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“ANÁLISIS NORMATIVO Y DESCRIPCIÓN METODOLÓGICA PARA EL
MOVIMIENTO Y PROFUNDIZACIÓN DE TUBERÍA EN SERVICIO BAJO LOS
LINEAMIENTOS DE LA PRÁCTICA RECOMENDADA API 1117.”

MONOGRAFÍA PARA OBTENER EL TITULO DE ESPECIALISTA EN GESTIÓN
DE LA INTEGRIDAD Y CORROSIÓN

PRESENTA:
ING. ÁLVARO ENRIQUE URICOECHEA SUAREZ

UNIVERSIDAD PEDAGÓGICA Y TECNOLÓGICA DE COLOMBIA
TUNJA
2021

“ANÁLISIS NORMATIVO Y DESCRIPCIÓN METODOLÓGICA PARA EL
MOVIMIENTO Y PROFUNDIZACIÓN DE TUBERÍA EN SERVICIO BAJO LOS
LINEAMIENTOS DE LA PRÁCTICA RECOMENDADA API 1117”

ÁLVARO ENRIQUE URICOECHEA SUAREZ

UNIVERSIDAD PEDAGÓGICA Y TECNOLÓGICA DE COLOMBIA
FACULTAD DE INGENIERÍA
ESCUELA DE POSGRADOS
ESPECIALIZACIÓN EN GESTIÓN DE INTEGRIDAD Y CORROSIÓN
TUNJA
2021

“ANÁLISIS NORMATIVO Y DESCRIPCIÓN METODOLÓGICA PARA EL
MOVIMIENTO Y PROFUNDIZACIÓN DE TUBERÍA EN SERVICIO BAJO LOS
LINEAMIENTOS DE LA PRÁCTICA RECOMENDADA API 1117”

ÁLVARO ENRIQUE URICOECHEA SUAREZ

Monografía presentada como requisito para optar al título de ESPECIALISTA EN
GESTIÓN DE INTEGRIDAD Y CORROSIÓN

Ingeniero JOSÉ ANÍBAL SERNA GIL
Director de monografía

UNIVERSIDAD PEDAGÓGICA Y TECNOLÓGICA DE COLOMBIA
FACULTAD DE INGENIERÍA
ESCUELA DE POSGRADOS
ESPECIALIZACIÓN EN GESTIÓN DE INTEGRIDAD Y CORROSIÓN
TUNJA
2021

Nota de Aceptación

Presidente del Jurado

Jurado

Bogotá 30 de noviembre de 2021

Contenido
GLOSARIO ..................................................................................................................... 10
INTRODUCCIÓN ............................................................................................................. 11
1. PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA ...................................................................... 12
1.1 DESCRIPCION DEL PROBLEMA ........................................................................ 12
1.2 FORMULACION DEL PROBLEMA ...................................................................... 12
2. JUSTIFICACIÓN ...................................................................................................... 12
3. OBJETIVOS ............................................................................................................. 13
3.1 OBJETIVO GENERAL ...................................................................................... 13
3.2 OBJETIVOS ESPECÍFICOS ............................................................................. 13
4. MARCO TEÓRICO ................................................................................................... 14
4.1 SISTEMAS DE TRANSPORTE DE HIDROCARBUROS. ..................................... 14
4.1.1 MATERIALES UTILIZADOS EN SISTEMAS DE TUBERÍAS. .......................... 15
4.1.2 CARGAS O ESFUERZOS EN TUBERÍAS. ....................................................... 15
4.2 TIPOS DE MANTENIMIENTO DE DUCTOS. ........................................................ 16
4.2.1 MANTENIMIENTO PREVENTIVO. .................................................................... 16
4.2.2 MANTENIMIENTO CORRECTIVO .................................................................... 17
4.2.3 MANTENIMIENTO PREDICTIVO ...................................................................... 17
4.3 INTEGRIDAD DE ACTIVOS ................................................................................. 18
5. MARCO CONCEPTUAL .......................................................................................... 19
5.1 DISEÑO4 ............................................................................................................... 20
5.1.1 CONSIDERACIONES DE DISEÑO ................................................................... 20
5.1.2 CRITERIOS DE DISEÑO .................................................................................. 23
6. METODOLOGÍA ...................................................................................................... 26
6.1 PRESIÓN INTERNA DE OPERACIÓN ................................................................. 27
6.2 LEVANTAMIENTO TOPOGRÁFICO .................................................................... 27
6.3 IDENTIFICACIÓN DE ESTRUCTURAS ALEDAÑAS AL DUCTO ........................ 28
6.4 CÁLCULO DE LA LONGITUD DE EXCAVACIÓN, PERFIL DE EXCAVACIÓN Y
DISTANCIA DE LOS SOPORTES .................................................................................. 28
6.4.1 CÁLCULOS. ..................................................................................................... 30

6.5 VALORACIÓN DE ANOMALÍAS Y JUNTAS CIRCUNFERENCIALES. ............... 36
6.6 INSPECCIÓN DE RECUBRIMIENTO DE LA TUBERÍA ....................................... 38
6.7 EXCAVACIÓN ...................................................................................................... 38
6.8 PUNTO DE CARGA O APOYO. ........................................................................... 39
6.9 BAJADO DE LA LÍNEA ........................................................................................ 40
6.10 PREPARACIÓN DE SUPERFICIE Y APLICACIÓN DE PINTURA ....................... 41
6.11 TAPADO Y RECONFORMACIÓN FINAL ............................................................. 42
7. CONCLUSIONES ..................................................................................................... 43
8. RECOMENDACIONES............................................................................................. 43
9. BIBLIOGRAFÍA ........................................................................................................ 44

LISTA DE FIGURAS

Pág.

Figura 1. Aplicación de la longitud mínima de la excavación. 24
Figura 2 Perfil de la excavación establecido para bajado general. 25

Figura 3 Levantamiento Topográfico previo al movimiento de la tubería. 27

Figura 4 Ubicación Geográfica del área de intervención. 28

Figura 5 Perfil de excavación recomendado para el movimiento de
tubería.

Figura 6. Reparación de anomalías mediante refuerzo mecánico con
camisa tipo B.

Figura 7. Excavación Mecánica. 39

Figura 8. Tipos de soportes. 40

Figura 9. Operación de bajado de tubería. Ubicación de soportes. 41

LISTA DE TABLAS

Pág.

Tabla 1 Clasificación de los sistemas de transporte de hidrocarburos por
ductos.
14

Tabla 2 Datos de entrada. 29

Tabla 3 Cálculos de deflexión vertical ∆X (m) a una distancia horizontal
X.
33

Tabla 4 Métodos de reparación Aceptables para tuberías. 37

Tabla 5 Inspección de soldaduras circunferenciales antes y después del
movimiento.
38

LISTA DE ANEXOS

Pág

ANEXO 1 - PLANO LEVANTAMIENTO TOPOGRÁFICO. 45

GLOSARIO

AMENAZA: Es la probabilidad de ocurrencia de un suceso potencialmente
desastroso.

BAJADO (MOVIMIENTO): Desplazamiento controlado de un segmento de tubería
sin que se lleve a cabo un corte en el sistema.

DDV (DERECHO DE VÍA): Franja de terreno donde se ubica las líneas de
transporte, cuyo uso es restringido de acuerdo con la servidumbre pactada con el
propietario.

ESFUERZO LONGITUDINAL EXISTENTE: Esfuerzo longitudinal en la tubería
antes de su movimiento, excluyendo el esfuerzo residual en las soldaduras
circunferenciales y en las curvas.

ESFUERZO LONGITUDINAL TOTAL: Es el esfuerzo longitudinal en una porción
de una tubería durante o después de su movimiento.

LONGITUD MÍNIMA DE ZANJA: Es la mínima distancia longitudinal requerida para
mover una porciónde tubería a una cierta distancia sin exceder sus límites de
esfuerzo longitudinal.

PRUEBAS NO DESTRUCTIVAS (END): Es la aplicación de métodos físicos
indirectos que tienen por finalidad verificar la sanidad de un material, sin alterar de
forma permanente sus propiedades físicas, químicas, mecánicas o dimensionales.

TUBERÍA EN SERVICIO: Tubería que contiene un fluido peligroso y está operando
en condiciones normales de flujo.

TITULO

Análisis normativo y descripción metodológica para el movimiento y profundización
de tubería en servicio bajo los lineamientos de la práctica recomendada API 1117.

RESUMEN

En esta monografía se describe la aplicabilidad normativa y la metodología utilizada
durante el movimiento y profundización de un tramo de tubería en servicio
perteneciente al poliducto Salgar - Mancilla, basado en la práctica recomendada API
1117, determinando la longitud requerida de excavación, perfil de bajado y distancia
entre soportes permitida, para evitar que los esfuerzos a los que la tubería estará
sometida generen deformaciones o afectación a la integridad del sistema. La
profundización del tramo es requerida ya que durante inspecciones del derecho de
vía se identifica como peligro latente, debido a que se encuentra expuesto a nivel
del suelo en contacto directo y en sendero carreteable, obstaculizando el paso de
peatones y semovientes, lo que puede ocasionar afectaciones en la tubería,
materialización de amenaza de daños involuntarios en el sistema ocasionadas por
terceros, sobrecostos de mantenimiento, quejas de la comunidad y posibles
interrupciones en la operación. Con este trabajo se garantiza la integridad del
sistema, así como la seguridad de las personas y el medio ambiente.

INTRODUCCIÓN

Durante actividades de mantenimiento basadas en condición a sistemas de líneas
de transporte de hidrocarburos, a menudo es requerido por diferentes
circunstancias (erosión del terreno, construcciones próximas a los sistemas
realizados por terceros, etc.), realizar reacomodación, movimiento o profundización
de tuberías en servicio. En la ejecución de esas operaciones las tuberías son
sometidas a diferentes esfuerzos longitudinales que pueden en algún caso provocar
fallas en los sistemas con consecuencias de afectación o riesgo a las personas, el
medio ambiente y la operación en sí.

El propósito de esta monografía es abordar los criterios, métodos, cálculos y
recomendaciones considerados en el diseño y ejecución de movimiento de tubería
en servicio; se describen los tipos de inspecciones y reparaciones previas

requeridas para asegurar que las posibles anomalías existentes (Corrosión, daños
mecánicos, defectos de fabricación, etc.) no presenten fallas debidas a los
esfuerzos longitudinales a los que será sometida la tubería durante su movimiento.

Se ilustra el proceso directo de ejecución en campo, durante la operación de
profundización de un tramo de tubería en servicio de aproximadamente 140 metros
de longitud y 10” diámetro, perteneciente al poliducto Salgar – Mansilla el cual es
una de las arterias principales de abastecimiento de combustibles a Bogotá y otros
departamentos.

1. PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA

Durante la actividad de recorrido de derecho de vía, se identifica que en el PK
92+800 del poliducto Salgar – Mancilla, la tubería se encuentra descubierta,
expuesta a nivel del suelo obstaculizando el paso de peatones y semovientes
afectando la integridad de la tubería.

1.1 DESCRIPCION DEL PROBLEMA

Se presentan daños en el recubrimiento, posibles daños mecánicos (abolladuras,
perdidas de metal) y conexión de válvulas ilícitas.

1.2 FORMULACION DEL PROBLEMA

¿Es posible realizar de manera segura, el movimiento y profundización de tubería
en servicio, garantizando su integridad, funcionalidad y continuidad en la operación
del sistema?

2. JUSTIFICACIÓN

El transporte de hidrocarburos por medio de tuberías permite la distribución de este
desde su punto de acopio hasta el consumidor final, por esta razón es de vital
importancia que estos sistemas se encuentren en operación ininterrumpida; en el
territorio nacional se cuenta con varios sistemas de oleoductos, poliductos y
gasoductos, diseñados y construidos bajo los estándares de las normas

internacionales vigentes; en el caso particular que describe la presente monografía,
se evidencia que debido a distintos factores, existe un tramo que se encuentra a
nivel de superficie interactuando de manera directa con personal externo a la
empresa operadora, algunos miembros de las comunidades aledañas al derecho de
vía, lo que conlleva a posibles afectaciones de los sistemas que van desde daños
en el recubrimiento, daños mecánicos (por paso de semovientes, equipos o
maquinaria), problemas geotécnicos hasta conexiones ilícitas para el hurto de
combustibles.

La práctica recomendada API 1117, describe recomendaciones y cálculos que son
aplicados para realizar de forma segura la profundización de un tramo de tubería
aéreo de 140 metros de longitud a una profundidad estimada de 2 metros la cual
hace parte del Poliducto Salgar – Mancilla en el PK 92+800, teniendo en cuenta que
las condiciones operativas del sistema no permiten la suspensión de la operación.

3. OBJETIVOS

3.1 OBJETIVO GENERAL

Describir el análisis y la ejecución del movimiento y profundización de un tramo de
140 metros de tubería en servicio del poliducto Salgar – Mancilla, bajo los
estándares de la practica recomendada API 1117.

3.2 OBJETIVOS ESPECÍFICOS

• Realizar cálculo de profundización de acuerdo con API RP1117 de 140
metros de tubería de 10” en el PK 92+800 del poliducto Salgar – Mansilla.

• Determinar perfiles de excavación y distancia entre soportes.

• Realizar inspección directa de la línea y de las soldaduras expuestas para
determinar su estado y definir la instalación (en caso de requerirse) de
refuerzos mecánicos en el tramo a profundizar.

• Describir metodología ejecutada durante la profundización de 140 metros de
tubería de 10” en el PK 92+800 del poliducto Salgar – Mansilla.

4. MARCO TEÓRICO

4.1 SISTEMAS DE TRANSPORTE DE HIDROCARBUROS.1

Los Sistemas de Transporte de Hidrocarburos por Ducto, son instalaciones
compuestas por dos elementos principales: los ductos y las estaciones de
compresión, para gases o bombeo, para líquidos. Estos sistemas transportan los
hidrocarburos que se producen en los campos y las plantas procesadoras hacia los
puntos de transferencia, consumo y exportación. Su diseño se hace de acuerdo con
el tipo de producto, volumen a transportar, distancia a recorrer, topografía de las
regiones que atravesará y las condiciones climatológicas y ambientales
circundantes. El diseño, construcción, operación y mantenimiento está basado en
normas internacionales y nacionales, y hasta ahora son el medio más económico,
seguro y eficaz de transporte de hidrocarburos.

Los ductos se clasifican de acuerdo con los diferentes tipos de hidrocarburos que
transportan, como se muestra en la tabla 1:

Tabla 1 Clasificación de los sistemas de transporte de hidrocarburos por ductos.

Fuente: González Velázquez, Jorge Luis. Ingeniería de Ductos de Transporte de
Hidrocarburos (Spanish Edition) (p. 36). Barker & Jules, LLC. Edición de Kindle.

Por el tipo de terreno que atraviesan, denominado Derecho de Vía (DDV) los ductos
pueden ser terrestres, que a su vez se dividen en aéreos, cuando van sobre el suelo,
enterrados, cuando se instalan bajo tierra y marinos, cuando se instalan en el lecho
del mar o lagos. Cuando los ductos cruzan ríos, se construyen cruces que pueden
ser aéreos, a través de puentes, o enterrados, mediante excavaciones de tipo
direccional.
_______________________
1GONZÁLEZ VELÁZQUEZ, Jorge Luis. INGENIERÍA DE DUCTOS DE TRANSPORTE DE HIDROCARBUROS
(Spanish Edition). Barker & Jules, LLC. Edición de Kindle.15

En Colombia, el transporte de hidrocarburos líquidos o gaseosos se realiza por una
red de tuberías de acero al carbono propiedad de Ecopetrol y la cual se encuentra
distribuida en aproximadamente 10.000 Km de ductos y con una antigüedad que
oscila entre 30 y 40 años.

Dentro de esa gran red de sistemas de tuberías, se encuentra el Poliducto Salgar –
Mansilla construido en tubería de 10” de diámetro y que cuenta con una longitud
total aproximada de 110 Km. El sistema inicia en el municipio de Puerto Salgar y
atraviesa áreas rurales de los municipios de Caparrapí, Guaduas, Villeta, Alban y
Facatativá. Este sistema es una de las arterias principales de abastecimiento de
combustibles a Bogotá y otros departamentos.

4.1.1 MATERIALES UTILIZADOS EN SISTEMAS DE TUBERÍAS.

Los materiales principales para construir una línea de transporte de hidrocarburos
terrestre son los tubos y sus soldaduras. Cada uno de estos componentes tiene
especificaciones y estándares perfectamente establecidos en la normatividad
aplicable1, tales como el código ASME B31.4 o ASME B31.8. para sistemas de
transporte de hidrocarburos líquidos o gaseosos respectivamente.

Los aceros de los cuales están fabricados la mayor parte de los sistemas de
transporte de hidrocarburos son los aceros de bajo carbono de especificación API
5L. y que van principalmente desde grados API 5LX42 a API 5LX70 (límites de
fluencia entre 42Ksi y 70Ksi) para el caso de los construidos en Colombia.

4.1.2 CARGAS O ESFUERZOS EN TUBERÍAS.1

El principio de diseño de las tuberías que forman los ductos de conducción de
hidrocarburos es que el sistema soporte las fuerzas ejercidas por la presión interna,
los desplazamientos de suelo, las flexiones y pandeos, la expansión térmica y las
fuerzas de origen externo, de manera que el ducto mantenga su integridad
mecánica y su operatividad durante la vida de diseño.

Las cargas que generan esfuerzos en las tuberías de conducción se clasifican de
acuerdo con su origen. Las generadas por la operación del ducto se denominan
“cargas funcionales”, y son las siguientes:

Presión interna: La presión interna a la que se diseña un ducto para operar de
manera segura se denomina Presión Máxima Permisible de Operación, que por sus

siglas en inglés se conoce como MAOP (Máximum Allowable Operating Pressure).
La condición de diseño es que la presión de operación en cualquier punto del
sistema, en estado estacionario, debe ser igual o menor que la MAOP.

Temperatura: Las cargas por temperatura son debido a la expansión o contracción
de la tubería inducidas por cambios de temperatura, también llamados gradientes.
El diseño debe considerar el rango de variación de temperaturas, así como las
temperaturas máximas y mínimas de operación, incluyendo paros y arranques.

La siguiente categoría son las “cargas ambientales”, que son aquellas inducidas por
fenómenos naturales de origen geológico, hidrográfico y meteorológico, como son
los sismos, viento, lluvia, nieve, mareas, etcétera, y también las inducidas por
estructuras, maquinaria y vehículos que producen vibraciones y/o cargas directas
sobre el ducto. Entre ellas podemos mencionar:

Hidrodinámicas: Son producidas por el impacto directo de fluidos en movimiento
sobre el ducto, tanto durante la construcción, como en la operación.

Trafico de carreteras y trenes: Peso, frecuencia y velocidad.

Construcción: Cargas generadas durante la construcción del ducto, como doblado
en frio, bajado a zanja, peso muerto durante la prueba hidrostática, limpieza y
secado previo a la puesta en operación, etcétera.

4.2 TIPOS DE MANTENIMIENTO DE DUCTOS.1

4.2.1 MANTENIMIENTO PREVENTIVO.

El mantenimiento es el conjunto de actividades a desarrollar con el objetivo de
conservar los bienes físicos en condiciones óptimas de economía, eficiencia,
seguridad y confiabilidad. El mantenimiento preventivo consta de una serie de
acciones orientadas a la conservación de materiales y sistemas en condición
funcional, aplicando programas de inspección, remplazo de partes, limpieza y
lubricación, entre otras acciones, previamente diseñadas para este fin.

Se aplica para evitar que ocurran fallas, manteniendo en buenas condiciones y en
servicio continuo a todos los elementos que integran un ducto terrestre, a fin de no
interrumpir las operaciones de este; así como de corrección de anomalías
detectadas en su etapa inicial producto de la inspección al sistema, mediante

programas derivados de un plan de mantenimiento, procurando que sea en el menor
tiempo y costo.2

Por ejemplo, los recorridos del derecho de vía están definidos como una actividad
preventiva, destinado a la conservación del sistema llevando a un mantenimiento
basado en condición y no a un mantenimiento correctivo.

4.2.2 MANTENIMIENTO CORRECTIVO

El mantenimiento correctivo es de tipo reactivo y consiste en la reparación de los
tramos de tubería y accesorios dañados o deteriorados y en su caso, el reemplazo
total del tramo o componente. El mantenimiento correctivo se puede dar por
cualquiera de las circunstancias siguientes:

a) Por falla ocurrida y detectada, como es el caso de las fugas y rupturas.
b) Por condición, cuando un defecto ya detectado es evaluado bajo conceptos de
integridad mecánica o aptitud para el servicio y se ha dictaminado como rechazado.

Puede incluir corrección de las averías o Fallas, por cualquier causa, no
identificadas previamente a través de técnicas de inspección, y que, afecta la
función parcial o total, del equipo o componente.3

4.2.3 MANTENIMIENTO PREDICTIVO

El mantenimiento predictivo de ductos de transporte de hidrocarburos se refiere a la
aplicación de metodologías de análisis de los mecanismos de deterioro y
determinación de su cinética, para predecir el momento futuro en que
probablemente fallen y tomar una acción de mitigación del riesgo. Para aplicar el
mantenimiento predictivo es necesario ejecutar una serie de acciones de monitoreo
para detectar los defectos o los mecanismos de deterioro que pueden generar fallas
en sus etapas iniciales, de manera que se cuente con suficiente tiempo para hacer
la planeación y la programación de las acciones de control, ya sea en servicio o en
paros programados, de manera que los mecanismos de daño sean mitigados o los
tramos sean reparados o reforzados.

______________________
2 OPERACIONES TALARA PETROPERU. Manual de mantenimiento y reparación de los oleoductos de
operaciones Talara.

4.3 INTEGRIDAD DE ACTIVOS

La integridad dentro de un programa de operación y mantenimiento es el proceso
sistemático e integrado que permite identificar las amenazas que actúan sobre los
sistemas de ductos. Estas amenazas son los daños o peligros que afectan a las
tuberías disminuyendo de esta manera su vida útil.3

Las normas que direccionan los planes de integridad correspondientes a los ductos
de transporte son la API 1160 en ductos construidos bajo el código ASME B31.4 y
la norma ASME B31.8S en ductos construidos bajo el código ASME B31.8 en las
cuales se direcciona a la evaluación de riesgo de todas las condiciones (amenazas)
que interactúan con los ductos y de esta manera poder tomar las medidas
necesarias para el control de estas.3

La gestión de integridad comienza con un análisis completo de las posibles
amenazas a la integridad de la tubería o instalación. Las amenazas para las tuberías
de líquidos peligrosos que los operadores deben considerar según API 1160 son las
siguientes:

• Corrosión externa.
• Corrosión Interna.
• Corrosión selectiva en soldadura longitudinal. Externo o interna.
• Agrietamiento asistido ambientalmente.
• Defectos de fabricación.
• Defectos de construcción.
• Daños mecánicos causados por accidente, negligencia o por actos de
vandalismo.
• Operaciones incorrectas.
• Clima y fuerzas externas que involucran movimientos del terreno,
inundaciones, etc.

La condición presentadapara el desarrollo de esta monografía involucra la posible
materialización de las amenazas relacionadas con daños mecánicos producidos
involuntariamente por terceros o las relacionadas con clima y fuerzas externas por
movimientos del terreno, dada la ubicación de la sección de tubería sobre el terreno
natural.
_______________________
3 CASTRO CEPEDA, Pedro Nelson. RECORRIDOS DEL DERECHO DE VÍA COMO IN-PUT EN
METODOLOGÍA RBI PARA DUCTOS DE TRANSPORTE DE HIDROCARBUROS

5. MARCO CONCEPTUAL

Una operación de movimiento o profundización aumenta la tensión longitudinal en
el segmento de la tubería que se mueve. En la mayoría de los casos, este esfuerzo
adicional no ha causado problemas importantes. Sin embargo, en 1978, una tubería
de propano falló después de ser movida mientras estaba en servicio. Aunque el
movimiento pudo no haber contribuido a la falla, el incidente mostró la necesidad de
establecer pautas para garantizar que el movimiento de una tubería en servicio se
realice de forma razonablemente segura. En consecuencia, la Sociedad
Estadounidense de Ingenieros Mecánicos, el Instituto Estadounidense del Petróleo
y la Oficina de Regulación de Seguridad de Tuberías del Departamento de
Transporte de EE. UU., patrocinaron conjuntamente un estudio para establecer
pautas para el movimiento de tuberías de manera segura sin ponerlas fuera de
servicio. De dichos estudios nace la práctica recomendada API RP 1117 sobre el
bajado y / o elevación segura de tuberías en servicio.4

El propósito de esta práctica recomendada es abordar los criterios, métodos, valores
y recomendaciones que deben considerarse en el diseño y ejecución de
operaciones prácticas y seguras de movimiento de tuberías. Sin embargo, es
imposible prever todas las situaciones o circunstancias posibles durante esta
operación por lo que esta práctica recomendada debe utilizarse como guía para
mover tuberías mientras permanezcan en servicio. No es un estándar rígido.4

El API RP 1117, cubre el diseño, la ejecución, la inspección y la seguridad de una
operación de descenso de tubería u otra operación de movimiento realizada
mientras la tubería está en servicio y presenta ecuaciones para estimar las
tensiones inducidas durante la operación. Para promover la seguridad de la
operación de movimiento, describe los límites de esfuerzos y recomendaciones
necesarias para proteger la tubería contra daños.

Los cálculos de esta práctica recomendada se basan en métodos desarrollados a
partir de la teoría de deflexión libre elástica para determinar las tensiones inducidas
y los perfiles de deflexión. En su lugar, se pueden utilizar otros métodos de cálculo,
como el análisis de elementos finitos.4

El API 1117 se aplica a las tuberías de acero costa adentro. Las recomendaciones
presentadas en esta práctica recomendada pueden ser aplicables a cualquier
bajado u otro movimiento de tuberías existentes que se emprenda ya sea para

acomodar nuevas carreteras, ferrocarriles, servicios públicos de terceros, zanjas o
arroyos o para acomodar cualquier condición para la cual se exija mover la tubería.

Lo consignado en esta práctica recomendada, no es aplicable para el movimiento
de sistemas costa afuera, tuberías con válvulas, bridas, accesorios, revestimiento
de concreto (lastrado) u otros aditamentos, así como para tuberías unidas con
soldaduras de oxiacetilénico, juntas mecánicas, o soldaduras circunferenciales de
pobre calidad conocida (a menos que las tuberías sean reforzadas por camisas
completas u otro método aceptable).4

Es necesario tener en consideración que para mantener condiciones seguras en
terrenos difíciles como los que se encuentran en zonas montañosas, altas
pendientes, etc. las operaciones de movimiento de la tubería en servicio deben
tratarse como casos especiales y pueden requerir un análisis de ingeniería detallado
y el uso de técnicas de construcción especializadas.4

5.1 DISEÑO4

5.1.1 CONSIDERACIONES DE DISEÑO

A continuación, se describe los métodos de diseño para estimar la tensión
longitudinal en una tubería debido a la presión, temperatura, flexión, alargamiento y
condiciones iniciales que estarían involucradas en cualquier operación de
movimiento de tubería.

Los siguientes numerales son extraídos de la practica recomendada API 1117.

5.1.1.1 Esfuerzo longitudinal total

La tensión longitudinal total en la tubería se puede calcular con la siguiente
ecuación:

Dónde

SL es el esfuerzo longitudinal total en la tubería, en psi;
SE es la tensión longitudinal existente en la tubería, en psi;

SB es la tensión longitudinal en la tubería debido a la flexión causada por la
operación de movimiento, en psi;
SS es el esfuerzo longitudinal en la tubería debido a su alargamiento causado por la
operación de movimiento, en psi.

5.1.1.2 Esfuerzo de tensión longitudinal debido a la presión interna
La tensión longitudinal en la tubería debido a la presión interna se puede determinar
con la siguiente ecuación:

Dónde

SP es el esfuerzo de tracción longitudinal en la tubería debido a la presión interna,
en psi;
P es la presión operativa interna máxima de la tubería, en psi;
D es el diámetro exterior de la tubería, en pulgadas;
μ es la relación de Poisson para el acero, 0,3;
t es el espesor nominal de la pared de la tubería, en pulgadas.

5.1.1.3 Esfuerzo de tensión longitudinal debido al cambio de temperatura

El esfuerzo de tensión longitudinal en la tubería debido a un cambio en su
temperatura se puede estimar con la siguiente ecuación:

Dónde

St es el esfuerzo de tensión longitudinal en la tubería debido a un cambio en su
temperatura, en psi;
E es el módulo de elasticidad del acero 29 × 106 psi;
α es el coeficiente lineal de expansión térmica del acero, 6.5×10E-6 pulgadas por
pulgada por ° F;
T1 es la temperatura de la tubería en el momento de la instalación, en ° F;

T2 es la temperatura de funcionamiento de la tubería en el momento del movimiento,
en ° F.

Si no se conoce la temperatura de la tubería en el momento de la instalación, debe
estimarse razonablemente.

5.1.1.4 Esfuerzo de flexión longitudinal debido a la curvatura elástica
existente.
Cuando se coloca una tubería para adaptarse elásticamente a un perfil de zanja
determinado, la tubería experimentará una tensión de flexión inducida en cantidades
proporcionales a su curvatura. En terrenos montañosos, donde las pendientes son
inestables o donde los suelos están sujetos a heladas o licuefacción, es probable
que la tubería experimente tensiones de magnitud impredecible y variable. Este
esfuerzo puede variar desde niveles cercanos al límite elástico en tensión hasta
niveles cercanos al pandeo en compresión. Esta tensión existente debe
considerarse antes de una operación de movimiento.

5.1.1.5 Esfuerzo longitudinal existente
La tensión longitudinal existente en una tubería normalmente estará en el rango de
–10,000 psi a +20,000 psi. En terreno llano o suavemente ondulado donde los
suelos no están sujetos a heladas o licuefacción, la tubería experimentará solo el
esfuerzo de tracción longitudinal debido a la presión y temperatura internas.

La tensión longitudinal existente en la tubería se puede valorar con la siguiente
ecuación:

Dónde

SC es la tensión longitudinal en la tubería debido a la curvatura elástica existente,
en psi.

5.1.1.6 Esfuerzo longitudinal debido a la flexión
La tensión longitudinal en la tubería debido a la flexión se puede estimar con la
siguiente ecuación:

dónde
ωT es la carga neta distribuida uniformemente requerida para lograr la deflexión
vertical deseada de la tubería en la mitad del tramo.
LI es la longitud mínima de la zanja requerida para alcanzar la deflexión vertical de
la tubería (Δ) en la mitad del tramo, en pulgadas.
S es el módulo de sección elástica de la tubería, en in3.

5.1.1.7 Esfuerzo longitudinal debidoal alargamiento
El esfuerzo longitudinal en la tubería debido al alargamiento causado por la
operación de movimiento se puede estimar con la siguiente ecuación:

Dónde

Δ es la deflexión de la tubería en la mitad del tramo, en pies;
L es la longitud mínima de la zanja requerida para alcanzar la deflexión de la tubería
en la mitad del tramo (Δ), en pies.

5.1.2 CRITERIOS DE DISEÑO4

En este capítulo, se define la metodología y se describe los criterios y valores
mínimos que pueden usarse en el diseño de operaciones de movimiento de
tuberías.

5.1.2.1 Límite de esfuerzo longitudinal total

Se debe establecer un límite de tensión longitudinal total para la operación de
movimiento. Este nivel de esfuerzos es el límite elástico mínimo especificado
(SMYS) de la tubería a mover modificado por un factor de diseño determinado por
el operador de la tubería. El factor de diseño tiene en cuenta la condición y el
historial operativo de la tubería y cualquier código y reglamentación aplicable.

Normalmente, está más influenciado por el estado de las soldaduras
circunferenciales.

5.1.2.2 Tensión de flexión longitudinal disponible

La tensión longitudinal disponible para flexión se puede calcular con la siguiente
ecuación:

dónde
SA es la tensión longitudinal disponible para flexión, en psi;
FD es el factor de diseño;
SMYS es el límite elástico mínimo especificado de la tubería, en psi.

5.1.2.3 Longitud de la excavación

La longitud mínima de la excavación requerida para lograr una deflexión particular
de la tubería en la mitad del tramo sin exceder el límite de tensión longitudinal se
puede determinar con la siguiente ecuación, basada en la teoría de la deflexión libre
elástica, que trata la tubería como una viga de un solo tramo que se fija en ambos
extremos y que tiene una carga uniformemente distribuida (ver Figura 1):

Figura 1 Aplicación de la longitud mínima de la excavación.

Fuente: API RP - 1117.

En la figura anterior podemos evidenciar dos perfiles de excavación típicos para una
actividad de bajado de tubería en servicio. El primer caso corresponde a un bajado
en un paso corto cuya deflexión máxima esperada se obtendrá a la distancia L/2
calculada. Para el segundo caso de un tramo mayor se deberá incluir la longitud
calculada L adicional a la longitud del paso estimado.

5.1.2.4 Perfil de la excavación

Se debe diseñar un perfil para el tramo de tubería a desplazar con el fin de minimizar
concentraciones de esfuerzos inducidos por el curvado de la tubería (ver Figura 2).
Por lo tanto, para obtener una distribución de esfuerzo longitudinal aceptable, la
deflexión en cualquier punto a lo largo del perfil de la zanja se puede determinar con
la siguiente ecuación:

dónde
Δx es la deflexión vertical de la tubería a la distancia x, en pies;
x es la distancia a lo largo de la zanja desde el punto de inicio de la deflexión de la
tubería, en pies.

Figura 2 Perfil de la excavación establecido para bajado general.

Fuente: API RP - 1117.
_______________________________________
4 Recommended Practice for Movement in In-service Pipelines. (2013). API RP 1117

De acuerdo con la gráfica del perfil, se observa que la deflexión (Δ) objetivo o
esperada, quedará ubicada en la mitad de la longitud calculada (L/2). Es
imprescindible que durante la operación de profundización se conserve y controle
el perfil de excavación calculado.

5.1.2.5 Espacio entre soportes
El espacio máximo libre entre apoyos se puede determinar con la siguiente
ecuación:

Donde:
Ls = Espaciamiento máximo entre soportes en pies
D = Diámetro externo de la tubería (Pulgadas)
d = Diámetro interno de la tubería (Pulgadas)
SA = Esfuerzo de doblez longitudinal Permisible (Psi)

6. METODOLOGÍA

El procedimiento típico para el movimiento y/o profundización de tubería en servicio
considera 3 pasos generales:

1. Actividades de planeación de los trabajos.
2. Actividades de excavación, movimiento de la tubería, relleno de la excavación y
limpieza final.
3. Documentación de los trabajos realizados de acuerdo con lo solicitado en las
especificaciones técnicas propias de cada trabajo.

Previo a cualquier actividad que involucre movimiento y/o profundización de tubería,
es indispensable contar con el diseño de excavación y profundización específico.
Verificación y aprobación de las memorias de cálculo para establecer la longitud de
la excavación, perfil de profundización y distancia entre soportes de la tubería en la
excavación de acuerdo con los requerimientos del estándar API RP 1117 descritos
anteriormente. Como mecanismo adicional de seguridad, la longitud mínima de la
excavación calculada podrá ser incrementada en un 20% previo análisis y viabilidad.

Es requerido analizar los reportes de inspección de la línea (por ejemplo, los
generados por metodologías ILI - In line Inspection), así como los análisis de
integridad del segmento a bajar y sus secciones adyacentes, para verificar o
descartar la existencia de indicaciones relevantes pendientes de reparar y ejecutar
su corrección. Esta actividad es realizada normalmente con el apoyo de una
empresa aliada a los propietarios del sistema.

6.1 PRESIÓN INTERNA DE OPERACIÓN

Antes del movimiento de la tubería, la presión operativa interna de la línea debe
reducirse de acuerdo con los procedimientos establecidos por el operador y las
regulaciones aplicables. De acuerdo con el análisis de riesgo establecido y basado
en la condición actual de la tubería la reducción de presión puede ser establecida al
50% de la MAOP, previo análisis y autorización.

6.2 LEVANTAMIENTO TOPOGRÁFICO

Es requerido realizar levantamiento topográfico antes y después de las operaciones
de bajado y/o movimiento de tubería. En la ejecución de esta labor se localiza la
tubería indicando su profundidad (en caso de que pase de enterrado a aéreo), las
elevaciones del terreno natural, identificar si existe infraestructura de otros
operadores o estructuras enterradas foráneas. La información del perfil inicial y perfil
final de la profundización y/o movimiento de la tubería queda registrada en los
planos y carteras topográficas. (Ver figura 3)

Figura 3. Levantamiento Topográfico previo al movimiento de la tubería

Fuente: El Autor

6.3 IDENTIFICACIÓN DE ESTRUCTURAS ALEDAÑAS AL DUCTO

Previo a la actividad de excavación, se debe determinar la existencia de
instalaciones subterráneas de otros operadores que puedan impedir el bajado o
movimiento de la tubería. Se debe revisar el área a intervenir en busca de marcas
que evidencien la presencia de servicios públicos y otra evidencia de instalaciones
subterráneas. En el área intervenida no se encontraron estructuras de otros
operadores.

6.4 CÁLCULO DE LA LONGITUD DE EXCAVACIÓN, PERFIL DE EXCAVACIÓN Y
DISTANCIA DE LOS SOPORTES

El movimiento y profundización analizado en esta monografía, es requerido por
afectaciones realizadas por terceros (paso peatonal y edificaciones próximas) que
pueden afectar la integridad del sistema y cuyo evento fue detectado durante
recorridos del derecho de vía. Las condiciones operativas del activo no permiten la
suspensión del bombeo, por lo que se debe como medida preventiva realizar
profundización del tramo de tubería aéreo en aproximadamente 140 metros de
longitud a una profundidad estimada de 2 metros. El sistema pertenece al Poliducto
Salgar – Mansilla en el PK 92+800. En la figura 4 se muestra la ubicación geográfica
del sitio de intervención.

Figura 4 Ubicación Geográfica del área de intervención.

Fuente: El Autor

El Poliducto Salgar – Mansilla fue construido en tubería de acero al carbono API
5LX52 en una longitud total aproximada de 110 Km, de 10” de diámetro, con un
espesor nominal promedio en lazona de intervención de 0.280”.

La siguiente es la información requerida para el cálculo de la longitud mínima de
excavación, establecer el perfil de zanja y el espacio libre máximo entre apoyos o
soportes de tal forma que se mantenga la deflexión esperada de la tubería en la
mitad del tramo sin exceder el límite de esfuerzo longitudinal:

• Diámetro Externo de la tubería – D (Pulg).
• Espesor de pared de la tubería – t (Pulg).
• Diámetro interno de la tubería – d (pulg)
• Material de la Tubería
• Esfuerzo mínimo de fluencia especificado del material (SMYS) en psi
• Deflexión vertical deseada - ∆ en pies
• Máxima presión de operación – P en psi
• Temperatura de instalación del tubo en °F – T1
• Temperatura de Operación de la tubería °F – T2
• Factor de Diseño (FD)

En la tabla 2, se relacionan los datos de entrada para realizar los cálculos
correspondientes de esfuerzos presentes y determinar el perfil de excavación
adecuado para este caso basados en la práctica recomendada API RP 1117.

Tabla 2. Datos de entrada.

Fuente: El Autor

Diametro: (pulgadas) 10,75
Espesor: (Pulgadas) 0,28
SMYS: (psi) 52000
MAOP: (psi) 975
T1: (°F) 100
T2: (°F) 30
FD: 0,9
μ:(Relación de Poisson’s para el acero) 0,3
E: (módulo de elasticidad del acero)psi 29000000
α:(coeficiente lineal de expansión térmica del acero) 0,0000065
DATOS DE ENTRADA
Diametro interno: (Pulgadas) 10,19
Deflexión vertical deseada Δ: (pies) 6,5

6.4.1 CÁLCULOS.

6.4.1.1 Cálculo de la MAOP

Aplicando la ecuación de Barlow se realiza el cálculo de la máxima presión de
operación permisible para el sistema.

𝑀𝐴𝑂𝑃 = 0.72 𝑥 52000𝑝𝑠𝑖 𝑥 2 𝑥 0.280 𝑝𝑢𝑙𝑔10.750 𝑝𝑢𝑙𝑔 = 1950 𝑝𝑠𝑖

Donde:

σy = Limite de fluencia mínimo especificado del material de la tubería (SMYS).
t = espesor de la tubería en pulgadas
D = Diámetro externo de la tubería en pulgadas.

De acuerdo con el análisis de riesgo determinado y basado en la condición actual
de la tubería la reducción de presión es establecida al 50% de la MAOP que para
este caso sería de:
𝑀𝐴𝑂𝑃 = 1950 𝑝𝑠𝑖 𝑥 0.5 = 975 𝑝𝑠𝑖

6.4.1.2 Cálculo del esfuerzo longitudinal de la tubería debido a la presión
interna.

Utilizando la siguiente ecuación tenemos:

𝑆𝑝 = 975 𝑝𝑠𝑖 𝑥 10.750 𝑝𝑢𝑙𝑔 𝑥 0.32 𝑥 0.280 𝑝𝑢𝑙𝑔 = 5615 𝑝𝑠𝑖

Dónde

Sp = PDμ / 2t

SP = esfuerzo de tracción longitudinal en la tubería debido a la presión interna, en
psi;
P = Máxima presión de operación, en psi; Para este caso se toma el 50% de P
D = Diámetro exterior de la tubería, en pulgadas;
µ = Relación de Poisson para el acero, 0,3;
T = Espesor nominal de la pared de la tubería, en pulgadas.

6.4.1.3 Cálculo del esfuerzo de tensión longitudinal debido al cambio de
temperatura.

𝑆𝑡 = 29000000 𝑝𝑠𝑖 𝑥 0.0000065 𝑥 (100°𝐹 − 30°𝐹) = 13195 𝑝𝑠𝑖

Se asume un ∆T de 70°F dado que no se conoce la temperatura de la tubería en el
momento de la instalación

Donde:

St es Esfuerzo longitudinal del tubo debido a la temperatura en psi
E es el módulo de elasticidad del acero = 29000000 PSI
α es el coeficiente de expansión térmica del acero = 0.0000065
T1 es la temperatura de la tubería en el momento de la instalación(°F)
T2 es la temperatura de la tubería cuando se hace el movimiento (°F)

6.4.1.4 Esfuerzo longitudinal existente.

A continuación, se calcula el esfuerzo longitudinal existente en la tubería,
asumiendo que el esfuerzo longitudinal debido a existencia de curvatura elástica
(Sc) es igual a 0.

𝑆𝐸 = 5615 𝑝𝑠𝑖 + 13195𝑝𝑠𝑖 + 0 = 18810 𝑝𝑠𝑖

Donde:

SP = Esfuerzo longitudinal en el tubo debido a presión interna, en psi.
St = Eα (T1 – T2)
SE = Sp + St + Sc

ST = Esfuerzo longitudinal del tubo debido a la temperatura, en psi
SC= Esfuerzo longitudinal en el tubo debido a curvatura elástica existente, en psi

6.4.1.5 Cálculo longitud mínima de excavación.

Con la siguiente fórmula, se determina la longitud mínima de la excavación
requerida para alcanzar la deflexión vertical deseada (en la mitad del tramo) de la
tubería y permanecer dentro de los límites de tensión longitudinal.

𝑳 = √(𝟑. 𝟖𝟕 𝒙 𝟏𝟎𝟕)𝒙 𝟏𝟎. 𝟕𝟓𝟎 𝒑𝒖𝒍𝒈 𝒙 𝟔. 𝟓𝒑𝒊𝒆𝒔 + (𝟕. 𝟕𝟒 𝒙 𝟏𝟎𝟕)𝒙 (𝟔. 𝟓 𝒑𝒊𝒆𝒔)𝟐 𝟎. 𝟗 𝒙 𝟓𝟐𝟎𝟎𝟎 𝒑𝒔𝒊 − 𝟏𝟖𝟖𝟏𝟎 𝒑𝒔𝒊 = 𝟒𝟔𝟐 𝒑𝒊𝒆𝒔 = 𝟏𝟒𝟏 𝒎

Donde:

L = Longitud mínima de la excavación requerida para alcanzar la deflexión de la
tubería deseada (∆) en la mitad del tramo, en pies.
D = Diámetro Externo de la tubería – (Pulg).
∆ = Deflexión vertical deseada - en pies
FD = Factor de Diseño
SMYS = Límite de fluencia mínimo especificado (Psi)
SE = Esfuerzo longitudinal existente (psi).

La longitud mínima de la excavación requerida para lograr la deflexión vertical
deseada de 6.5 pies (2m) y permanecer dentro de los límites de tensión longitudinal
es 462 pies (aprox. 141m).

El factor de diseño tiene en cuenta la condición y el historial operativo de la tubería
y cualquier código y reglamentación aplicable. Normalmente, está más influenciado
por el estado de las soldaduras circunferenciales. El tramo de tubería a intervenir
en este caso se encuentra bajo condiciones favorables y tiene una operación
histórica sin fallas, por tanto, el factor de diseño se establece en 0.9.

Como buena práctica la longitud de la excavación calculada puede ser
incrementada en un 20% previo análisis de riesgo y condiciones especiales de

campo. A la longitud de excavación calculada en 6.4.1.5, se le debe adicionar la
longitud del tramo que es requerido mantener a una profundidad de 6.5 pies (2m).
(Ver figura 1 para el segundo caso de tramo mayor).

6.4.1.6 Perfil de la excavación.
Aplicando la ecuación enunciada en el numeral 5.1.2.4, se diseña el perfil de
excavación para el tramo de tubería a desplazar con el fin de minimizar
concentraciones de esfuerzos inducidos por el curvado de la tubería (ver Figura 2 y
4). Por lo tanto, para obtener una distribución de esfuerzo longitudinal aceptable, la
deflexión vertical en cualquier punto a lo largo del perfil de la zanja se puede
determinar mediante la aplicación de dicha ecuación.

La tabla 3, muestra los resultados de usar esta ecuación para calcular la deflexión
vertical en el perfil de excavación a intervalos de aproximadamente 6m. La Figura 5
ilustra la longitud mínima de zanja y el perfil de excavación establecido.

Tabla 3 Cálculos de deflexión vertical ∆X (m) a una distancia horizontal X.
X (m) ∆X (m) COMENTARIO
0 0,0 PUNTO DE INICIO DEL MOVIMIENTO
6 -0,1
13 -0,2
19 -0,4
26 -0,7
32 -1,0
38 -1,2
45 -1,5
51 -1,7
58 -1,9
64 -1,9
70 -2,0 PUNTO MEDIO DEL MOVIMIENTO. DEFLEXIÓN MÁXIMA DESEADA
77 -1,9
83 -1,9
90 -1,7
96 -1,5
102 -1,2
109 -1,0
115 -0,7
122 -0,4
128 -0,2
134 -0,1
141 0,0 PUNTO FINAL DEL MOVIMIENTO
Fuente: El Autor

Figura 5 Perfil de excavación recomendado para el movimiento de tubería

Fuente: El Autor

De acuerdo con la gráfica del perfil de excavación recomendado, se observa que la
deflexión (∆) objetivo o esperada, quedará ubicada en la mitad de la longitud (L/2)
a 70m del inicio del movimiento. Durante la operación de profundización se debe
conservar y controlar el perfil de excavación calculado. Cualquier variación
presentada de acuerdo con las condiciones particulares de la zona deberán ser
consultadas al dueño del activo.

6.4.1.7 Determinación del máximo espacio libre entre soportes.

Mediante la aplicación de las siguientes ecuaciones, se determina el máximo
espacio libre permisible entre los soportes:

❖ Cálculo del esfuerzo longitudinal debido a elongación:

𝑺𝒔 = 𝟐. 𝟔𝟕 𝒙 𝟐𝟗𝟎𝟎𝟎𝟎𝟎𝟎 𝒑𝒔𝒊 𝒙 (𝟔. 𝟓 𝒑𝒊𝒆𝒔𝟒𝟔𝟐 𝒑𝒊𝒆𝒔)𝟐 = 𝟏𝟓𝟑𝟐𝟕 𝒑𝒔𝒊

Donde:

∆ = Deflexión vertical deseada en la mitad del tramo - en pies
Ss = 2.67E(Δ/L)
2

E es el módulo de elasticidad del acero = 29000000 PSI
L = es la longitud mínima de la zanja requerida para alcanzar la deflexión de la
tubería deseada en la mitad del tramo, en pies

❖ Esfuerzo de doblez longitudinal Permisible:

𝑆𝐴 = 0.9 𝑥 52000𝑝𝑠𝑖 − 18810𝑝𝑠𝑖 − 15327𝑝𝑠𝑖 = 12663 𝑝𝑠𝑖

Donde:

FD = Factor de Diseño
SMYS = Límite de fluencia mínimo especificado (psi)
SE = Esfuerzo longitudinal existente (psi)
SS = Esfuerzo longitudinal debido a elongación (psi)

❖ Máximo Espaciamiento entre soportes:

𝐿𝑠 = √0.0286 𝑥 12663 𝑝𝑠𝑖 𝑥 ((10.750𝑝𝑢𝑙𝑔)4 − ((10.19𝑝𝑢𝑙𝑔)4 (10.750𝑝𝑢𝑙𝑔)3 − 0.8724 𝑥 (10.19𝑝𝑢𝑙𝑔)2𝑥10.750 = 58.9 𝑝𝑖𝑒𝑠 = 18𝑚

Donde:

Ls = Espaciamiento máximo entre soportes en pies
D = Diámetro externo de la tubería (Pulgadas)
d = Diámetro interno de la tubería (Pulgadas)
SA = Esfuerzo de doblez longitudinal Permisible (Psi)

❖ Cantidad de soportes:

SA = FD SMYS-SE-SS
N° soportes = L/Ls

N° soportes = 141m18m = 7.8

Donde:

L= longitud mínima de la excavación requerida para alcanzar la deflexión de la
tubería deseada en la mitad del tramo, en m
Ls = Máximo Espaciamiento entre soportes

En conclusión y de acuerdo con los cálculos, la longitud mínima de la excavación
para lograr la deflexión vertical deseada de 6.5 pies (2m) de la tubería es 462 pies
(141m). La tubería debe apoyarse cada 58.9 pies (18m) entre 7 y 8 soportes
dependiendo de la condición del terreno (Ver figura 5). Los cálculos de
profundización obtenidos pueden ser susceptibles de ajustar según requerimientos
de campo y previo análisis técnico y de riesgos.

6.5 VALORACIÓN DE ANOMALÍAS Y JUNTAS CIRCUNFERENCIALES.

Basados en la información de inspección ILI (In line Inspection), el dueño del
sistema a través de su aliado estratégico verifica la integridad del tramo de tubería
a intervenir, con el fin de descartar la presencia de anomalías tipo corrosión externa,
corrosión interna, daños mecánicos y/o abolladuras. Para el caso mencionado en
esta monografía, se evidencia la presencia de anomalías tipo corrosión externa con
pérdida de metal máxima del 43% y cuya valoración se encuentra rechazada según
cálculos realizados basados en el código ASME B31G, por lo que se procede a
repararse de acuerdo con los procedimientos internos del dueño del activo y
basados en los métodos de reparación aceptados por el código ASME B31.4. De
acuerdo con la tabla 4, se reparan las anomalías detectadas mediante la instalación
de camisa tipo B (Método de reparación 4b). (Ver figura 6).

Figura 6. Reparación de anomalías mediante refuerzo mecánico con camisa tipo B

Fuente: El Autor

Así mismo, se verifica mediante inspección, la ausencia de ovalidades en los
extremos de la tubería antes y después del movimiento arrojando resultados
satisfactorios.

Tabla 4 Métodos de reparación Aceptables para tuberías.

Fuente: ASME B31.4. Pipeline Transportation Systems for Liquids and Slurries

Todas las soldaduras circunferenciales del segmento de tubería involucrado en el
desplazamiento fueron inspeccionadas y evaluadas por pruebas no destructivas de
partículas magnéticas (MT) y Ultrasonido de arreglo de fases (UTPA) antes y
después de la operación de movimiento, presentando los siguientes resultados (Ver
tabla 5).

Tabla 5 Inspección de soldaduras circunferenciales antes y después del
movimiento.

Fuente: El Autor

Los criterios de aceptación y rechazo considerados durante la evaluación son los
estipulados en el código API 1104.

6.6 INSPECCIÓN DE RECUBRIMIENTO DE LA TUBERÍA

Previo al retiro del recubrimiento para permitir las labores de inspección de la tubería
y las juntas, se inspecciona visualmente el recubrimiento encontrándose un sistema
tipo alquitrán de hulla altamente deteriorado. Dado su alto grado de deterioro se
define realizar cambio de recubrimiento en las zonas afectadas.

6.7 EXCAVACIÓN

La excavación se realiza de forma tal que esta reduzca las probabilidades de daño
en la tubería, así como en su sistema de recubrimiento. El fondo de la zanja se
ajusta al perfil del diseño establecido (profundizado o bajado de la tubería siguiendo
el diseño aprobado) verificado topográficamente.

MT UTPA MT UTPA
J1 X X OK X X OK
J2 X X OK X X OK
J3 X X OK X X OK
J4 X X OK X X OK
J5 X X OK X X OK
J6 X X OK X X OK
J7 X X OK X X OK
J8 X X OK X X OK
J9 X X OK X X OK
J10 X X OK X X OK
J11 X X OK X X OK
J12 X X OK X X OK
END APLICADO ANTES
DEL BAJADO
END APLICADO DESPUES
DEL BAJADO
ID SOLDADURA
CIRCUNFERENCIAL
RESULTADO RESULTADO

Se efectúa excavación mecánica (Ver figura 7) utilizando una retroexcavadora de
orugas tipo Caterpillar en una longitud aproximada de 160m. El material producto
de la excavación se ubicó al lado de la zanja a un metro (1) de distancia, para luego
ser utilizado durante la actividad de tapado de la tubería.

La excavación se construyó acorde con el tipo de terreno encontrado, en forma de
terraceo o buscando el talud de reposo inclinado. En los sitios que por restricción
de espacio no se puedo cumplir con las inclinaciones establecidas para cada uno
de los tipos de suelo (talud); se procede a entibar la zanja para garantizar la
estabilidad del terreno y la seguridad de los trabajadores.

El fondo de la zanja se construye del ancho requerido para facilitar los trabajos
posteriores tales como la inspección final de las juntas circunferenciales y la
restauración del recubrimiento. Además, debe quedar libre de rocas sueltas, piedras
y cualquier otro elemento que pueda afectar la tubería o el recubrimiento.

Figura 7. Excavación Mecánica

Fuente: El Autor

6.8 PUNTO DE CARGA O APOYO.

Los puntos para sostener o levantar la tubería no deben estar cerca de las
soldaduras circunferenciales. El espaciamiento de los puntos de apoyo o izaje,
deben garantizar que no se excedan los límites de capacidad de carga y estarán de
acuerdo con el distanciamiento entre apoyos calculado.

En la figura 8 se muestran los métodos de soporte de tubería considerados, los
cuales son ubicados teniendo en cuenta el distanciamiento máximo entre soportes
definido.

Figura 8. Tipos de soportes

Fuente: API RP - 1117.

6.9 BAJADO DE LA LÍNEA

La diferencia en altura de los soportes adyacentes se controla durante la operación
de bajado, de tal manera que la curvatura elástica de la tubería no exceda la
curvatura final que se espera del ducto debido al bajado.

El movimiento de tubería se realizó con Retroexcavadora previa realización de plan
de izaje y análisis de riesgo para la situación particular y considerando la capacidad
de soporte del suelo. Se determina realizar la maniobra con la utilización de dos
retroexcavadoras de orugas tipo Caterpillar las cuales poseen la capacidad de carga
requerida. Se cuenta con aparejos adecuados para la correcta ejecución del izaje
(eslingas, grapas). En la figura 9 se muestra gráficamente el movimiento de tubería
realizado.

Figura 9. Operación de bajado de tubería. Ubicación de soportes

Fuente: El Autor.

Debido a la criticidad de las operaciones de bajado de una tubería en servicio, esta
operación debe ser dirigida o liderada por personal con experiencia y conocimientos
comprobados y cuya competencia permita establecer que es una persona idónea
para dirigir coordinadamente dicho movimiento.

Es necesario establecer un plan de contingencia aplicable a eventos de afectación
por derrame de hidrocarburos, en caso de que la tubería presente una pérdida de
contención del producto.

Una vez posicionada la tubería se realiza nuevamente inspección de las soldaduras
circunferenciales del tramo mediante END (Ensayos No destructivos), para
descartar la presencia de cualquier indicación generada por losesfuerzos a los que
se sometió la tubería durante el movimiento. En la tabla 5 se muestran los resultados
de la inspección posterior al bajado.

En el anexo 1, se muestra el plano de levantamiento topográfico final mostrando la
posición inicial de la línea y su ubicación final.

6.10 PREPARACIÓN DE SUPERFICIE Y APLICACIÓN DE PINTURA

La restauración del recubrimiento retirado durante las actividades realizadas se
efectúo de acuerdo con las siguientes consideraciones:

La preparación de superficie se realiza por medio de limpieza con chorro abrasivo
con arena, hasta alcanzar un grado de limpieza mínimo a metal casi blanco SSPC-

SP.10. (SA 2 ½). Se garantiza un perfil de anclaje mínimo entre 2 y 4 mils. Se
comprueba que la superficie se encuentre libre de aceite, grasa, polvo, mugre,
incrustaciones de laminación, herrumbre, recubrimiento, óxidos, productos de la
corrosión y demás contaminantes. La actividad de preparación de superficie se
realiza bajo condiciones adecuadas de temperatura y humedad. La temperatura de
la superficie debe estar al menos 3°C por encima de la temperatura de rocío y
humedad relativa por debajo de 90%. Las partes que no puedan ser limpiadas con
chorro abrasivo se limpian por medio de herramientas adecuadas a grado SSPC-
SP3.
La condición inicial de la superficie y la final obtenida debe ser verificada mediante
la guía SSPC-VIS 1 y el perfil de anclaje deberá medirse de acuerdo con la norma
ASTM D4417.
Se utiliza revestimiento epóxico-fenólico Sigmaline 2500 de 2 componentes a un
espesor de película seca entre 24 y 36 mils. La aplicación de recubrimiento se
realiza con equipo airless según recomendaciones del fabricante de la pintura.

Una vez curado el recubrimiento, se realizan las pruebas de calidad
correspondientes a medición de Espesor de película seca (EPS), prueba de
continuidad eléctrica (Holiday detector) y pruebas de adherencia obteniendo
resultados satisfactorios.

6.11 TAPADO Y RECONFORMACIÓN FINAL

Una vez verificada la calidad del recubrimiento, se procede al pre tapado y tapado
de la línea con material sin sobre tamaños para evitar el daño por impacto del
revestimiento aplicado. Lo anterior se realizará mecánicamente empleando
maquinaria apropiada para la labor (retroexcavadora). El pretapado se realiza hasta
una altura aproximada de 30 cm por encima de la tubería y luego se procede a
terminar el tapado de la zanja con material proveniente de la excavación hasta la
cota superior o de terreno natural. Después de llena la zanja se debe compactar el
material de relleno final haciendo uso de maquinaria ligera, el cual realizara varias
pasadas hasta alcanzar una compactación satisfactoria.

Previo al inicio del tapado de la tubería es necesario verificar que:

a) Toda la tubería y revestimiento haya sido inspeccionado antes del llenado.
b) Cualquier reparación requerida en la tubería o el revestimiento haya sido
concluida.

c) Cualquier otra actividad de mantenimiento haya sido terminada.
d) La zanja esté libre de obstáculos, elementos y materiales extraños.
e) Esté aprobada la actividad de tapado por parte del representante del contratante
o cliente.

Finalmente se realiza reconformación final del área a condiciones mejores o iguales
a las encontradas al inicio de los trabajos.

7. CONCLUSIONES

• Durante la operación de profundización se debe conservar y controlar el perfil
de excavación calculado. Cualquier variación presentada de acuerdo con las
condiciones particulares de la zona deberán ser consultadas y analizadas
previo a su ejecución.

• Para mantener condiciones seguras en terrenos difíciles como los que se
encuentran en zonas de montaña, altas pendientes, etc. las operaciones de
movimiento de tubería en servicio deben tratarse como casos especiales y
pueden requerir un análisis de ingeniería detallado.

• Se logra la profundización del tramo de tubería intervenido hasta una
profundidad de 1.94m en la mitad del recorrido, eliminando el riesgo de
afectación por terceros.

• Previo al bajado, se realiza las reparaciones mecánicas requeridas según
inspecciones realizadas, lo que garantiza la seguridad estructural de la
tubería.

• Analizados los resultados de las inspecciones realizadas posterior al
movimiento de tubería, se constata la no afectación a la integridad de la
tubería debido a los esfuerzos longitudinales a los que pudo estar sometida.

8. RECOMENDACIONES

• Establecer y mantener disponible un plan de contingencia que garantice la
atención inmediata en caso de presentarse cualquier pérdida de contención
del producto debido a fallas en la tubería.

• Como medida adicional de seguridad, la longitud de excavación calculada de
acuerdo con las recomendaciones de la practica API RP 1117, puede ser
incrementada en un 20% previo análisis técnico y de seguridad.

• Es indispensable garantizar el uso de equipos adecuados durante las
operaciones de izaje y movimiento de la tubería. Los aparejos de izaje deben
ser verificados e inspeccionados previo al inicio de la operación.

• Dada la alta criticidad de esta operación, se debe garantizar la competencia
del personal que dirige la actividad en términos de experiencia, formación y
conocimientos, de tal forma que se reduzca la posibilidad de que se
presenten eventos no deseados atribuibles a la falta de competencia del
personal responsable de la actividad.

9. BIBLIOGRAFÍA

• 1GONZÁLEZ VELÁZQUEZ, Jorge Luis. INGENIERÍA DE DUCTOS DE
TRANSPORTE DE HIDROCARBUROS (Spanish Edition). Barker & Jules,
LLC. Edición de Kindle. 2020

• 2OPERACIONES TALARA PETROPERU. Manual de mantenimiento y
reparación de los oleoductos de operaciones Talara. Disponible en
http://www.minem.gob.pe/minem/archivos/file/DGGAE/ARCHIVOS/estudios/
EIAS%20-%20hidrocarburos/EIA-SD/EIASD-%20PETROPERU-
20TALARA/Manuales/3%20Manual%20de%20Mantenimiento%20y%20Rep
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• 3 CASTRO CEPEDA, Pedro Nelson. RECORRIDOS DEL DERECHO DE VÍA
COMO IN-PUT EN METODOLOGÍA RBI PARA DUCTOS DE TRANSPORTE
DE HIDROCARBUROS. Disponible en:
https://repositorio.uptc.edu.co/handle/001/3192

• 4 Recommended Practice for Movement in In-service Pipelines. (2013). API
RP 1117.

• Pipeline Transportation Systems for Liquids and Slurries (2016). ASME
B31.4.

ANEXO 1 - PLANO LEVANTAMIENTO TOPOGRÁFICO