respectivamente. Los taludes deberán ser estables, no
permitirán pendientes menores de 2 a 1.
La zanja deberá permanecer abierta, hasta que la tubería sea instalada. El relleno de la
zanja, generalmente será natural, sin embargo, en ocasiones se puede requerir un relleno
mecánico a base de materiales graduados o de sacos rellenos de una mezcla arena
cemento.
El dragado del canal de flotación se realiza con objeto de permitir el acceso de la barcaza
de tendido, lo más cerca posible a la línea de playa.
Esta operación se lleva a cabo para el tendido de la tubería hacia la playa cuando los
levantamientos batimétricos detectan muy poca profundidad en el corredor que la tubería
debe tomar, ha sido necesaria en las aproximaciones a la costa de los gasoductos
NOHOCH "A" -ATASTA y POOL-ATASTA, ambos de 36" pulg de diámetro (91.44 cm), y el
de KIX-1A a ATASTA de 8" pulg de diámetro, en estos casos se encontró que la pendiente
de la plataforma continental es muy ligera y que aún a 1.2 millas (2 km), de distancia de
la costa las profundidades son de 11.5 ft (3.5 m) a 13.12 ft (4 m).
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La naturaleza pantanosa de los terrenos próximos a la playa impide el acceso libre por
tierra, complementa esta necesidad a tener que jalar la tubería con ayuda de malacates
montados en el mismo equipo de dragado.
El equipo es una barcaza pequeña de 9.25 x 45 x 150 ft (2.82 x 13.71 x 45.72 m) con
zancos telescópicos, en la cual se ha fijado una draga de bote con capacidad de 5 yd3
(4.18 m3) ó 7 yd3 (5.85 m3) y dos malacates de 75 a 100 toneladas de capacidad.
Esta pequeña embarcación auxiliada con el movimiento de su almeja o bote, draga su
canal de navegación y se desliza hasta la orilla de la playa, posteriormente regresa a tirar
por medio de un cable de la punta de la tubería que va a ser lanzada, avanzando hacia la
playa nuevamente dragando un canal más profundo para que la tubería no se atore, este
es llamado canal de lanzamiento, así hasta llevar la punta de la tubería a la playa.
En otros casos como en Dos Bocas, Tabasco, donde hay mayor profundidad, sólo se
requiere en playa la instalación de dos jaladores frontales (malacates de acción directa)
que guiarán la cabeza de lanzamiento desde su salida de la barcaza hasta su lugar en la
playa.
Esto requiere llegar por tierra al lugar , desmontar el terreno, compactar, pilotear o
colocar "muertos" de anclaje, instalar campamento, armar el equipo y auxiliar el
lanzamiento desde la playa.
6.2
PROCEDIMIENTO DE INSTALACION DE TUBERIA.
Son varios los métodos que pueden aplicarse para la instalación de tuberías submarinas
en la aproximación a la costa, dichos métodos están relacionados con el tipo de
embarcación y sus características, equipo, maquinaria, y en general, de los recursos
disponibles por el contratista. Además de las condiciones geofísicas, meteorológicas e
hidrodinámicas del lugar.
Entre los métodos más comúnmente usados para la instalación de la tubería submarina en
la aproximación a la costa, se tienen:
•
•
•
6.2.1
Tendido de la tubería a partir de la línea de playa.
Lanzamiento de la tubería desde la costa.
Lanzamiento de la tubería de barcaza a la costa.
TENDIDO DE LA TUBERIA A PARTIR DE LA LINEA DE PLA YA.
Este método consiste en iniciar el tendido a partir de la línea de playa, para lo cual es
necesarIo dragar un canal de flotación, cuyas dimensiones permiten el acceso de la
barcaza de tendido hasta dicha línea de playa y de ahí, iniciar el tendido de la tubería.
Una vez terminado el canal de flotación, se posiciona correctamente la barcaza, iniciándo
se la soldadura de línea regular que incluye: biselado alineado, soldadura, inspección
radiográfica y la protección de las juntas de campo.
Página
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Cada vez que un tramo de tubería es fabricado la barcaza se desplaza hacia adelante 12
m. aproximadamente, con lo cual la tubería es lanzada hacia la mar, este desplazamiento
se continua hasta alcanzar el punto donde se ejecutará la unión con el extremo de la
tubería submarina previamente instalada. En dicho punto el extremo de la tubería de costa
abandonado, considerando un traslape de la tubería adecuado a la profundidad del agua
en el sitio que permita efectuar la unión superficial de las tuberías.
6.2.2
LANZAMIENTO DE LA TUBERIA DESDE LA COSTA.
Este método de instalación de tubería en la aproximación a la costa, consiste en la
fabricación de una lingada de tubería en la playa, para posteriormente ser remolcada o
jalada hasta el punto donde la barcaza tiene acceso ya partir de esta posición iniciar el
tendido normal hacia los campos de explotación mar adentro o en su defecto, hasta el
punto de unión entre los extremos de las tuberías submarinas y de costa.
Los trabajos en este método se iniciarán como sigue: Lo más cercano posible a la playa,
se construirá la plataforma de lanzamiento cuyas dimensiones serán las mínimas
necesarias, que permitan ejecutar fácilmente las operaciones de instalación de la tubería.
En dicha plataforma se fabricará la lingada de tubería, la cual podrá estar formada por una
o varias secciones. En el caso de que esté formada por varias secciones, será necesario
definir el procedimiento detallado de unión entre cada una de ellas.
Una vez fabricada la lingada, se colocará sobre rodillos, previamente instalados en el
alineamiento de la tubería para poder ser jalado fácilmente hacia la línea de costa.
La lingada es jalada por medio de los remolcadores de apoyo o bien, por medio de los
malacates propios de la barcaza. De acuerdo con estos lineamientos se instalarán los
primeros kilómetros de la tubería, hasta el punto donde la barcaza tenga acceso, a partir
del cual se continua el tendido normal de acuerdo al procedimiento aprobado.
6.2.3
LANZAMIENTO DE TUBERIA DE BARCAZA A LA COSTA.
La instalación de la tubería en la aproximación a la costa por medio de este método
consiste en fabricar la tubería en la barcaza de tendido e irla lanzando hacia tierra.
La barcaza de tendido con el mínimo de peso extra y poco lastre en sus tanques, se
acerca sobre el corredor de tubería hasta la profundidad que le deje una holgura de 30 a
60 cm.
(1 ó 2 ft) de distancia hacia el fondo, en dicha barcaza se inicia la fabricación de la tubería
y cada vez que una junta es aprobada, ésta es jalada desde tierra o bien remolcada.
Si la tubería es jalada desde tierra, se debe construir una plataforma de recibimiento, en la
cual se instalarán los malacates y equipo en general, necesarios para realizar esta
operación.
Página
138
Las operaciones de jalado o remolcado descritos anteriormente pueden realizarse
manteniendo la tubería flotada o bien en contacto con el fondo marino.
Si la tubería es flotada a la salida de la barcaza se le coloca flotación artificial hasta por un
85% de su peso sumergido mediante cuerpos de poliuretano, que se sujetan con flejes o
cables de acero en la parte superior del tubo, así cuando la punta ha llegado a la playa los
flotadores son recuperados y la línea va a descansar al lecho de la zanja o fondo del mar.
Es muy importante que la supervisión prevea y así lo solicite a la compañía contratista,
que al realizar la instalación de,la tubería el tapón de jalón quede fuera del agua, es decir
en la playa o pera de recepción preparada en el punto de muerteo (ej. Atasta Camp.) con
la finalidad de evitar futuros trabajos complicados, innecesarios y costosos.
En la barcaza se realizarán todas las operaciones necesarias para fabricación y el
lanzamiento de la tubería como son: el transporte de la tubería, biselado, alineamiento,
soldadura, radiografiado, reparaciones, ptotección de juntas de campo y colocación de
flotadores.
El sistema de anclaje de la barcaza deberá garantizar la estabilidad de la misma, evitando
desplazamientos horizontales que afecten el lanzamiento de la tubería.
Los cables de tracción, se seleccionarán para que soporten cargas máximas esperadas,
deben ser nuevos y del diámetro requerido.
6.3
TENDIDO DE TUBERIA HACIA AGUAS MAS PROFUNDAS.
La tubería que ya ha sido enviada a playa ya la cual se le quitaron los flotadores es bajada
con un tapón al fondo, la barcaza reposiciona anclas para avanzar tendiendo y es colocada
la rampa de deslizamiento, la tubería es recobrada"ahora haciéndola pasar sobre dicha
rampa, se corta el tapón y se inicia el tendido normal hacia aguas más profundas a
encontrarse en algunas ocasiones con la otra punta de la tubería que se lanzó en sentido
opuesto.
6.4
UNION DE LA TUBERIA SUBMARINA CON LA TUBERIA DE
APROXIMACION A LA COSTA. (EMPATE DE TUBERIAS EN SUPERFICIE).
En la instalación de la tubería submarina en la aproximación a la costa, en ocasiones se
presenta la necesidad de realizar la unión o empate de la tubería submarina con la tubería
de costa. Esta es una operación delicada, debido a que se somete a la tubería a diversos
tipos de esfuerzos que pueden llegar a ser críticos. Por lo tanto, el contratista deberá de
someter, al supervisor para su aprobación, el procedimiento detallado de la unión de los
extremos de las tuberías.
En general el procedimiento consiste en recuperar los extremos de las tuberías
previamente abandonados en el fondo marino en el sitio de unión, a unos dos metros
sobre el nivel del mar, con la ayuda de las grúas y pescantes de la barcaza, recuperados
Página
139
dichos extremos, se instalará una plataforma de trabajo, se determina la región probable
del empate removiéndose el recubrimiento de lastre de concreto necesario y se determina
el punto de unión para enseguida efectuar la unión de los extremos de las tuberías
ejecutándose los cortes necesarios, el biselado, la soldadura de campo, la inspección
radiográfica, el recubrimiento anticorrosivo y por último la tubería ya unida se volverá a
abandonar en el fondo marino. En esta última fase es muy importante el desplazamiento
perpendicular del barco con respecto al eje de la tubería, para absorber el aumento de
longitud que sufre la tubería al ser recuperada por encima de la superficie del nivel medio
del mar.
La unión de los extremos de las tuberías submarinas y de costa, también se puede realizar
bajo el agua, en una cámara presurizada utilizando soldadura hiperbárica.
A continuación se describen las principales fases que deberá describir con detalle el
procedimiento de unión de los extremos de las tuberías submarinas y de costa:
6.5
a)
Características principales de las tuberías. Se deberán mencionar las
principales características de la tubería como'.son: diámetro y espesores de
pared, de recubrimiento anticorrosivo y de lastre de concreto, densidad del
lastre, peso seco y sumergido, factor de flotación, etc.
b)
Características del sitio del empate. Se deberá mencionar el sitio exacto de
la unión, profundidad del mismo, topografía del fondo marino,
características geotécnicas, etc.
c)
Características de la barcaza de tendido. Se deberán mencionar
principalmente el número de grúas y pescantes, así como sus capacidades
de carga, calado, eslora, manga, etc.
d)
Control de esfuerzos. Se deberá proporcionar información del análisis de los
esfuerzos a los que se someterá la tubería durante las maniobras de
recuperación de los extremos y durante el abandono de la tubería ya unida,
así como la forma de controlarlos.
e)
Equipo en general. Se deberán mencionarlas principales características del
equipo en general que se usarán en estas maniobras, como són: cables,
equipo de corte y soldadura y herramientas en general, etc.
EMPATE DE TUBERIA MARINA y DE TIERRA EN .PLAYA.
Esta operación tiene por objeto unir la tubería que se lanzó desde la barcaza con la
tubería tendida o lanzada desde tierra a playa, éstas van separadas eléctricamente por un
cople aislante que es colocado en una pequeña sección aérea del arreglo en playa.
Página
140
Para la realización de estos trabajos en la playa de Atasta ha sido necesario establecer un
campamento, equipar dos pequeños chalanes con pescantes y grúas d.e 80 y 150
toneladas auxiliados por pequeños remolcadores ya que por tierra no hay acceso, el único
acceso lo constituye el canal por donde se hizo llegar la tubería de la Estación de
Compresión a la playa, las máquinas de solar y equipo menor se hicieron llegar por
helicóptero, actualmente el camino de acceso se ha mejorado.
6.6
RESPONSABILIDAD DEL CONTRATISTA.
El contratista deberá someter al supervisor para su aprobación, el procedimiento de
instalación de la tubería submarina en la aproximación a la costa. Una vez aprobado dicho
procedimiento, no se permitirán desviaciones del mismo sin la previa autorización del
supervisor. El supervisor tendrá libre acceso en todo momento a las instalaciones de
construcción del contratista. Asimismo, tiene el derecho de suspender, o en su defecto,
rechazar cualquier actividad de obra mal ejecutada, o bien que no cumpla con los
requerimientos especificados. El contratista deberá reparar o bien de ejecutar nuevamente
las actividades de obra rechazadas, hasta que éstas sean aceptadas por el supervisor.
6.7 RESPONSABILIDAD DE LA SUPERVISION
6.7.1
LA SUPERVISION EN EL CONTROL DE ESFUERZOS DURANTE LA
INSTALACION.
Durante la instalación de la tubería submarina en la aproximación a la costa y en las
uniones de la tubería submarina y de costa, se generan diversos tipos de esfuerzos en
ellas, principalmente en las zonas curvas que la tubería adopta, dependiendo del método
de instalación aplicado. Estos esfuerzos son muy diversos y se presentan por efecto de
corrientes debido a la tensión aplicada ya la configuración geométrica, o bien por las
tensiones aplicables en el jalado y aceptados por el supervisor, y deberá garantizar que la
tubería no se dañará bajo la acción de tales esfuerzos. En ningún caso, podrán ser
mayores al 72% de los esfuerzos de fluencia del material.
Los esfuerzos durante la instalación y unión de las tuberías serán controlados por los
tensionadores, por la configuración de la rampa de deslizamiento y por los malacates,
estos parámetros se deberán verificar y controlar constantemente durante la instalación.
6.7.2
LA SUPERVISION DEL ESFUERZO EN EL PLANO VERTICAL.
Los esfuerzos más importantes que aparecen en el plano vertical, son los esfuerzos
flexionantes estáticos en la curva inferior libremente suspendida desde el extremo del
pontón hasta el punto de contacto con el fondo marino. Estos esfuerzos son controlados
por la curvatura de la rampa y los tensionadores respectivamente.
Los esfuerzos en el plano vertical también se presentan en las curvas parabólicas que
adopta la tubería, cuando ésta esjalada o remolcada en contacto con el fondo marino, o
bien durante las uniones de las tuberías submarinas y de costa. Estos esfuerzos son
controlados por las fuerzas de jalado o remolque y por los radios de curvatura.
Página
141
Los esfuerzos dinámicos originados por el cabeceo del barco de tendido, o bien por los
pequeños desplazamientos perpendiculares al eje de la tubería, deberán ser considerados
en función de los límites de operación de la embarcación que efectúa el tendido. Además
de acuerdo al nivel y frecuencia con la que los esfuerzos dinámicos se presenten, deberán
considerarse los efectos de fatiga.
Para la estimación de los esfuerzos estáticos y dinámicos deberán efectuarse análisis por
computadora que simulen el comportamiento no lineal del sistema barcaza tubería, y
poder así definir los estados de esfuerzos y deformaciones que pueden presentarse en las
diferentes etapas del tendido, bajo todas las posibles condiciones de carga que pueden
aparecer durante el mismo.
6.8
INSPECCION.
Durante la construcción la tubería y sus accesorios deben inspeccionarse con el fin de que
el material, la construcción, la soldadura, la fabricación y las pruebas cumplan con lo
especificado.
6.8.1
CALIFICACION DE INSPECTORES.
El personal que se destine a la inspección deberá estar calificado en la fase constructiva y
estará capacitado para inspeccionar los trabajos efectuados en la ruta, zanjado, alineado,
soldadura, recubrimiento, tendido, bajado, cubierta o relleno y prueba de presión.
6.8.2
INSPECCION DE MATERIALES.
La tubería debe limpiarse para permitir la inspección y la localización de cualquier defecto.
Debiendo inspeccionarse antes de la aplicación de los recubrimientos externo e interno,
para detectar defectos tales como: curvas, pandeo, aplastamiento, grado de picaduras,
fisuras, ranuras, abolladuras y quemaduras de arco.
Si se usan tubos de diferentes espesores de pared deberán identificarse para evitar
confusiones durante su manejo e instalación.
6.8.3
PRUEBAS DE UNIONES.
Todas las uniones soldadas son inspeccionadas radiográficamente después de la
inspección de la soldadura, la junta deberá recubrirse e inspeccionarse de acuerdo al
código API-1104.
Los dispositivos de acoplamiento mecánico usados en las uniones deberán instalarse y
probarse de acuerdo con las recomendaciones del fabricante aprobadas por Pemex
Exploración y Producción.
6.8.4
6.8.4 PRUEBAS DE EQUIPO DE PROTECCION Y CONTROLES.
Página
142
Todos los controles y equipos de protección deberán probarse para comprobar su
instalación correcta, y estar en buenas condiciones de operación.
El recubrimiento de la tubería deberá inspeccionarse como lo indican las normas de
Petróleos Mexicanos 2.411.01 y 3.411.01.
Las instalaciones de ánodos de sacrificio deberán inspeccionarse como lo indican las
normas de Petróleos Mexicanos 2.413.01 y 3.413.01.
El equipo usado en el recubrimiento deberá inspeccionarse para evitar que provoque
daños en la superficie del tubo.
El recubrimiento del lastre se deberá inspeccionar para verificar peso, dimensiones y
especificaciones del material.
6.8.5
INSPECCION DURANTE LA INSTALACION.
Deberá registrarse y conservarse un registro de la localización del tubo instalado con la
siguiente información: especificación del material, grado, espesor de pared, factor de
junta de soldadura, longitud y tipo de servicio (composición química y de carbono
equivalente).
El tubo deberá cepillarse para proporcionar una superficie limpia y examinarla verificando
que esté libre de daños, la superficie del daño deberá inspeccionarse antes de la
reparación del recubrimiento. Los daños ocasionados al recubrimiento, tubo y
componentes de la tubería deberán repararse o reemplazarse e inspeccionarse de acuerdo
con este manual, antes del bajado. Los procedimientos de instalación de la tubería
deberán controlarse para mantener el sistema dentro de los límites aceptables.
Cuando se requiera de una inspección donde se sospeche que existen daños en la
instalación, deberá examinarse antes que la tubería sea puesta en operación.
Las soldaduras de fábrica y de campo y sus radiografías deberán inspeccionarse para que
cumplan con los procedimientos aprobados.
Todo el perímetro de las soldaduras de la tubería deberán inspeccionarse visualmente.
Antes de recubrir el área soldada deberá inspeccionarse el 1OO% del perímetro de las
soldaduras por medio de radiografías u otros métodos no destructivos.
6.8.6
INSPECCION FINAL DE LA TUBERIA.
Una vez instalada la tubería se deberá efectuar una inspección final p~ra verificar que las
condiciones de la misma satisfagan las especificaciones aprobadas y los requerimientos
indicados en estas recomendaciones.
Página
143
Si la tubería va a ser enterrada es conveniente efectuar la inspección de campo antes y
después de las operaciones de enterrado.
6.8.7
INSPECCION DE CAMPO.
La inspección final de la tubería deberá proporcionar al menos la siguiente información:
•
•
•
•
•
Dibujo detallado de la posición de la tubería.
Espesor de suelo que cubre a la tubería.
Descripción de las condiciones en las que descansa la tubería sobre el suelo
marino.
Verificación de que las condiciones del lastre de concreto, que proporciona
la estabilidad de la tubería en el fondo marino, estén de acuerdo con las
especificaciones aprobadas.
Descripción de localización de escombros, restos de naufragio u otros
objetos cercanos a la tubería que pudieran afectar al sistema de protección
catódica.
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144
Página
145
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146
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147
Capitulo 7
Prueba Hidrostatica y Limpieza
Interior de la Tubería
7.1.
GENERALIDADES.
La prueba hidrostática forma parte del control de calidad en la construcción e instalación
de un sistema de tuberías y se realiza con el propósito de asegurarse que haya
hermeticidad en el sistema, así como para comprobar que los esfuerzos a los que se
someterá la tubería durante su operación no representen riesgos para la seguridad del
personal y las instalaciones, además de preservar la sanidad del medio ambiente.
Todos los códigos de diseño y construcción de sistemas de tubería establecen sus
requerimientos de prueba de inspección con base en dos filosofías de prueba, y aunque
mantienen alguna variación en requerimientos específicos siempre se basan en éstas:
a) Inspección visual a detalle de todo el sistema de tubería a probar. Es práctica
para tubería que no tiene grandes dimensiones y cuya ubicación es accesible
para facilitar su inspección.
Los códigos ANSI B-31.3, ASME Sección VIII y la práctica recomendada API-RP-14E se
basan en esta filosofía y son aplicables para sistemas de tubería de refinerías,
petroquímicas e instalaciones sobre cubierta de plataformas marinas.
b) La segunda filosofía se basa en la caída de presión que sufre el sistema de
tuberías cuando ésta se someta a prueba por lo que la supervisión debe dar
gran importancia al análisis de las presiones durante la prueba.
Esta filosofía es la base para los requerimientos de los códigos ANSI-B-31.4, ANSI-B-31.8,
API-1011 y DET NORSKE VERITAS para tubería submarina; siendo aplicable para ductos
de gran longitud, donde la inspección visual a detalle no es práctica y donde la caída de
presión entre dos puntos de prueba nos revela una posible fuga.
Después de la construcción del ducto submarino, éste se prueba hidrostáticamente junto
con la instalación del cuello de ganso y la instalación sobre cubierta de plataforma, o bien
por separado.
Como su nombre la indica la prueba hidrostática se realiza con agua y la presión debe
permanecer estática cuando menos un lapso de 24 horas sin movimiento de agua, como
entradas, salidas o golpes de ariete, etc. , salvo el caso ineludible de la discontinuidad de
presión por efecto de temperatura.
La presión mínima de prueba hidrostática será de 1.25 veces la presión de diseño.
Página
148
Es posible usar agua salada si no dispone de agua dulce procurándose retirarla antes de
21 días para evitar daños por corrosión.
7.2
MATERIALES Y EQUIPO.
Los materiales y equipos que se utilizarán para la prueba hidrostática como son
mangueras, válvulas, diablos, bombas, compresores e instrumentos de medición y registro
deberán ser los apropiados y mantenerse en buenas condiciones de operación. Las
bombas y compresores deberán operar en los rangos que recomiende el fabricante o bien
de acuerdo al procedimiento de prueba aprobado por el supervisor.
El contratista debe proporcionar todo la necesario para realizar la prueba excepto lo que
específicamente el supervisor se comprometa a proporcionar.
Los manómetros y manógrafos a utilizar deberán ser checados y calibrados por la rama
operativa.
7.3
LLENADO.
Las tuberías podrán llenarse con agua salada para llevar a cabo la prueba hidrostática. El
agua de prueba deberá estar libre de materia en suspensión. Cuando se prevea que el
agua empleada permanecerá mas de 21 días, se deberá inyectar inhibidor de corrosión
junto con ésta.
7.3.1
EQUIPO PARA LLENADO.
El contratista deberá suministrar el siguiente equipo de llenado:
a) Una bomba de alto volumen y baja presión de acuerdo al diámetro y longitud
de la tubería.
b) Un filtro que garantice obtención de agua limpia para la prueba.
c) Una bomba de inyección para inhibidores de corrosión y otros productos
químicos, si éstos fueran necesarios.
d) Un medidor para el volumen de llenado.
7.4
PRESION DE PRUEBA.
La presión de prueba es la presión mínima aplicada en el punto más elevado de la tubería.
Después de que las tuberías han sido llenadas con agua de prueba, deberán someterse
durante 24 horas a la presión de prueba. El nivel de referencia para esta presión, es el
nivel del mar. La presión de prueba deberá calcularse según la fórmula siguiente:
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149
Presion de Prueba=
7.4.1
1.25 X Presion de Diseño
(Para Liquidos)
1.4 X Presion de Diseño
(Para Gas)
EQUIPO PARA LA PRUEBA DE PRESION.
El contratista deberá proporcionar el siguiente equipo para la prueba hidrostática.
a) Una bomba de velocidad variab-le de desplazamiento positivo, capaz de
presurizar las líneas como mínimo, a la presión de prueba más 7.04 kg/cm2
(100 Ib/pulg2). Deberá tener un volumen conocido por desplazamiento y un
indicador de desplazamiento.
b) Un manómetro de precisión Bourdon de diámetro grande, capaz de medir la
presión de prueba, así como los incrementos de presión requeridos para la
prueba. El manómetro deberá ser calibrado con el medidor de peso muerto.
c) Un medidor de peso muerto certificado, capaz de medir incrementos de
0.0704 kg/cm2 (1.0 Ib/pulg2).
d) Un registrador gráfico de presión, capaz de registrar los incrementos de
presión durante un periodo de 24 horas, este aparato deberá calibrarse con
respecto al manómetro de precisión.
e) Dos termómetros de registro gráfico, para medir temperaturas en las tuberías.
f)
Dos termómetros de registro gráfico, para medir temperatura ambiente en las
tuberías.
g) Accesorios múltiples o temporales que se requieran.
7.5
FORMA DE EFECTUAR LA PRUEBA DE PRESION
a) Presurización.
El personal a cargo de las pruebas, deberá mantener un control absoluto de las
operaciones para garantizar el éxito de las pruebas y evitar retardos o accidentes.
El equipo o líneas que no se incluyan en la prueba hidrostática, se deben desconectar o
aislar por medio de válvulas o bridas ciegas.
Se le proporcionará presión a las líneas en forma constante y moderada. Cuando se tenga
aproximadamente el 70% de la presión de prueba, se deberá regular el gasto de la bomba
para minimizar las variaciones de presión y garantizar incrementos no mayores de 0.704
kg/cm2, (10 Ib/pulg2), los cuales deberán leerse y registrarse cada minuto.
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150
Se deberá instalar un manómetro registrador, paralelo al medidor de peso muerto y
deberá checarse a intervalos regulares, con respecto a éste.
El manó metro Bourdon deberá usarse para aproximar las lecturas de presión y éstas no
deberán registrarse. Las conexiones deberán checarse periódicamente para verificar fugas
durante esta etapa.
b) Prueba de servicio.
Cuando se llega a la presión de prueba el bombeo deberá detenerse y todas las válvulas y
conexiones deberán checarse para verificar fugas. Seguirá entonces, un periodo de
observación durante el cual el personal encargado verificará que la presión requerida se
mantenga y que junto con la temperatura se estabilice. Después de este periodo, deberá
desconectarse la bomba de inyección. Deberá procederse entonces, con los medidores de
presión y temperatura, a efectuar las gráficas en el tiempo real de la prueba. Si se va a
mantener una presión de prueba por cierto tiempo y se considera que el líquido de prueba
de línea, sufrirá una expansión térmica, se deben tomar precauciones para evitar el
exceso de presión.
Se deberá registrar la presión continuamente durante la prueba. Deberán checarse los
medidores de peso muerto al principio y al final de la prueba y por lo menos cada 4 horas
mientras dura la misma. Se deberán registrar los resultados de la prueba, comúnmente en
la parte de atrás de la gráfica o en cualquier otra forma que se encuentre apropiada.
En el caso de presentarse pérdidas de presión durante el periodo de 24 horas, que no se
puedan atribuir a cambios de temperatura, deberá localizarse la causa para tomar las
medidas correctivas.
7.6
REGISTRO DE PRUEBA.
La presión y la temperatura de las tuberías para el periodo de 24 horas de prueba, deben
registrarse continuamente por medio de instrumentos. Todos los datos y gráficas deben
estar claramente marcados con la siguiente información:
a) Nombre de la Entidad y su representante autorizado.
b) Nombre del contratista de la prueba y su representante autori~ado.
c) Descripción de los sistemas de tuberías probados hidrostáticamente.
d) Fecha y hora de la prueba.
e) Presión y duración de la prueba.
f)
Medio de prueba usado.
Página
151
g) Explicación de cualquier discontinuidad de presión, que aparezca en cualquier
gráfica.
h) Firmas del supervisor, del contratista, personal de producción y Seguridad
Industrial de la Rama Operativa.
Todos los registros permanentes pasan a ser propiedad de Pemex Exploración y
Producción.
Los montajes fabricados por separado y que se conectarán a las tuberías, también deben
probarse antes de su instalación, a una presión igual a la especificada para la tubería y
mantenerse por un periodo mínimo de 24 horas. Todos los datos y gráficas deben ir
marcados, de la misma manera que para la tubería.
Al final firma el Superintendente Local de Ductos Marinos, El Supervisor, el Ingeniero de
Seguridad Industrial, el Ingeniero de Producción y el Representante Legal de la Compañía
Contratista.
Si durante la prueba hidrostática se registrara una caída de presión por fuga, deberá
localizarse para corregirlo con apriete de espárragos cuando sea entre bridas o cambiando
el accesorio si fuera el caso.
Cuando no es posible encontrar la falla debido a que es pequeña y se encuentra bajo el
agua, se inyectará colorante en el fluido de prueba y se recorrerá con el remolcador toda
la longitud de la línea hasta su localización. Se envían buzos para la evaluación del daño y
con la información se planea la reparación del defecto para volver a realizar la prueba
hasta obtener un resultado positivo.
Sin duda el documento más importante de la prueba es la gráfica por lo que el supervisor
deberá vigilar que se le dé un buen uso y una vez que se documente y se firme guardarla
en el expediente con los registros de presión, relación de personal y equipo, calibración de
instrumentos, etc.
Retirada la gráfica se retiran los instrumentos de medición y de registro y se empieza a
desfogar la presión por los venteos hasta que se abata completamente.
7.7
LIMPIEZA DEL DUCTO.
Al finalizar satisfactoriamente las pruebas de las tuberías y una vez aprobadas éstas, el
contratista deberá hacer todas las conexiones necesarias para desalojar el agua de prueba
de las tuberías.
La localización de las purgas será en la parte más alta del circuito a probar de preferencia
en la trampa de diablos.
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152
Esta actividad aunque debiera estar ligada a la Prueba Hidrostática, se deja al final a fin
de dar a la tubería el peso que le proporciona el agua usada para probarla y que ayudará
para hacer caer más eficientemente la línea a la zanja durante el enterrado, una vez
logrado el cometido, se acerca la embarcación nuevamente a la plataforma y aplicando
aire comprimido por la trampa de diablos y corriendo un diablo tipo bala (poly-pig) de
poliuretano se desaloja el agua contenida así como los globos de sello usados en las
sold~duras hiperbáricas y las esferas que por seguridad se colocan al iniciar el tendido de
la línea.
Cuando se tiene la seguridad de que la tubería ya no aloja nada de lo anterior y se recibe
el poly pig enviado, se da por terminada la corrida.
7.8
SUPERVISION DE LA PRUEBA.
Es muy importante que durante la prueba hidrostática, se realice una supervisión rigurosa
de cada una de las operaciones, con objeto de garantizar una buena calidad y
confiabilidad del proyecto en construcción. El Supervisor deberá conocer detalladamente
los planos, especificaciones, normas de diseño y construcción, requisición de materiales,
procedimientos aprobados del contratista y toda la información relacionada con el
proyecto, con el fin de ejecutar sus funciones adecuadamente.
El Supervisor tiene el derecho de rechazar cualquier material dañado y cualquier actividad
mal ejecutada, que no cumplan con las normas o especificaciones del proyecto.
El contratista tiene la obligación de reparar satisfactoriamente los materiales dañados o en
su defecto reponerlos, además, reparar o realizar nuevamente las actividades mal ejecutadas, hasta que éstas sean aceptadas por el supervisor.
Al término de esta actividad, el ducto quedará en condiciones de ser operado, con este
evento terminado se procederá a dar aviso de disponibilidad de obra a la Rama Operativa.
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153
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154
Capitulo 8
Enterrado de Tubería
8.1 ENTERRADO DE LA TUBERIA
Con el objeto de lograr protección de los agentes ambientales, y prevenir desplazamientos
por la acción del oleaje y corrientes submarnas la tubería deberá enterrarse en el fondo
del mar .
Esta operación se realiza utilizando una embarcación dotada para excavar la zanja y
posicionar la tubería en el fondo de ella.
Si hubiese disponibilidad de una embarcación especial para el enterrado, éste puede
iniciarse tan pronto como la tubería haya sido depositada en el fondo del mar, sin
embargo con objeto de no tener tiempos muertos del equipo y siendo el enterrado una
operación más rápida éste deberá iniciarse cuando la barcaza de tendido se haya
separado lo suficiente, para garantizar un enterrado ininterrumpido.
Si sólo una embarcación multimodal está siendo utilizada en el programa de construcción
el procedimiento puede variar para realizarse como a continuación se detalla:
Después de la prueba hidrostática y de preferencia antes de la limpieza interior de la
tubería, la embarcación equipada con el arado para enterrado de tubería se posiciona
sobre la línea regular en el punto definido por la ingeniería de diseño para iniciar entierro
en la zona de transición, el supervisor estará bien enterado de los detalles de ingeniería
representados en los planos, principalmente la distancia que no debe dragarse para no
forzar la tubería sujeta a la plataforma evitando así esfuezos residuales.
Conocer las propiedades físicas principaLles de la tubería tendida para poder conocer por
tablas o cálculos el radio de curvatura aceptable, y así poder ordenar o suspender
operaciones en beneficio de la integridad de la instalación.
Una vez posicionada la barcaza y determinados los parámetros de maniobrabilidad
aceptables de la tubería, ésta combinará el efecto de corte por chorro de agua a alta
presión con el efecto de succión dado por la salida del aire comprimido para el dragado,
este dispositivo corta la zanja y la limpia desalojando de GLbajo de la tubería el lado
marino, la unidad de chorro-succión es operada mediante un patín montado sobre la
tubería y remolcado por un cable que corre bajo la proa de la barcaza que se mueve por
el continuo reposicionamiento de sus anclas.
Durante esta etapa el supervisor ordenará continuas inspecciones subacuáticas al grupo
de buzos de inspección, confirmando la ruta que lleva la embarcación, el contacto de los
rodillos del ara o con la tubería, el estado del revestimiento de concreto o de la protección
anticorrosiva si la línea no es lastrada, también el resultado de las inspecciones y con base
Página
155
en la lectura en los profundímetros en los equipos de los buzos y del propio arado las
profundidades de la zanja lograda.
Con base en o anterior el supervisor definirá si es necesario pasar nuevamente el arado
hasta lograr la cobertura solicitada por el proyecto, con tolerancias de 30.5 cm (1 ft) en
exceso y 15.2 cm (0 5 ft) por debajo de la profundidad especificada, algunas bombas de
agua desarrollan 21 kIcm2 (300 psi) pero se ha experimentado que a esta presión no
permite cortar zanjas lo suficie temente rápido, en los últimos trabajos de este tipo,
desarrollados en las líneas de inyección de agua a principios de 1989, se incrementó la
presión del chorro a 70 kg/cm2 (1000 p i) y se requirió una potencia de 5400 HP, este
equipo de dragado acondicionado para en errar tubería puede cortar zanjas de 1.20 x 1.80
mts. (4 x 6 ft) a una velocidad de 300 mts por hora en fondos con lodo blando y arenas
sueltas, en materiales duros la velocidad se educe hasta 30 mts (98.4 ft) por hora, cabe
aclarar que estas unidades no están diseñadas para trabajar en fondos duros como son los
coníferos o de cantos rodados o de grava.
Los últimos proyectos de enterrado de líneas submarinas tienen un promedio de colchón
sobre la parte superior del tubo de 1.00 mt (3 ft).
En caso de haber un cruce con una línea axistente deberá disminuirse la velocidad e ir
checando adelante de la draga hasta ubicar la línea existente. Al llegar a este punto se
levanta el arado y señala al otro lado del cruce y se continúan los trabajos dejando
señalado el lugar con una boya para posteriormente volver y acolchonar el cruce.
El supervisor de obra elaborará la nota de campo correspondiente de los trabajos
realizados y sus respectivas variables y observaciones, de como quedó enterrada la
tubería mismas que detallará en la Bitácora oficial de la obra.
Sin embargo a raíz de una severa reducción presupuestal en 1990 y con base en el
comportamiento de dos líneas que sin enterrar no han sufrido movimiento alguno,
TARATUNICH IB-ABKATUN H y YUM 2 hacen interconexión con el 3er. oleoducto a Dos
Bocas Tabasco, durante 9 años 8 meses y 2 años 3 meses respectivamente a la fecha del
30 de enero de 1990, las Subdirecciones acordaron no enherrar mas líneas temporalmen
te hasta concretar estudios más completos que determinen lo necesario.
Actualmente el Instituto Mexicano del Petróleo realiza dicho estudio.
Página
156
8.3 L A M I N A S
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157
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158
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159
Capitulo 9
Acolchamiento de Tuberías en Cruces
9.1 ACOLCHONAMIENTO DE TUBERIAS EN CRUCES
Conforme fueron aumentando los ductos marinos construidos las rutas seleccionadas han
presentado intersecciones y hay necesidad de proteger las tuberías, separándolas por medio
de un acolchonamiento de sacos cemento arena. Los cruzamientos están indicados
detalladamente en los planos de proyecto y esto proporciona al contratista toda la información
referente al sitio de cruce y al tipo de cruzamiento propuesto, el contratista debe garantizar la
integridad de las dos tuberías y por lo roenos cumplir con los siguientes requisitos:
a) Separación mínima entre las dos tuberías de 1.0 m (3 pies), asegurando esta separa ción
con sacos llenos de una mezcla de arena-cemento.
b) Garantizar una distribución de carga uniforme sobre la tubería existente y el suelo
adyacente.
c) No generar bajo ninguna circunstan(:ia esfuerzos mayores al 18% del esfuerzo de fluencia
mínimo especificado, por la configuración final de las tuberías en el cruce.
d) No exponer bajo ninguna circunstancia a cualquiera de las tuberías a ser expuestas o
dañadas por el equipo de enterrado.
Para asegurar y vigilar lo anterior. el supervisor solicitará el procedimiento detallado del
método de acolchonamiento del cruce al contratista y lo sancionará de acuerdo al
procedimiento ya experimentado en otros cruces haciendo las adecuaciones necesarias de
acuerdo a las siguientes variables:
.Diámetro de la línea que está abajo (regularmente en operación o "caliente").
.Distancia del punto de cruce con respecto a las plataformas de origen o destino.
.Profundidad a la que se localizó la línea "caliente".
Dependiendo de esto, procederá a avalar ya proponer el apego al siguiente procedimiento
típico:
1. Que la embarcación localice con sondeos, con base en referencias de las coordenadas “AS
BUILT”, de la línea caliente y de la recientemente construida, por medio de inspecciones
subacuáticas.
2. Una vez localizada la línea "caliente" y determinada su profundidad de enterramiento, si es
necesario enterrarla más, retroceder la barcaza la distancia que indica el plano de proyecto
Página
160
para no sobrepasar el radio de curvatura mínimo especificado dragando antes y después
del punto de cruce .
3. Dragar para enterrar la línea nueva a fin de dar la cobertura en ésta, también indicada en
los planos de ingeniería.
4. Checar con inspecciones subacuáticas la separación entre tuberías en el punto de cruce y si
es necesario dragar más en cualquiera de las dos.
5. Una vez lograda la separación requerida por la ingeniería de proyecto, rectificar y limpiar el
espacio en donde se colocarán los sacos llenos de arena-cemento.
6. Si es necesaria se sujetará la tubería nueva con tirantes desde la embarcación a fin de dar
seguridad en la operación de buceo y para que al bajar la línea otra vez a posición, ésta
cargue sobre el separador instalado.
7. La colocación de los sacos llenos de arena-cemento, formará una pirámide cuyas
dimensiones se indicarán en la ingeniería de detalle de cada caso particular .
8. Bajar la línea nueva a posición sobre el separador instalado.
9. Tomar un registro de video si la visibilidad por suspensión de sólidos en el fondo marino la
permite.
10. Elaboración de nota de campo con los datos técnicos del acolchonamiento realizado.
El supervisor vigilará que realmente la composición de la mezcla arena-cemento sea 80 %
arena y 20% cemento y con un peso aproximado de 50 kg cada uno.
En corresponsabilidad con el representante del contratista, elaborará las anotaciones
detalladas en la Bitácora de Obra.
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APENDICES
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Apendice I
Recommended Practice for Design, Construction,
Operation and Man.ternance of offshore H ydrocarbon Pipelines
Standard for welding type lines and related facilities
Referencias Técnicas
API-RP-1111
API -STD-11 04
Recommended Practice for the pressure testing of liquid Petroleum Pipelines
API Specification for pipelines valves, and closures,
connectores and swivels.
API Specification for line pipe
Recommended Practice for Desing and Installation
of offshore
Production Plataform Piping Systems
API -RP-111 0
API-6D
API-5L
API-RP-14E
Liquid Petroleum Transportations Piping Systems
ANSI-ASME-B-31-4
Chemical Plant and Petroleum Refinery Piping
ANSI-ASME-B-31-3
Gas Transmission and Distribution Piping Systems
Rules for Desing, Construction and Inspection of
Submarine Pipelines Systems
ANSI-ASME-B-31-8
DET NORSKE VERITAS
Sistemas de Protección Anticorrosiva a Base de ReCubrimientos
NORMA-PEMEX 2.411.01
Aplicación e Inspección de Recubrimientos para Protección Anticorrosiva
NORMA-PEMEX 3.411.01
Sistemas de Protección Catódica
NORMA-PEMEX 2.413.01 4
Instalación de Sistemas de Protección Catódica
NORMA-PEMEX 3.413.01
Sistemas de Tuberías Submarinas para el Transporte de Hidrocarburos
ANEXO IV A LA
NORMA-PEMEX 2.421.01
Exploración y Explotación de Campos Marinos 'Diseño e Instalación de Tuberías Submarinas"
A VT/CPI
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164
Apéndice II
Glosario de Términos
DUCTO MARINO
Sistema de tuberías destinadas al transporte y distribución de
hidrocarburos líquidos o gaseosos, o para inyección de agua
construidos (en el mar teniendo como límite las trampas de diablo
o cabezal de válvulas en plataforma.
LINEA REGULAR
Tubería submarina localizada bajo la superficie del agua en el mar
que descansa o está enterrada en el fondo marino, y que une las
curvas de expansión en plataforma o las piezas de ajuste en forma
de "L".
CURVA DE EXPANSION Parte del sistema de elevación, diseñado para absorber elongacio(OFFSET) (C.E.)
térmicas de la línea regular, sujeto a la plataforma por una
abrazadera.
DUCTO ASCENDENTE
(RISER) (D.A.)
Parte del sistema de elevación, que sube por una pierna de la
plataforma o sus elementos estructurales para unir la curva de
expansión o pieza de ajuste en el fondo del mar con el cuello de
ganso
CUELLO DE GANSO
Parte del sistema de elevación que une la parte superior del ducto
ascendente con la trampa de Diablos o cabezal de válvulas.
ABRAZADERAS
Estructuras formadas por medios caños de tubería y abisagradas
que se sujetan a la estructura de la plataforma para sustentar el
ducto ascendente y la curva de expansión.
TRAMPA DE DIABLOS
Instalación Superficial con funciones de seccionar y desviar el flujo
provenliente del ducto marino valiéndose .de un juego de válvulas
a fin de colocar, enviar, movilizar, recibir y recuperar émbolos que
para varios fines son corridos por la tubería.
DIABLO
Embolo de estJructura metálica y capas circunferenciales de varios
tipos que sirve para limpiar el interior de la tubería.
POLY-PIG
Embolo de m¡ateriales blandos y sintéticos que sirve para la
"limpieza inicial de la tubería y su desalojo de agua que sirven
también para separación de fases.
ZONAS DE MAREAS
Es el rango de marca astronómica más la altura de la ola teniendo
una probabilidad de excedencia de 0.01, con determiación de su
límite superior asumiendo el 65% de la altura de la ola sobre la
marea alta y el límite inferior con el 35% abajo de la marea baja.
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165
N MB
Es el nivel promedio de la superficie del mar bajo condiciones de
NIVEL MEDIO DE BAJA de marea baja; se debe usar para la localización correcta de la
MAR
zona de protección contra marea y para referir las elevaciones de
las diferentes componentes de la tubería.
ABRAZADERA FIJA
Es la primera abrazadera de arriba hacia abajo que sujeta al ducto
ascendente .
BRAZADERA DESLIZABLE
Son las localizadas en la parte sumergida e inclinada del
ducto ascendente y le sirven de guía.
NODO
Lugar donde concurren dos o más miembros estructurales de la
subestructura de la plataforma.
PUNTAL DE EMBARQUE Elemento tubular estructural que es requerido para dar rigidez a la
curva de expansión o pieza de ajuste durante su embarque e
instalación.
RETIRO DE MANIOBRAS Es la actividad referente al retiro de cables, pastecas, grilletes,
estrobos, cadenas, malacates, etc.
METROLOGIA
Actividad consistente en afectuar mediciones en fondo marino.
TRABAJOS CALIENTES
Son aquellas actividades que se realizan con equipos de
oxiacetileno y/o máquinas de soldar.
LINEA CALIENTE
Línea en operación o empacada.
ETA
Tiempo estimado de arribo.
ETD
Tiempo estimado de salida.
AS BUILT
Estado final de cómo quedó construido, plasmado en un plano.
MUERTO O MUERTEO
Objeto que se utiliza con la finalidad de fijar alguna maniobra.
TIRANTE
Distancia del espejo del agua al lecho mairino.
DABITS O PESCANTES
Pluma equjipada con malacate con movimiento en un solo plano.
VARAR O ENCALLAR
Atorar una embarcación en aguas poco profundas.
PASTECA
Polea.
ESTROBO
Cable de acero con gasas a los extremos.
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166
CRAWLER
Equipo de rayos "X" radial con movimiento propio.
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167
IV
ELABORACION DE BITACORA
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168
USO
PERIODICIDAD
La bitácora se trabajará diariamente.
ESCRITURA
Se deberá escribir con bolígrafo, preferentemente de tinta negra, con letra de molde para que
sea fácilmente legible y sin abreviatura;. cuidando la ortografia y utilizando papel carbón o
autorreproducible para la copia.
Todas las notas deberán abrirse fechándolas en el día en que se efectúe el asiento,
cerrándolas con las firmas del supervisor y del contratista.
No está permitido sobreponer ni añadir nada a las notas, ni entre renglones, ni en los
márgenes, ni en otros sitios. Si hubiera neclesidad de agregar algo se abrirá otra nota
haciendo referencia a la de origen.
Cuando se considere necesario, se hará lm borrador para estar seguros que se está diciendo
precisamente lo que se quier~ dejar asentado y posteriormente pasarlo a la bitácora.
Para mejor comprensión, y de ser neces:ario, se podrá aclarar a través de un croquis, la nota
a que se haga referencia.
En la bitácora no deben escribirse injurias.
Al completar la escritura y/o croquis de cada una de las hojas de la bitácora, es indispensable
cancelar los espacios sobrantes, lo que se logra cruzando éstos con rayas diagonales.
COPIA DE LAS HOJAS
La copia que corresponde al contratista, tendrá que ser desprendida por los representantes
debidamente acreditados.
ANOTACIONES
DATOS PRINCIPALES DEL CONTRATO
En sus primeras hojas la bitácora deberá contener los títulos impresos y espacios para asentar
lo siguiente:
.Nombre de la Dependencia responsable de la obra.
.Región a la que pertenece. Distrito o Sistema Troncal de Ductos, en el que se efectuará la
obra.
.Número de proyecto.
Página
169
.Partida presupuestal.
.Descripción de la obra amparada en el contrato.
.Localización de la obra.
.Número de concurso o asignación directa.
.Número de contrato.
.Contratista (Nombre o razón social completos).
.Valor inicial del contrato.
.Plazo del contrato.
.Vigencia del contrato.
.Fecha de iniciación; programada y real.
.Fecha de terminación; programada y real.
.Anexos de modificación al plazo y/o monto de la obra.
.Programa financiero.
.Nombre y firma del (os) representante (s) oficial (es) del contratista y del supervisor de la
obra de Pemex Exploración y Producción o supervisores en el caso de trabajo por perIodo de
14 x 14 días y supervisores de especialidad.
ANOTACIONES DEL DESARROLLO DE LA OBRA
A continuación, a manera de ejemplo se indican las anotaciones que es necesario asentar
en la bitácora:
CONCEPTO
1. Documentos de la Obra
POR EL
SUPERISOR
DE PEP
POR EL
REPRESENTANTE
DEL CONTRATISTA
Constancia de entrega al Acuse de recibo y solicicontratista de planos y
tar información faltante,
especificaciones de pro- si es el caso.
yecto. Instrucciones que
complementen los documentos del proyecto.
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2. Detalles Adicionales al
Programa de Obra.
En caso necesario se
Estar de acuerdo.
anotorán las referencias
del detalle al programa
de la obra elaborado por
el Contratista y el Supervisor de PEP.
3. Programa de Seguridad
Industrial y Protección .
Ambiental
Disposiciones en materia Estar de acuerdo.
de seguridad industrial y
protección ambiental
aplicables durante el desarrollo de los trabajos de
la obra establecidas por
el Contratista y por PEP,
representado por el
Supervisor y personal de
la especialidad.
4. Disponibilidad de Terrenos
Para la Construcción.
Si son propiedad de Pe- Observaciones.
mex, arrendados, o por
el régimen de permiso de
paso. Reconocimiento
de lugares para que instale sus oficinas, bodegas, talleres del contratista y del supervisor. Trazo, nivelaciones, bancos
de nivel y demás datos
topográficos del terreno.
5. Trabajos Previos.
En su caso, desmantela. Aclaraciones.
miento, demoliciones,
cercados, guardaganados, servicios sanitarios,
mencionar todos los que
tenga el proyecto.
6. Cuidados Especiales.
En su caso, advertir en
cuanto a tuberías enterradas, instalaciones en
operación, intervención
del supervisor de especialidad de Seguridad
Industrial.
Aclaraciones.
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7. Iniciación de la Obra y
Fases Constructivas.
Fecha real de inicio de la Aclarar u objetar .
obra y cada una de las fases, definida en el programa.
8. Fianzas.
Indicar fecha de entrega Observaciones
con respecto al prograo inconformidad.
ma original y si existen
sanciones.
9. Anticipos.
Indicar fecha de entrega
con respecto al programa original y la fecha
real de entrega.
Observaciones
o inconformidad.
10. Reuniones a la Semana en
la Obra
Fecha y hora de la ( s)
junta (s) obligatoria (s)
del supervisor de la obra
y el representante del
contratista.
Firmar de enterado .
11. Equipo que proporciona
el contratista
Fecha de llegada y acep- Aclarar .
tacióh de su estado
(compararlo con el señalado en el Anexo E-2 del
contrato) .
12. Equipo que proporciona
Pemex Exp.y Prod.
Fecha de llegada y su estado ( comparado con el
señaldo en el Anexo
E-1 del contrato).
13. Personal del Contratista.
Realizar exámenes de
Estar de acuerdo.
aptitud por especialidad.
14. Herramienta.
Cantidad y tipo con que
cuenta el contratista en
cada fase de trabajo,
comparado con lo programado.
15. Materiales que proporciona
Pemex Exp.y Prod.
En que almacén o lugar Acuse de recibo.
se encuentran y con que
equipo se moverá.
Acuse de recibo, anotar,
aclarar u objetar características y estado. Conformidad del contratista.
Aclarar o complementar
datos.
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16. Materiales que proporciona
El contratista.
Fecha de llegada y acla- Estar de acuerdo.
rar u objetar por su estado físico o programa de
entrega.
17. Controles de calidad.
En la obra y los materia- Acciones por llevar a
les de acuerdo con los
cabo.
procedimientos, especificaciones y manuales
del equipo. Referencia a
las solicitudes y/o trabaj,os para estudios, geotécnica y laboratorio.
18. Avances.
Porcentajes en cada una Discrepancias a las cide las fases de obra in- fras, si es el caso.
dicadas en el Anexo D.
De existir atraso en los
trabajos, indicar se reprogramen los faltantes
p,ara recuperar tiempo
Perdido.
19. Cambios al proyecto
.Obra Adicional
.Modificaciones sobre la obra
construida.
.Cambios de especificaciones.
.Reprogramaciones.
Indicar en qué consisten Constancia de recepción
y dar las referencias ade- de las instrucciones.
cuadas a oficios, planos,
croquis y especificaciones
entregados o por entegar al contratista.
20. Ordene varias al contratista.
Indicar con claridad en
que consisten.
Señalar sus observaciones o inconformidad
que influya en la ejecución de la obra o las condiciones pactadas en el
contrato.
Recordatorios
Causas por las que no se
han llevado a cabo.
Especificar detalladamente la causa, hora y
fecha.
Darse por enterado.
.
21. Incumplimiento de órdenes.
22. Cancelación o cambio de
Órdenes.
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23. Falta de recursos en la obra.
Señalamiento al contratista por falta de recursos en la obra de personal:, equipo, materiales
y servicios.
24. Falta de recursos de PEP
En la obra.
Dejar constancia escrita.
25. Defectos de obra.
Asentar las causas, solucionarlas conjuntamente prevenirlas en el futuro. Con respecto a las
orclenes de corrección de
fallas, sugerir soluciones
y plazo máximo para su
ejecución.
26. Almacenamiento inadecuado Señalar lo improcedende materiales.
te e indicar el procedimiento adecuado.
Señalamiento a PEP
de equipo o materiales
que no ha proporcionado.
Reconocimiento.
Acuse de recibo de las
órdenes recibidas o
constancias de inconformidad.
Acciones por llevar a
cabo.
27. Modificaciones al programa
físico-financiero de obra.
Detallar las causas de
Acuse de recibo y obsercuallquier modificación, vaciones si las hay.
de acuerdo con el Anexo D, en cada una de las
etapas de la obra y señalar los ajustes a los programas.
28. Suspensiones.
Señalar claramente las
causas y anotar la fecha
y hora de cada una.
el contrato.
Paros obligados y otras
circunstancias que se
aparten de lo previsto en
29. Reanudaciones.
Anotar la hora y fecha.
Aclarar.
30. Ampliaciones de plazo.
Anotar con detalle las
causas que originaron la
interrupción de la obra,
los trabajos adicionales
que dieron lugar y el
tiempo que tomó volver
a las condiciones que se
tenían en caso de interrupciones.
Anotar la solicitud y hacerla oficial.
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31. Condiciones inseguras en
la obra.
Equipo en condiciones
Acciones por llevar a
desfavorables o riesgocabo.
sas, que debe retirarse
de la obra por no garantizar la seguridad de los
trabajos y de las instalaciones.
32. Incidentes y accidentes.
Especificar detalladamente la causa, hora y
fecha.
Aclaraciones que considere convenientes.
33. Equipo descompuesto e
inapropiado.
¿Cuál equipo requiere
reparación o cambio?
plazo máximo para ello.
Acciones por llevar a
y cabo.
34. Estado del tiempo.
Condiciones meteorológicas que influyan significativamente en el
avance de la obra.
Observaciones.
35. Obra adicional y/o trabajos
extraordinarios.
Indicar en que consisti- Acciones por llevar a
rá la obra adicional por
cabo.
trabajos extraordinarios.
Asentar personal y equipo para estudio de rendilmientos.
36. Cambio supervisor (es) de
PEP
Señalar nombre y fecha
del cambio que se ratificará por oficio y acreditarse, consignarse e
identificarse mediante
firma.
Darse por enterado.
37. Cambio representante (s)
del contratratista.
Señalar nombre y fecha
del cambio que se ratificará por carta.
Acreditarse, consignarse e identificarse mediante firma.
38. Estimaciones.
Calendario de corte de
estimaciones. Fechas de
recepción de las estimaciones y de los generadores de los volúmenes
de obra.
Referencias de amortización de anticipos y de
Aclaraciones si son necesarias.
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sanciones si las hubiera.
39. Estimación final.
Plazo máximo para llevarIa a cabo.
Observaciones.
40. Acta de recepción de la
Obra
Fecha, hora y lugar donde se llevará a cabo.
Darse por enterado.
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RECOMENDACIONES ESPECIALES
INSTRUCCIONES QUE DEBEN AUTORIZARSE POR ESCRITO
Los cambios de proyecto y de especificaciones, así como los trabajos adicionales y
extraordinarios, deberán autorizarse por oficios al contratista, firmados por el Jefe de la
Dependencia de Rama Regional o del Sistema Troncal de Ductos según corresponda, además
de asentarlo por escrito en la bitácora.
Es importante deslindar la responsabilidad de las modificaciones, reparaciones, cambios de
proyecto o resultados que modifiquen el programa de la obra, ya que afectará
económicamente; por lo que debe asentarse la responsabilidad, ya sea para el contratista o
para Pemex Exploración y Producción.
SEGUIMIENTO DE NOTAS E INDICACIONES
Debe darse seguimiento a las notas o indicaciones para que no queden pendientes y
finiquitarlas con una nota de cierre, para así evitar la posibilidad de olvidos que puedan tener
consecuencias en el finiquito del contrato.
CUSTODIA
DURANTE LA EJECUCION DE LA OBRA
La bitácora es propiedad de Pemex Exploración y Producción y deberá estar
permanentemente en la obra, en la oficina del supervisor bajo la responsabilidad de éste,
desde la fecha de iniciación hasta la de cierre; y quedará a disposición del(os) supervisor(es)
de la obra y funcionarios de Pemex Exploración y Producción de mayor jerarquía, así
como del contratista y su(s) representante(s) oficial(es) para anotaciones y consultas.
EN SUSPENSIONES POR AFECTACIONES
Al presentarse una suspensión de la obra por afectaciones, cierre de accesos y/o secuestros
de equipo o maquinaria, el(los) supervisor(es) de obra deberá(n) considerar la situación para
determinar si recoge(n) la bitácora, en cuyo caso se lallevará(n) a las oficinas de la
Superintendencia de Pemex Exploración y Producción Regional o del Sistema Troncal de
Ductos, según corresponda, para que una vez resueltas las situaciones descritas se regrese a
la oficina del(los) supervisor(es).
AL TERMINARSE LA OBRA O SUSPENSION DEFINITIVA
Al terminarse o suspenderse en forma definitiva la obra, la bitácora será entregada a su
Superintendencia Regional o del Sistema Troncal de Ductos según corresponda, para su
custodia y consulta posterior, si se requiere.
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ARCHIVO DE LA BITACORA
Durante cinco años posteriores a la terminación o suspensión definitiva de la obra, la bitácora
se conservará en cajas numeradas de fácil localización en su superintendencia, en áreas de
archivo general.
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APENDICE V
Soldadura de Arco Metálico Protegido
Es el proceso más conocido en el cual la energía eléctrica se obtiene de generadores de
corriente continua impulsados por motores eléctricos o de gasolina o bien por transformadores
que suministran la corriente para soldar .
La fusión entre el electrodo de metal die relleno ( consumible ) y el metal de la pieza de
trabajo (metal base) se logra mediante el calentamiento producido por el arco eléctrico que se
forma entre ambos metales (Lámina núm. 15).
El arco y el metal fundido son protegidos de la atmósfera por las emanaciones gaseosas
producidas al fundirse el recubrimiento.
El metal de aporte es una varilla de acero que funciona como electrodo y tiene un
recubrimiento que cubre casi la totalidad de la longitud, excepto en el extremo por el cual se
hace contacto para la transmisión de la corriente.
Estos electrodos los clasifica AWS-A-5.1 y AWS-A-5.5 (Lámina núm. 18).
Los más utilizados en los trabajos que nos ocupan son los clasificados como: E-6010, E-7010 y
E-7018.
A continuación una explicación de lo que indican letras y dígitos:
Ejemplo: E-6010
E = Electrodo
60 = Su límite elástico multiplicado por mil = 60 000 PSI
1 = Indica que es soldable en toda PIDsición
Si es 1 indica toda posición.
Si es 2 indica posición horizontall, plana y filete.
Si es 3 indica sol dable solo en posición plana
o = Indica tipo de recubrimiento = básico (celulósico de sodio)
Si
Si
Si
Si
Si
Si
Si
Si
es
es
es
es
es
es
es
es
O es básico (celulósico de sodio)
1 es básico (celulósico de potasio)
2 es rutílico ( con agregado de sodio )
3 es rutílico ( con agregado de potasio )
4 es zincónico ( con óxido de 2:irconio )
5 es bajo hidrógeno con 10% de FeO
6 es bajo hidrógeno con 200¡0 de FeO
8 es bajo hidrógeno con 30% de FeO
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Una variable de este proceso es el descubrimiento y aprovechamiento del proceso de
soldadura de arco eléctrico, protegido con electrodo tubular dél núcleo fundente (innershield).
Es un proceso de soldadura donde el arco eléctrico se forma entre un metal base y un
alambre consumible (electrodo continuo), gelllerando una alta temperatura para formar la
coalescencia. El arco eléctrico o el metal fundi,do es protegido por una campana gaseosa
producida por la combustión del flux del núcleo de alambre .
El electrodo viene suministrado en rollos yel diámetrouel alambre es de 1.7 m m y 1.98 mm.
PROCESO DE SOLDADURA POR ARCO ELECTRICO METALICO PROTEGIDO CON GAS
(GMA W) O PROCESO MIG
Es un proceso de soldadura donde la coalescencia entre el electrodo de metal de relleno
(consumible) y el trabajo (metal base) es pro4:lucida por calentamiento de un arco eléctrico
entre ambos metales. El arco eléctrico y el charco de metal fundido son protegidos de la
atmósfera por un gas o mezcla de gases que puede contener un gas inerte o puede ser una
mezcla de gas y flux.
La función del gas es proteger el metal de soldadura líquida de oxidación o contaminación del
medio ambiente.
El electrodo es un microalambre de 0.76 mm (0.030 pulg), 0.89 m m (0.035 pulg) y 1.14 mm
(0.045 pulg) de diámetro suministrado en rollos (lámina núm. 17).
El microalambre pasa por un ducto que alimenta en forma contínua a la boquilla del
portaelectrodo por donde también fluye el gas de protección.
Este proceso es también conocido como proceso MIG (metal inerte gas) debido a que
originalmente el gas protector del arco y el charco de soldadura era un gas químicamente
inerte, actualmente se usa CO2 que a la temperatura del arco se disocia en CO y oxígeno.
PROCESO DE SOLDADURA DE ARCO ELECTRICO DE TUNGSTENO PROTEGIDO CON
GAS
Es el proceso de soldadura donde la coale:scencia entre los metales que forman la unión se
logra fundiéndolos con el calor suministr2Ldo por el arco eléctrico abierto entre el metal base
y un electrodo no consumible de tungsteno (Lámina núm, 16).
Durante el soldeo es posible emplear como aporte una varilla consumible de metal similar o
afín al metal (Lámina núm. 18).
La protección se logra por una campana de gas inerte (argón, helio o sus mezclas) que es
inyectado a través del maneral portaelectrodo.
Los electrodos de tungsteno generalmente contienen 0.5%,1% y 2% de torio o 0.25% de
zirconio y 0.5% de otros elementos; el torio y el zirconio los hacen más resistentes a la
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contaminación y aunque existen electrodos de tungsteno con pureza de 99.5% y son más
económicos, son susceptibles a la contaminación y ofrecen mayor resistencia al paso de la
corriente. En las aplicaciones más delicadas se emplean los electrodos con torio y en las
intermedias con zirconio.
La varilla que se utiliza en las soldaduras hiperbáricas es de tungsteno contorio.
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APENDICE VI
MATERIALES
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APENDICE VII
INSPECCION RADIOGRAFICA
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