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ANCAP
TERMINAL DEL ESTE
SUSTITUCIÓN DE TRAMO
DE OLEODUCTO
SUBMARINO DE 36”
Gerencia Técnica
Presentador: Ing Alejandro Fernández – Realizador: Ing. Gonzalo Petrillo
“...Pero el viejo lo concebía siempre
como perteneciente al género femenino
y como algo que concedía o negaba
grandes favores
y si hacía cosas perversas y terribles
era porque no podía remediarlo...”
“El viejo y el mar”, Ernest Hemingway
Ubicación y lugar de los trabajos
La monoboya se encuentra en el Terminal del Este, ubicado en
el Departamento de Maldonado, al oeste del Faro José Ignacio,
a 3.600 mts. de la costa.
Este Terminal permite la descarga de todo el petróleo crudo
que llega al país y su almacenamiento en los depósitos ubicados
cercanos a la costa.
Posteriormente el crudo es bombeado hasta la refinería “La
Teja” a través de un oleoducto subterráneo de 166 km de
longitud.
Instalaciones existentes
Manguerotes flotantes
Dos líneas de manguerotes de 50 cm de diámetro y 270 m de
longitud realizan el acople entre buque tanque y boya.
Boya
Giratoria, de 10 m de diámetro, fijada a 3.600 m de la costa
por medio de seis cadenas.
Manguerotes submarinos
Consta de dos conjuntos de manguerotes formando una
unión elástica entre la boya y el oleoducto submarino.
Instalaciones existentes
Oleoducto submarino
Cañería submarina de 91 cm de diámetro y 3.750 mts. de
longitud que se encuentra asentada sobre el fondo del mar
hasta una profundidad de 20 mts.
Parque de tanques de almacenamiento
Ocho tanques de almacenamiento con una capacidad de
67.000 m3 c/u. Permiten, con la actual capacidad de
producción de la refinería de 8.000 m3/día, una autonomía
de 67 días de refinación.
Instalaciones existentes
Sistema de bombeo
Conjunto de equipos de bombeo que posibilita el trasvase
del crudo desde el Terminal del Este hacia la refinería “La
Teja”
Oleoducto subterráneo
Cañería enterrada de 40 cm de diámetro y 166 km
(aproximadamente) de longitud que transporta el crudo
hacia la refinería
Esquema de amarre
Reseña histórica
El Terminal del Este comienza sus operaciones en el año 1978.
Hasta la fecha (26/01/04) se han realizado 401 descargas de
barcos contando la última realizada con el nuevo tramo del
oleoducto.
La boya fue cambiada, por razones de mantenimiento, en dos
oportunidades.
Las operaciones marítimas y mantenimiento de la Boya
Petrolera, desde diciembre 1999, así como la recepción,
almacenaje y bombeo de crudo de refinería desde Terminal del
Este, desde diciembre de 2002, cuentan con sistema de gestión
ambiental certificados por UNIT según la norma UNIT-ISO
14001.
Acciones preventivas
Presencia permanente por parte de los buques ANCAP VII y
VIII monitoreando el estado de la instalación.
Cambio de boya por razones de mantenimiento por una igual
(nueva) en una primera instancia y por la original reparada en
una segunda oportunidad.
Acciones preventivas
En 1993 se realiza una primera inspección interna de medición
de espesores con ultrasonido por parte de la empresa holandesa
Röntgen Technische Dienst (RTD).
Se encontraron algunas zonas de corrosión de más de 5 mm de
profundidad. Estas zonas se encuentran a lo largo de 600 mts.
a partir de la zona con recubrimiento interno.
Se destaca que la técnica utilizada en esta oportunidad por
RTD fue una novedad para la región, razón por la cual la
inspección contó con la presencia de observadores de distintos
países.
Acciones preventivas
En 1999, la misma empresa, realiza una segunda inspección
interna similar, revelando algunas zonas de corrosión de más de
8 mm de profundidad.
Cálculos realizados en Diciembre de 1999, aplicando normas
internacionales, muestran la conveniencia de reparar el
oleoducto a la brevedad, en base al régimen de corrosión
observado (hasta 0,5 mm por año) y a las presiones normales de
descarga de los buques (10 kg/cm2).
Alternativas de solución
Se manejaron cuatro posibles acciones a seguir:
Cambio completo del oleoducto submarino.
Cambio de un tramo del oleoducto.
Colocación de una camisa interior de material no metálico a lo
largo de todo el oleoducto submarino.
Colocación de zunchos en las partes más afectadas.
Alternativas de solución
Se manejaron cuatro posibles acciones a seguir:
Cambio completo del oleoducto submarino.
Cambio de un tramo del oleoducto.
Colocación de una camisa interior de material no metálico a lo
largo de todo el oleoducto submarino.
Colocación de zunchos en las partes más afectadas.
Alternativa elegida
En base a minimizar costos y a lograr una reparación definitiva
(30 años) se decide por la solución del cambio de un tramo de
oleoducto submarino, incluyendo el cambio del PLEM (Pipe
Line End Manifold, con las válvulas y platinas para conexión
de los manguerotes submarinos que conectan la boya con el
oleoducto).
Ejecutantes del trabajo
Contratista general
SEA S.R.L.
Subcontratistas
Entre otros: SACEEM, RTD
Trabajos especiales
PETROBRAS
Futuro
Continuar las tareas preventivas de vigilancia y
mantenimiento para mantener la integridad de las
instalaciones: boya, manguerotes, oleoducto submarino y
subterráneo y tanques de almacenamiento de modo de
mantener bajo control los riesgos, directos e indirectos,
que pudiere aparejar una falla en el sistema.
SITUACIÓN ORIGINAL
Boya Petrolera
Oleoducto
Submarino
TRABAJOS EN TIERRA
Nuevo tramo
TRABAJOS EN MAR
Nuevo tramo
en posición
TRABAJOS EN MAR


Corte y remoción
TRABAJOS EN MAR
Boya trasladada
TRABAJOS EN MAR
Telecomando
Conexión tramo
existente y nuevo
Junta
SITUACIÓN ACTUAL
1.060 mts.
Trabajos en tierra
Trabajos en mar
Trabajos en mar
Trabajos en mar
Costa a
2.500 mts.
Profundidad: 20 mts.
Visibilidad: nula
Tramo
nuevo
Oleoducto
existente
Boya a
1.000 mts.
Tramo
nuevo
Boya
Tramo
existente
removido
Junta
mecánica
Boya
Tramo de
interconexión
Boya