ANALISIS TECNICO DEL OLEODUCTO CAMIRI-YACUIBA OCY-3 UTILIZANDO TECNOLOGIA DE ONDAS ULTRASONICAS DE LARGO Y CORTO ALCANCE EN EL TRAMO CHORETY-TIGUIPA

DEDICATORIA II AGRADECIMIENTOS III RESUMEN IV ÍNDICE DE FIGURAS IX ÍNDICE DE TABLAS X CAPÍTULO I: INTRODUCCIÓN 1 1.1 ANTECEDENTES 1 1.1.1 Planteamiento del Problema 2 1.1.2 Formulación del Problema 3 1.2 OBJETIVOS 3 1.2.1 OBJETIVO GENERAL…………………………………………………………………...3 1.2.2 OBJETIVOS ESPECÍFICOS……………………………………………………………...3 1.3 JUSTIFICACIÓN 3 1.3.1 Justificación Técnica 3 1.3.2 Justificación Económica 4 1.3.3 Justificación Social 4 1.4 METODOLOGÍA 4 1.4.1 Método De Investigación 4 1.4.2 Técnicas E Instrumentos 5 CAPÍTULO II: DESARROLLO 6 2.1 MARCO TEORICO 6 2.1.1 Marco Conceptual 6 2.1.1.1 Definición De Corrosión 6 2.1.1.1.1 La Corrosión En La Industria Petrolera 6 2.1.1.2 Propiedades Físicas Del Petróleo 8 2.1.1.2.1 Definición De Hidrocarburos 8 2.1.1.2.2 Propiedades Físicas Del Petróleo 9 2.1.1.3 Transporte De Hidrocarburos 11 2.1.1.4 Transporte Por Tuberías 12 2.1.1.5 Transporte De Mediante Oleoductos 13 2.1.1.5.1 Construcciones De Oleoductos 13 2.1.1.5.2 Impactos Ambientales Potenciales 14 2.1.1.5.3 Seguridad Del Oleoducto 14 2.1.1.6 Descripción De La Tecnología De Ondas Ultrasónicas 15 2.1.1.6.1 Tecnología De Ondas Guiadas 15 2.1.1.6.2 Diseño De Ondas Guiadas 15 2.1.1.7 Aplicaciones En Ondas Guiadas 15 2.1.1.7.1 Ventajas Y Beneficios 16 2.1.1.8 Aplicaciones 16 2.1.1.9 Limitaciones 16 2.1.1.10 Evaluación Mediante Ondas Guiadas Ultrasónicas 16 2.1.1.11 Amplitud De Las Ondas Ultrasónicas 17 2.1.1.12 Diferentes Tipos De Tecnologías 17 2.1.1.13 Marco Normativo 19 2.1.1.14 Marco Normativo De La Aplicación De Ondas Ultrasónicas 20 2.1.2 Marco Contextual 21 2.1.2.1 Descripción Del Oleoducto Camiri-Yacuiba 21 2.1.2.2 Red Del Sistema Sur De Transporte Por Oleoductos 22 2.1.2.3 Estación Chorety 23 2.1.2.4 Estación Tigüipa 23 2.1.2.5 Perfil De Elevación Del Oleoducto Ocy-3 24 2.1.2.6 Propiedades Del Fluido A Transportar 25 2.1.2.7 Diagnóstico Del Oleoducto Camiri-Yacuiba Ocy-3 26 2.2 INFORMACIÓN Y DATOS OBTENIDOS 26 2.2.1 Plan Para La Implementación De La Tecnología De Monitoreo 26 2.2.1.1 Equipos A Implementar 26 2.2.1.1.1 Generador Electrónico 26 2.2.1.1.2 Transductores 26 2.2.1.1.3 Acopladores 27 2.2.1.1.4 Dispositivo Electrónico 27 2.2.1.1.5 Dispositivo De Salida 27 2.2.1.1.6 Reloj Electrónico O Un Cronómetro 27 2.2.1.1.7 Equipo Para Inspección Por Ultrasonido 27 2.2.1.2 Plan Para La Implementación De La Tecnología De Monitoreo 28 2.2.1.2.1 Área De Barrido 28 2.2.1.2.2 Velocidad De Barrido 28 2.2.1.2.3 Tolerancia De Aceptación 28 2.2.1.2.4 Interpretación De Los Reportes Del Equipo 29 2.2.2 Aplicación De La Tecnología En El Tramo 30 2.2.2.1 Cálculos Correspondientes De La Tecnología 30 2.2.2.1.1 Datos Proporcionados Del Ultrasonido 30 2.2.2.1.2 Cálculo De Número De Generadores Y Receptores De Ultrasonido 30 2.2.2.1.3 Cálculo Para Todo El Tramo Chorety-Tiguipa 31 2.2.3 Costos De Inversión 34 2.2.3.1 Inversión 34 2.2.3.2 Costos 34 2.2.3.3 Inversión Fija 35 2.2.3.4 Inversión Diferida 36 2.2.3.5 Inversión Total 37 2.2.3.6 Comparación Económica 38 2.3 ANÁLISIS Y DISCUSIÓN 38 CAPITULO III: CONCLUSIONES 40 REFERENCIAS BIBLIOGRAFICAS 41 ANEXOS………...……………………………………………………………………………..42 ÍNDICE DE FIGURAS Figura 1: Partes en la industria con mayor corrosión 6 Figura 2: Distribución porcentual de fallas 7 Figura 3: Formas de corrosión 7 Figura 4: Construcción de oleoducto 13 Figura 5: Construcción de camino de oleoducto 14 Figura 6: Monitoreo mediante ondas guiadas 15 Figura 7: Monitoreo ultrasónico 17 Figura 8: Sistema de ultrasonido por inmersión 18 Figura 9: Corrosiones a solucionar en ductos 19 Figura 10: Sistema Sur de oleoductos en Bolivia 22 Figura 11: Estación Chorety 23 Figura 12: Estación Tigüipa 24 Figura 13: Perfil de elevación del OCY-1 24 Figura 14: Localidad Ñancaroiza 25 Figura 15: Detector de fallas por ultrasonido modelo TUD310 28 Figura 16: Ondas emitidas por un oleoducto 33 Figura 17: Proceso de monitoreo con maquinaria 34 ÍNDICE DE TABLAS Tabla 1: Parámetros de análisis 30 Tabla 2: Calculo de la velocidad de propagación 32 Tabla 3: Determinación de espesores 32 Tabla 4: Inversión fija 35 Tabla 5: Costos del mantenimiento 37 Tabla 6: Costo total del sistema 37 Tabla 7: Pérdidas económicas 38 Tabla 8: Dinero ahorrado 38 INDICE DE ANEXOS Anexo 1: Reportes de inspección OCY-3 Anexo 2: Reporte de inspección de OCY-3

El objetivo de este estudio es aplicar el método de ondas ultrasónicas guiadas de largo y corto alcance para monitorear el grado de corrosión interna en el tramo Chorety-Tigüipa del oleoducto Camiri-Yacuiba OCY-3. La investigación utilizó métodos cualitativos y cuantitativos transversales, recolectando y analizando datos en un momento específico para obtener resultados descriptivos. Se realizó una revisión bibliográfica sobre el uso de ondas ultrasónicas en el análisis de integridad de oleoductos, enfocados en el oleoducto Camiri-Yacuiba y problemas de corrosión en la industria petrolera. Además, se llevó a cabo una observación directa en el tramo Chorety-Tigüipa del oleoducto, documentando el procedimiento de inspección, el equipo utilizado y los resultados obtenidos. Una vez aplicado el plan se logro obtener los diferentes espesores del oleoducto Mediante la aplicación del método de ondas ultrasónicas en el tramo Chorety-Tigüipa en el tramo mas critico el espesor nominal es de 0.365 mm y espesor determinado con el método fue de 0.170 mm. De esta manera se logró obtener el grado de corrosión para el tramo mas critico de 57% en base al espesor determinado y espesores nominales. Aplicando el método de ondas ultrasónicas se evidencio un gran ahorro en comparación a otros métodos convencionales ya que este método no implica la paralización de operaciones en el oleoducto Otro gran beneficio de este método es que se puede realizar análisis sin tener acceso al total al oleoducto ya sea por la topografía o por que estas se encuentran bajo tierra. Se demostró que una inspección de ductos convencionales es de un monto de 10.500 bbl/dia por la paralización de 7 días de operaciones para ser aplicadas esto presenta una perdida económica sacando según el precio del proyecto actual de 81 dólares el barril del petróleo obtendríamos una pérdida de dinero de 787.500 USD en moneda nacional sería de 5.481.000 bs por el paro de la inspección para el control de ductos.