norma tensiones normales para sistemas e instalaciones

ÍNDICE DE CONTENIDO

I. INTRODUCCIÓN 8
1.1. Planteamiento del Problema. 12
1.1.1. Realidad Problemática. 12
1.2. Antecedentes. 14
1.3. Formulación del problema. 15
1.4. Objetivos. 15
1.4.1. General. 15
1.4.2. Específicos. 16
1.5. Hipótesis. 16
1.6. Justificación. 16
1.6.1. Relevancia tecnológica. 16
1.6.2. Relevancia institucional. 16
1.6.3. Relevancia económica. 17
1.6.4.Relevancia ambiental. 17
1.6.5. Relevancia social. 17
1.7. Marco conceptual. 18
1.7.1. Reingeniería. 18
1.7.2. Mantenimiento predictivo. 18
1.7.3. Corrosión. 19
1.7.4. Oleoducto Nor Peruano. 22
1.8. Marco teórico. 23
1.8.1. Mantenimiento. 23
1.8.2. Plan de mantenimiento. 24
1.8.3. Protección catódica. 25
1.8.4. Técnica close interval potential survey (CIPS). 26
1.8.5. Técnica DCVG. 29
1.8.6.Velocidad de corrosión. 30
1.8.7. Testigos gravimétricos o cupones de corrosión. 31
1.8.8. Biocidas. 31
1.8.9. Inhibidores de corrosión. 31
1.8.10. Bacterias sulfato reductoras. 32
1.8.11. Raspatubo. 32
1.8.12. Raspatubos electromagnéticos. 32
1.8.13. Depósito de suelo coluvial. 32
1.8.14. Depósito de suelo eólico. 32
II. MATERIAL Y MÉTODOS 33
2.1. Material. 33
2.1.1. Población, muestray muestreo. 33
2.2. Equipos. 33
2.2.1 Geonic EM31 MK2 (Equipo medidor de conductividad). 33
2.2.2 Side stream (Sistema para evaluar inhibidores de corrosión). 36
2.2.3 Corrosometro de resistencia eléctrica para medir la velocidad de corrosión. 39
2.2.4 HEXCORDER Millennium (Equipo para uso de las técnicas CIPS DCVG). 42
2.2.5 Schonsted (Equipo detector de tubería). 43
2.2.6 Raspatubos ILI(Equipo para calibración de espesores). 44
2.3. Método de investigación. 50
2.4. Técnicas y procedimientos. 51
2.4.1. Tipo de Estudio. 52
2.4.2. Diseño de Estudio. 53
2.4.3. Variables. 53
2.4.4. Indicadores. 53
2.4.5. Técnicas y procedimientos de recolección de datos. 58
III. RESULTADOS 69
3.1. Resultados de la evaluación de los biocidas e inhibidores. 69
3.2. Resultados deconductividad en depósitos coluviales y eólicos en el Tramo II. 70
3.3. Resultados de la técnicas CIPS DCVG en el monitoreo de protección catódica en el Tramo II y la comparación de la ejecución con personal de la empresa y el servicio contratado. 71
3.4. Resultados de la protección catódica con corriente impresa en el Tramo II…………... 72
3.5. Resultados del uso de raspatubos ILI en el Oleoducto NorPeruano. 73
3.6. Resultados de la aplicación del plan de mantenimiento predictivo contra la corrosión en el Oleoducto Nor Peruano. 74
IV. DISCUSIÓN 78
V. CONCLUSIONES 84
VI. SUGERENCIAS 86
VII. REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS 87
VIII. ANEXOS 89
A.1 Formas de corrosión en el ONP. 90
A.1.1 Corrosión externa. 90
A.1.2 Corrosión interna. 90
B.1 Resultados de evaluación de inhibidores. 91
C.1Resultados de evaluación de biocidas. 92
D.1 Reportes del equipo Hexcorder. 94
D.1.1 Defectos en progresiva Km 807-808 del ONP. 94
D.1.2 Gráficos del CIPS y DCVG en progresiva 807- 808. 95
E.1 Datos del software que proporciona los raspatubos ILI. 96
E.1.1 Caso de anomalía reparada mediante encamisetado (Pérdida de espesor 80%). 96
E.1.2 Registro de dimensiones de anomalía de 80% de pérdida deespesor. 97
E.1.3 Registro para ubicación de anomalía con referencias físicas. 98
E.1.4 Registro para ubicación de anomalía con referencias físicas (marcadores, válvulas, etc.) y la ubicación en el plano con los tubos adyacentes. 99










ÍNDICE DE TABLAS
Tabla II- 1. Especificaciones técnicas del equipo Geonics EM31-MK2. 34
Tabla II- 2. Partes principales del raspatubo calibradorde espesores. 48
Tabla II- 3. Resumen de los Indicadores. 54
Tabla II- 4. Caracterización de los indicadores de gestión. 54
Tabla III- 1. Ranking de efectividad de inhibidores y biocidas. 69
Tabla III- 2. Costos de ambos sistemas de protección catódica. 73
Tabla III- 3. Resultado del Control de la corrosión actual y propuesto. 75
Tabla III- 4. Tabla plan de acción de mantenimiento...