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Este estándar cubre las soldaduras por arco y gas de uniones a tope, filete y socket de tuberías de acero al
carbono y de baja aleación utilizadas en la compresión, bombeo y transporte de petróleo crudo, productos del petróleo, gases combustibles, dióxido de carbono, nitrógeno y, donde sea aplicable, cubre soldaduras en
sistemas de distribución. Es aplicable tanto para construcciones nuevas como aquellas que se encuentran en
servicio. La soldadura puede ser hecha por SMAW, SAW, GTAW, GMAW, FCAW, soldadura por arco plasma, soldadura oxiacetilénica o soldadura por chisporroteo o una combinación de estos procesos usando una técnica de soldadura manual, semi automática, mecanizada, o automática, o una combinación de estas técnicas. Las soldaduras pueden ser producidas en posición o mediante rotación, o a través de una combinación de éstas.

Materiales cañerias de Acero al Carbono

Se emplean en la actualidad gran variedad de materiales para la fabricación de cañerías. Las normas ASTM, por ejemplo, especifican más de 150 diferentes tipos. Podemos resumirlos en el siguiente cuadro:

Diseño de Separador Trifásico

COMO ESCOGER EL TAMAÑO Y SELECCIONAR SEPARADORES DE TRES FASES

  

La separación de tres fases en cual las corrientes de pozos petrolíferos son separadas en gas, petróleo y agua libre es un elemento clave para los sistemas de producción utilizados por la industria petrolera.  Este artículo, una extensión de la discusión de separación de dos fases que apareció en la edición de noviembre de WORLD OIL, describe métodos disponibles de equipo y control de tres fases, la teoría básica del diseño de unidades de tres fases, y ejemplos para la selección y tamaños de dichos recipientes.

Fluidos de Perforación - Descarga Libros

Introducción

· El fluido de perforación es un líquido o gas que circula a través de la sarta de perforación hasta a la barrena y regresa a la superficie por el espacio anular. Hasta la fecha un pozo de gas o aceite no se puede perforar sin este concepto básico de fluido circulante.
· Un ciclo es el tiempo que se requiere para que la bomba mueva el fluido de perforación hacia abajo al agujero y de regreso a la superficie,
· El fluido de perforación es una parte clave del proceso de perforación, y el éxito de un programa de perforación depende de su diseño.
· Un fluido de perforación para un área particular se debe diseñar para cumplir con los requerimientos específicos.
· En general los fluidos de perforación tendrán muchas propiedades que son benéficas para la operación, pero también algunas otras que no son deseables. Siempre hay un compromiso.

Clasificación de Áreas Peligrosas

El Punto de Inflamación es la temperatura mínima en la cuál un líquido da vapor en concentración suficiente para formar una mezcla inflamable con aire en la superficie de los líquidos. Este es un número derivado empíricamente que está contenido normalmente en los materiales MSDS,. (Hoja de Datos de Seguridad de Materiales). Los métodos de prueba típicos para determinar este número se pueden obtener, dependiendo de la viscosidad de los líquidos, de ya sea el Probador Tag o el de Vaso Cerrado Pensky-Martens. (Ver NFPA sección 30 1.7.4 para más detalles).

Protección Catódica

La protección catódica fue aplicada por primera vez en el año 1824 por Hamphry Davy un químico e inventor Británico, al sujetar pedazos cortos y gruesos de hierro a la parte exterior del casco de cobre de un barco, por debajo de la línea del agua. El hierro, por tener un potencial electroquímico estándar mucho más negatvo (-0.44V) que el cobre (+0.34V), juega el papel de ánodo de sacrifcio en la celda de corrosión, formada por el casco de cobre y el pedazo de hierro.

Propiedades Quimicas de las Cañerias

Al principio de las fabricaciones de los tubos existían solamente 3 cédulas: Normales, Extrafuertes y Doble extrafuerte. Hoy en día dependiendo de factores muy importantes en su trabajo los hay de varios espesores.
Las composiciones químicas de los tubos son como la vemos en el siguiente cuadro.

Corrosión interna en Oleoductos

La corrosión en la pared interna de una tubería de gas natural puede ocurrir cuando la pared de la tubería está expuesta al agua y los contaminantes en el gas, tal como O _2, H ₂ S, CO _2, o cloruros. La naturaleza y el alcance de los daños de corrosión que pueden producirse son funciones de las combinaciones de concentración y particulares de estos diversos constituyentes corrosivos dentro de la tubería, así como de las condiciones de funcionamiento de la tubería.