Cti Curso Ibr Ductos i Rev 17

SISTEMAS DE GESTIÓN DE INTEGRIDAD DE TUBERÍAS DE TRANSPORTE DE

GAS Y PETRÓLEO

Dr.-Ing. Mario Solari ASME Authorized Global Instructor

CTI Solari y Asociados SRLFlorida 274 Piso 5 Oficina 51 Buenos Aires (1005) - ArgentinaTel/Fax: +54 11 4326 2424 Tel: +54 11 4390 4716

e-mail: [email protected]://www.ctisolari.com.ar

CTI Solari y Asociados SRL 1

CTI Consultores de Tecnología e Ingeniería Solari y Asociados SRL

Examen Inicial

¿Qué entiende por riesgo y como se mide?¿Cuáles son los elementos de un sistema de gestión de ductos?¿Ha empleado alguna metodología de inspección basada en riego? Bajo qué norma?¿Tiene experiencia especifica en integridad de ductos? Detalle brevemente la experiencia.¿Tiene alguna experiencia en implementación de programas de garantía de calidad ( ej ISO 9000)?¿ Ha empleado API 1160 y ASME B 31.8S?Describa qué entiende como proceso de gestión de integridad de los activos físicos.

2CTI Solari y Asociados SRL

CURSO SISTEMA DE GESTION DE INTEGRIDAD TUBERIAS DE TRANSPORTE DE GAS Y PETROLEO

CTI Solari y Asociados SRL Argentina 1

Contenido del cursoIntroducción. Iniciativas basadas en Riesgo y en Integridad Estructural

Desarrollo e implementación de un Sistema de Gestión de Integridad

El Proceso de Integridad en líneas de transporte de hidrocarburos basado en

““MANAGING SYSTEM INTEGRITY FOR HAZARDOUS LIQUID PIPELINES” API STANDARD 1160, NOV 2001 MANAGING SYSTEM INTEGRITY OF GAS PIPELINES” ASME B 31.8 S-2010

Desarrollo e implementación de un programa de inspección basada en riesgo para equipos estáticos (recipientes y cañerías) según metodología API 580/581

Evaluación de la aptitud para el servicio

Sistema integrado de análisis de riesgo, aptitud para el servicio y análisis de fallas. Necesidades de Software.

Conclusiones3CTI Solari y Asociados SRL


4CTI Solari y Asociados SRL CTI Consultores de Tecnología e Ingeniería S.R.L.

¿QUE ACTIVOS DEBEMOS GESTIONAR?

“SISTEMA”



ESTRATEGIAS PARA MINIMIZAR RIESGOS

INSPECCIONBASADA EN

RIESGO

MANTENIMIENTOBASADO EN

RIESGO

ANALISISDE

FALLAS

APTITUD PARA EL

SERVICIO

REPARACION

DISEÑOBASADO EN

RIESGO

ANALISIS DE RIESGOHAZOP, FMEA, WI, FTA, RCA, LOPA

MODELOS DE OPTIMIZACION

INTEGRIDAD ESTRUCTURAL

CALCULOS FEA

VIDA REMANENTE

CIENCIA MATERIALES

SOLDADURA, etc.

INICIATIVAS

BASADAS EN

RIESGO

INICIATIVAS

BASADAS EN

INTEGRIDAD ESTRUCTURAL

FACTORECONOMICO

FACTORHUMANO


El Rol de los Errores Humanos y las Fallas de los Equipos

La tecnología sofisticada "no puede compensar por completo los errores humanos y las debilidades de la organización”, R.M. ChandimaRatnayake, “Engineering AIM for Sustainable Performance (AIM-Asset Integrity Management)”, 13th March, 2012, IQPC 7th Annual Asset Integrity Management Week, Abu Dhabi





Gestión de la Integridad


INTEGRIDAD DEL ACTIVO



IMPLEMENTACION INSPECCIÓN BASADA EN RIESGO

CTI SOLARI Y ASOCIADOS SRL

REPSOL LA PAMPILLA

PLUSPETROL MALVINAS

PETROBRÁS TALARA

YPF RLPYPF CIE

YPF LUJAN DE CUYO

PAE ACAMBUCO

PLUSPETROL RAMOS

PETROBRÁS BOLIVIA

PETROBRÁS EL CONDOR

PAE TIERRA DEL FUEGO

YPF LOMA LA LATA

YPF EL PORTONPETROBRÁS S. CHATA

ACINDAR

PAE CERRO DRAGON


ENAP SIPETROL

YPF C. SECO

PLUSPETROL PISCO

YPF LAS HERAS

PETROBRÁS E LOMASPETROBRÁS R NEUQUEN




Seguridad: El sistema debe ser de bajo riesgo para los potenciales receptores

Aspectos claves a considerar en una operación

Efectividad: El sistema debe ser capaz de suministrar elproducto en forma continua desde los proveedores a losconsumidores

Costo-Efectividad: El suministro del producto deberealizarse a un precio de mercado atractivo, tal que generetasas de retorno de la inversión aceptables

Compatibilidad: Las operaciones del sistema debensatisfacer la legislación y regulaciones (nacionales einternacionales) vigentes



Peligros, Amenazas, Vulnerabilidad y Riesgos

Peligro (Hazard) o Amenaza (Threat): es la condiciónque causa heridas o muerte, pérdida de equipos opropiedades, deterioro ambiental. (Ej. Concentración de energía –mecánica, térmica, química, etc.- con posibilidad de liberarse, explosión,incendio, temperaturas altas o bajas, errores humanos,)

Vulnerabilidad: factibilidad de que un sujeto o sistema expuesto sea afectado por el fenómeno que caracteriza a la amenaza o peligro.

Riesgo (Risk): es la posibilidad de que suceda o no undaño, es la contingencia de un daño. Al riesgo se lo interpreta comola combinación entre la probabilidad (o frecuencia de ocurrencia) y las consecuencias(o severidad) de un peligro. Limitándose su alcance a un ambiente específico y duranteun período de tiempo determinado.

RIESGO = PROBABILIDAD X CONSECUENCIAS

Dr.-Ing Mario Solari




Integridad de Activos Físicos


Integridad de Activos: La capacidad del activo para ejecutar sus funciones con eficacia y eficiencia mientras que salvaguarda la vida y el medio ambiente.


Degradación de la Integridad de los Activos en funcion del TiempoEfecto de las Inspecciones a intervalos regulares

NORSOK (2009)





Gestión industrial responsable

Una gestión industrial eficiente y responsable es la que contempla en forma integral los siguientes aspectos vinculados con su negocio:

seguridad, confiabilidad, disponibilidad rentabilidad

.




Categorías Generales de Riesgos

Financieros Operacionales (interrupción del negocio, propiedad, desastres naturales)Seguridad (salud ocupacional, publico, ambiente)

Tecnológicos (obsolescencia)

Recursos humanos (dependencia de personas claves, propiedad intelectual)Reputación (imagen publica, fraude)






Categorización por Grado de Control


Grado de control del Riesgo Riesgos específicos

No controlablesRiesgos externos

Desastres naturales, políticos, económicos.

InfluenciablesParcialmente externos

Competencia, reputación, leyes y regulaciones

ControlablesRiesgos de la empresa

Estratégicos, Recursos Humanos, Tecnológicos,

Seguridad, Operacionales


Sistema de Gestión de Riesgos

Actividades coordinadas para dirigir y controlar una organización con relación a los riesgos. Incluye:

Evaluación del RiesgoReducción o Mitigación del RiesgoAceptación del RiesgoComunicación del Riesgo





Modelo Básico de Sistema de Gestión de Integridad de Activos Físicos

Adopción de políticas y estrategias referidas a la integridad, Organización, definición de roles y responsabilidades, control, comunicación, competencia y cooperación,Desarrollo de planes y procedimientos, más los medios de implementar la evaluación de los riesgos a la integridad, inspección basada en riesgo, almacenamiento de la información, análisis de datos, informes, acciones correctivas, Adopción de métodos para medir la performance del sistema respecto de los criterios predeterminados, KPI, Uso sistemático y regular de revisión “in house” de la performance del sistema de gestión, se emplean medidas proactivas y reactivas, Empleo de auditorias periódicas para la gestión y monitoreo del sistema, asegurando que opera correctamente, y que se aprenden las lecciones empleándolas para mejoras futuras.


Políticas

Organización

Planificación eImplementación

Medición de Performance

Revisión de Performance

Auditorías


Elementos de un Sistema de Gestión de la Seguridad, Salud y Medio Ambiente




El Proceso Operativo de Gestión de la Integridad

Identificación preliminar de amenazas o peligros y Recolección de DatosEvaluación de Riesgos, estimándose la probabilidad y consecuencias de potenciales eventos no deseados. Definir un ranking de riesgos.Desarrollar planes de inspección basados en riesgo (Qué, Dónde, Cómo, Cuándo Inspeccionar) y definirestrategias y tácticas de mantenimiento. Evaluar la Integridad que incluye:

Inspección y ensayo Evaluación de las indicaciones resultantes Determinación de la integridad por medio de análisis de Aptitud para el Servicio.

Respuesta a los resultados de la evaluación de integridad y mitigación


Identificación de Amenazas

Integración de Datos

Evaluación de Riesgos

Evaluación de Integridad

Respuesta a la Evaluación de Integridad y Mitigación

Evaluarontodas las amenazas ?

SI

NO



Sistema Integrado de Gestión de Riesgos

Considera los riesgos para la seguridad asegurado que

las instalaciones funcionen apropiadamente (por ejemplo para evitar pérdidas de petróleo o gas) el público perciba que la operación es segura.





El “negocio” del transporte de fluidos por ductos depende de:

La confiabilidad del servicio (no interrumpir el suministro).Seguridad del servicio.Bajos costos.

Tareas que contribuyen directamente(transporte del fluido) e indirectamente (tareas necesarias ej. protección anticorrosiva) al valoragregadoTareas improductivas (eliminarlas)



Sistema Integrado de Gestión de Riesgos

Gestión de Integridad según API y ASME

“MANAGING SYSTEM INTEGRITY OF GAS PIPELINES”ASME B 31.8 S-2010“MANAGING SYSTEM INTEGRITY FOR HAZARDOUS LIQUID PIPELINES” API STANDARD 1160, NOV 2001 “RISK – BASED INSPECTION TECHNOLOGY” American Petroleum Institute, API 581, Recommended Practice, FirstEdition, May 2000, Second Edition September 2008 / API RP 580May 2002..“FITNESS-FOR-SERVICE”- API RP 579-1, American PetroleumInstitute, API, Recommended Practice, First Edition, January2000. Second Edition June, 2007.“RISK-BASED METHODS FOR EQUIPMENT LIFE CYCLE MANAGEMENT”, CRTD - Vol. 41, ASME International, 2003.“INSPECTION PLANNING USING RISK-BASED METHODS”,ASME PCC-3-2007.


CTI Consultores de Tecnología e Ingeniería SRL



Gestión de Integridad de los Activos Físicos Basada en Riesgo

Elementos de un Sistema de Gestión de Integridad de Activos




Desarrollo e implementación de un Sistema de Gestión de Integridad El Proceso de Integridad en líneas de transporte de hidrocarburos



Sistema integrado de análisis de riesgo, aptitud para el servicio y análisis de fallas

Conclusiones





CONTENIDO DEL CURSODesarrollo e implementación de un Sistema de gestión de Integridad según los lineamientos de:

Managing System Integrity for Hazardous LiquidPipeline. API Standard 1160, (2001)

Managing System Integrity of Gas Pipelines ASME B 31.8 S, (2010)



¿Que Debemos Evitar?






Modos de Falla en Ductos

La función de los ductos es transportar gas o petróleo. Una perdida “significativa” de contención constituye una falla. A menos que se transporte sustancia toxicas las pequeñas perdidas pueden considerarse insignificantes.Los modos de falla que pueden causar perdidas pueden ser evaluados realizando un análisis de peligro de procesos PHA (Ej. Técnica Hazop (Hazard and Operability Study)





Consecuencias de una Falla (CoF)







Estadísticas de incidentes en ductos de transmisión USA 2005

Fallas de construcción 7

Corrosión interna y externa 22

Deslizamientos 6

Ríos y erosión hídrica 36

Riesgo por terceros 13



Frecuencia de ocurrencia de fallas en la industria petrolera




Frecuencia de ocurrencia de fallas por corrosión en la industria petrolera




El Proceso de Integridad en líneas de transporte de hidrocarburosDesarrollo e implementación de un programa de inspección basada en riesgo para equipos estáticos (recipientes y cañerías) según metodología API 580/581



Conclusiones





El Proceso de Integridad en líneas de transporte de hidrocarburos

Identificación de las principales amenazas, Evaluación de riesgos (probabilidades y consecuencias). Análisis Cuantitativo y Sistema de Indexación. Desarrollo de un Sistema de Indexación (TheScoring System). Determinación del Overall Risk StoreDesarrollo de Planes de Inspección prescriptivos Criterios para la Evaluación de la integridadEvaluación técnico económica.



• “Managing System Integrity for Hazardous Liquid Pipeline”, API Standard 1160, (2001)

• “Managing System Integrity of Gas Pipelines”, ASME B 31.8 S, (2010)







Objetivos API STD 1160

El objetivo del operador de una línea de conducción es operar de manera de:

Satisfacer las necesidades de sus ClientesTener un Beneficio EconómicoComo resultado de sus acciones no producir efectos adversos a

los empleados, al ambiente, al público o a sus clientes






5 Programa de Gestión de Integridad


API STD 1160 – Ítem 5 Programa de Gestión de Integridad

Provee de un medio para incrementar la seguridad de la línea y utilizar los recursos en forma costo efectiva para:

Identificar y analizar los eventos presentes y potenciales que pueden causar incidentesEvaluar la probabilidad y consecuencias potenciales de los incidentes





Programa de integridad

La integridad del sistema (línea de conducción) se construye inicialmente desde la planificación, proyecto y construcción, y continúa durante la operación y mantenimiento, que debe ser realizada por personal calificado y con procedimientos adecuados.El programa debe ser flexible.La integración de la información es clave.Es un proceso contínuo.Se toman decisiones sobre mitigación



Programa de Gestión de Integridad


API STANDARD 1160, NOV 2001CTI Consultores de Tecnología e Ingeniería Solari y Asociados SRL







Managing System Integrity

of Gas Pipelines




ASME B 31.8 S-2010



ASME B31.8S- 1.1 Aplicabilidad

Aplicable solo para ductos de transporte de gas natural.Aplicable solo en ductos on-shore.Es una metodología de análisis que se aplica a todas las instalaciones que conforman el sistema del ducto (instalaciones en tierra, válvulas, estaciones intermedias, etc.)





ASME B31.8S- 1.2 Objetivos

Proveer un servicio de transporte de gas natural contínuo, seguro y confiable. Sin efectos adversos sobre los empleados, el público, los clientes o el medioambiente.El objetivo primario es la operación libre de incidentes.



ASME B31.8S- 1.3 Principios Fundamentales

La gestión de integridad en los ductos nuevos debe ser concebida desde la planificación, el diseño, la selección de materiales y la construcción. Aplicar ASME B31.8.Se deben registrar todos los aspectos relacionados a las consideraciones de diseño y la construcción.






Para la aplicación de un sistema de gestión de integridad se requiere estar capacitado en seguridad, mantenimiento y operación del ducto.El sistema de gestión de integridad debe ser flexible para adaptarse a las condiciones únicas de cada operador.




La gestión e integración de la información es la clave del éxito en un sistema de gestión de integridad.El objetivo final será identificar los riesgos más significativos y desarrollar planes de prevención/detección y mitigación que gestionen dichos riesgos.





ASME B 31.8 S-2004



Elementos del Programa de Gestión de Integridad

Plan de Gestión de Integridad

(par. 9)

Plan de Comunicaciones

(par. 10)

Plan de Gestión de Cambios

(par. 11)

Plan de Control de Calidad

(par. 12)

ASME B 31.8 S-2004
















SI

NO


ASME B 31.8 S-2004





ASME B31.8S- 2.1 Introducción al Programa de Gestión

Existen dos aproximaciones posibles para la gestión de integridad:

Método prescriptivo Método basado en la performance.

El método prescriptivo requiere un número menor de datos. Esta basado en analizar el peor caso para la propagación de los defectos.

El método basado en la performance requiere un análisis más detallado y por consiguiente un número mayor de datos. Este método se basa en un análisis de integridad previo.



Peligros potenciales que tienen impacto en la integridad

Se han identificado 22 causas raíz de incidentes en gasoductos (21 mas causa desconocida).

Cada causa representa un peligro.

Las 21 causas han sido agrupadas en 9 categorías de tipos de fallas relacionadas de acuerdo con su naturaleza y características de crecimiento.


ASME B 31.8 S-2004CTI Consultores de Tecnología e Ingeniería Solari y Asociados SRL



Peligros potenciales que tienen impacto en la integridad

Dependientes del Tiempo

Corrosión Externa

Corrosión interna

Corrosión Bajo tensiones (SCC)

Fatiga y Corrosión -Fatiga

Estables en el tiempo

Defectos relacionadoscon la manufactura

Soldadura longitudinal defectuosa

Caño defectuoso

Defectos relacionados con la soldadura y montaje

Soldadura circunferencial defectuosa

Soldaduras de fabricación defectuosas

Curvado de caños defectuosos

Rotura de caños

Equipamiento

Fallas en juntas (O-ring)

Mal función del equipamiento de control -alivio

Fallas en empaquetadura/ sellos de bombas

Miscelánea

Independientes del Tiempo

Daño mecánicos por terceros

Daños inmediatos por terceros

Daños previos (demorados)

Vandalismo

Incorrecto procedimiento de operación

Daños relacionados con el clima y fuerzas externas

Clima frío

Incendios

Fuertes lluvias

Movimientos de Tierra57CTI Solari y Asociados SRL

CTI Consultores de Tecnología e Ingeniería Solari y Asociados SRL ASME B 31.8 S-2004

Trabajo Practico B 31.8S PROGRAMA DE GESTION DE INTEGRIDAD

Grupo1

Grupo2

Grupo3

Grupo4

Grupo 5 Grupo 6

Grupo7

Leer Párrafos 1.1, 1.2, 1.3 y 2.1

Elaborar Plan de

Integridad A 1

Elaborar Plan de

Integridad A 2

Elaborar Plan de

Integridad A 3

Elaborar Plan de

Integridad A 4

Elaborar Plan de Integridad A 5 y A 6

Elaborar Plan de

Integridad A 7

Elaborar Plan de

Integridad A 8 y 9

ElaborarPlan

PerformancePar. 9

ElaborarPlan

PerformancePar. 9

ElaborarPlan

ComunicacionesPar. 10

ElaborarPlan

ComunicacionesPar. 10

ElaborarPlan Gestión de Cambios

Par 11

ElaborarPlan de CalidadPar 12

ElaborarPlan de CalidadPar 12

ElaborarPlan Performance

Par. 9

ElaborarPlan Comunicaciones

Par. 10

ElaborarPlan Gestión de Cambios

Par 11

ElaborarPlan de Calidad

Par 12





Tipos de anomalías en líneas de conducción de petróleo y gas

API Standard 1160 Apéndice AAWS Pipeline Welding Inspection




Naturaleza de las discontinuidades o anomalías

Las discontinuidades pueden agruparse según su causa u origen en:

Originadas por deficiencias en el Proyecto (Ej. Incorrecta selección de materiales)Discontinuidades causadas durante la manufactura del cañoDiscontinuidades originadas durante el montaje (primariamente asociados con las soldaduras)Discontinuidades originadas durante la puesta en marcha.Discontinuidades originadas durante la operación por causas ambientalesDiscontinuidades originadas durante la operación provocadas por tercerosDiscontinuidades originadas durante el mantenimiento





DEFICIENCIAS PREVIAS AL SERVICIO

Las deficiencias previas al servicio pueden ser:Discontinuidades en los materialesDiscontinuidades relacionadas con corte y soldaduraDiscontinuidades relacionadas con la fabricación mecanizado, estampado, doblado, enderezado, etc)Discontinuidades o fragilización causadas por los tratamiento térmicoLas tensiones residuales causadas por los diversos procesos de fabricación.


Mecanismos de Falla vs. Tiempo

Mecanismo de Falla Dependencia del Tiempo Tendencia

Corrosión Dependiente del Tiempo Aumenta

Fisuración Dependiente del Tiempo Aumenta

Daño por Terceros Al azar Constante

Laminación/ blistering Al azar Constante

Movimiento de Tierra Al azar Constante

Degradación de materiales

Dependiente del Tiempo Aumenta

Defectos en los materiales

Al azar Constante





Apéndice A API 1160 - Tipos de Anomalías

API STD 1160 agrupa las discontinuidades o anomalías en dos grupos:

A 1 Pérdida de Metal (Corrosión)A 2 Daños de construcción/terceros



A 1.1 PÉRDIDA DE METAL POR CORROSIÓN

La corrosión es un fenómeno electroquímico que tiene el potencial de reducir la vida de diseño debido a una degradación prematura de la integridadConsiste en una disminución del espesor por pérdida de metal en un área significativa del ducto.Casi todos los tipos de ataques corrosivos (internos o externos) tienen como factores comunes la presencia de

un cátodo, un ánodo, un camino metálico que conecta el cátodo con el ánodo (el ducto) yun electrolito (el suelo o el agua para los ductos sumergidos)





Los mecanismos de corrosión que generalmente se observan en los ductos, agrupados por

morfología del daño son:

Corrosión Uniforme o Generalizada: que se produce a aproximadamente la misma velocidad en toda la superficie y se mide por la perdida de masa por unidad de área.Corrosión por picado: que se produce en forma localizada. Corrosión en rendijas (Crevice corrosion) : se produce en forma localizada Corrosión Intergranular: se produce asociada a los bordes de grano del metal. Corrosión Erosión : causada por turbulencias en flujos de líquidos a velocidades elevadas. Fisuración inducida por el ambiente: resulta de la combinación de la acción de las tensiones mecánicas y la corrosión, la Corrosión Bajo Tensiones (SCC) esta incluida en este grupo.



Principales Amenazas Corrosivas en Tuberías de Extracción de Petróleo y Gas





Mecanismos de Daño por Corrosión según el agente corrosivo

Corrosión por CO2

Corrosión BacterianaCorrosión por SH2

Corrosión por O2

Corrosión por Cloruros



A 1 Perdida de Metal (Corrosión)A 1.1 Corrosión ExternaA 1.2 Corrosión Selectiva en ERWA 1.3 Corrosión Externa Axial localizadaA 1.4 Corrosión InternaA 1.5 Corrosión Bajo DepósitosA 1.6 Otros tipos de Corrosión A 1.6.1 Corrosión BacterianaA 1.6.2 Corrosión GalvánicaA 1.6.3 Corrosión Bajo Tensiones





A 1.1 Corrosión Externa

Corrosión generalizadaCorrosión localizada (picado)

Corrosión bacterianaConcentración diferencial de oxigenoCorrientes erráticas (interferencias)Corrosión galvánica



CORROSIÓN LOCALIZADA



A 1.1 Corrosión Externa



A 1.1 Corrosión ExternaCORROSION LOCALIZADA

Corrosión localizada por picado profundo, donde algunos pits se unen para formar importantes pits interconectados

En la imagen inferior se observa la tendencia a la formación de canales por unión de pits



A 1.1 Corrosión ExternaCORROSION LOCALIZADA

Ejemplo de estrías formadas por corrosión. Afectan el empleo de UT por reflexión de las señales





A 1.1 Corrosión ExternaCORROSION



A 1.2 Corrosión Selectiva en ERWCorrosión preferencial en la costura longitudinal ERW del lado interno o externo.Genera una ranura a lo largo de la costura. En algunas soldaduras ERW la línea de fusión tiene baja tenacidad y el defecto resulta muy peligroso





CTI Solari y Asociados SRL


75

A 1.2 Corrosión Selectiva en ERW

A 1.3 Corrosión Externa Axial localizada

En caños soldados por arco sumergido y recubiertos con polietileno puede entrar agua generando un ambiente corrosivo que origina una ranura peligrosa para la integridad.





A 1.4 Corrosión Interna

Similar a la corrosión externa pero debida a los productos químicos transportados, en particular los contaminantes y bacterias que contienen.La protección catódica no es un método efectivo para evitar la corrosión interna.El empleo de bactericidas, inhibidores combaten este tipo de corrosión.El empleo de “pigs” a intervalos regulares y tratamientos químicos son los métodos mas empleados para su prevención control al eliminar agua y depósitos.



A 1.4 Corrosión InternaCorrosión CO2

Descripción del Daño / API 571La corrosión por dióxido de carbono (CO2) resulta cuando el CO2 se disuelve en agua formando ácido carbónico (H2CO3). El acido puede disminuir el pH y promover corrosión generalizada y / o corrosión por picado en aceros al carbono.

Materiales AfectadosAceros al carbono y de baja aleación





Factores Críticosa) Presión parcial de CO2, pH y temperatura.b) Un incremento en Presión parcial de CO2

disminuye el pH del condensado y aumenta la velocidad de corrosión.

c) La corrosión ocurre en fase líquida, generalmente en lugares donde el CO2 se condensa a partir de la fase vapor.

d) Incrementando la temperatura se incrementa la velocidad de corrosión hasta el punto en que se vaporiza el CO2 .

e) Incrementando el nivel de Cr no se mejora la resistencia a la corrosión por CO2 hasta alcanzar el 12%.




Morfología del dañoa) Pérdida de espesor localizada corrosión por picado

(Figure 4-41, Figure 4-42 and Figure 4-43 / API 571).b) El acero al C sufre picado profundo y “grooving” en

áreas de turbulencias (Figure 4-44 / API 571).c) Corrosión generalizada en áreas de turbulencias y

“impingement” y algunas veces en la raíz de las soldaduras.






Pérdida de espesor localizada / corrosión por picado




Prevención / Mitigacióna) Los inhibidores de corrosión pueden reducir la

corrosión in corrientes de vapor condensado.b) Incrementando el pH del condensado a mas de 6

puede reducir la corrosión.c) Los aceros inoxidables de la serie 300 son altamente

resistentes a la corrosión en la mayoría de las aplicaciones. Su empleo es generalmente requeridos en unidades diseñadas para remover CO2

d) Los aceros inoxidables Serie 400 y dúplex son también resistentes






Inspección y Monitoreo a) Técnicas de inspección VT, UT y RT para corrosión

localizada y generalizada.b) Corrosión en soldaduras pueden requerir UT angular o

RT.c) La corrosión puede ocurrir en la superficie interior

inferior del ducto si hay agua en fase liquida, gas húmedo y en regiones turbulentas en codos y tees.

d) Se debe monitorear analizando el agua (pH, Fe, etc.) para determinar cambios en las condiciones de operación.













ACERO AL CARBONO CON VANADIO:

PICADO EN CO2





TUBING - MORFOLOGÍA DE CORROSION POR CO2 CORROSION LOCALIZADA (RINGWORM)CARACTERISTICA DEL ATAQUE

EL ATAQUE SE MANIFIESTA CERCADEL UPSET, GENERALMENTE EN J55“AS ROLLED”.EN LA MAYORÍA DE LOS CASOS SEPRESENTA COMO UNA BANDACIRCUNFERENCIALLA CORROSION ES DEL TIPOGALVANICA ENTRE DOS ESTRUCTURAS DIFERENTES DEBIDO TBG J55 3 1/2” AL PROCESO DE FORJA DEL UPSET.

LA SOLUCION ES NORMALIZAR EL TBG LUEGO DE LA FORJA DEL UPSET.


A 1.4 Corrosión Interna Mecanismos de Daño por Corrosión según el agente corrosivo

Corrosión Dulce, Corrosión por CO2


CUPLA GALVANICA

A 1.5 Corrosión bajo depósitos

Se produce corrosión interna localizada bajo los depósitos ubicados en el cuadrante inferior del caño. Puede ser de origen bacteriano o no.El agua depositada, conteniendo cloruros o ácidos gaseosos disueltos, provee del electrolito. También de nutrientes para bacterias sulfato reductoras.Es difícil de controlar ya que los depósitos dificultan la acción de los inhibidores y biocidas y también la remoción del ambiente corrosivo.






CORROSION LOCALIZADA -

CORROSION EN RENDIJAS:

ESTADIO AVANZADO


A 1.5 Corrosión bajo depósitos

A 1.6 Otros Tipos de Corrosión

A 1.6 Otros tipos de CorrosiónCorrosión debajo de la Aislación

A 1.6.1 Corrosión BacterianaA 1.6.2 Corrosión GalvánicaA 1.6.3 Corrosión Bajo Tensiones

Corrosión por O2






(Corrosion Under Insulation - CUI)Descripción del DañoCorrosión en tuberías, recipientes a presión y componentes estructurales resultante de la humedad atrapada debajo de la aislación o recubrimientos.Materiales AfectadosCarbon steel, low alloy steels, 300 Series SS and duplex stainless steels.






(Corrosion Under Insulation - CUI)





A 1.6 Otros tipos de CorrosiónCorrosión en interfaz suelo aire

A 1.6.1 Corrosión Bacteriana Microbiologically Influenced Corrosion (MIC)

Descripción del daño:Es una forma de corrosión causada por organismos vivos tales como bacterias, algas y hongos. La presencia de bacterias aeróbicas o anaeróbicas (no utilizan oxigeno) pueden causar corrosión interna o externa.Las bacterias sulfato reductoras producen acido sulfúrico que ataca el metal y además consumen el hidrogeno que incrementa el consumo de corriente para una efectiva protección catódica.Las bacterias aeróbicas pueden producir ácidos carbónico, nítrico, láctico, acético, cítrico, etc.Algunos coating pueden ser atacados por bacterias aeróbicas por contener materiales orgánicos.

Materiales afectados:Los aceros al carbono, y baja aleación, aceros inoxidables serie 300 y 400, aluminio, cobre y algunas aleaciones de níquel.





A 1.6.1 Corrosión BacterianaFactores Críticosa) MIC aparece en ambientes acuosos, especialmente

aguas estancadas o bajas velocidades de flujo que promueven el crecimiento de microorganismos.

b) Algunos microorganismos sobreviven a falta de oxigeno, luz o oscuridad, rangos de pH rango de 0 a 12, salinidad, temperaturas de (–17 °C a 113 °C).

c) Los sistemas pueden ser inoculados por la introducción de microorganismos que se multiplican y crecen hasta que se los controla.

d) Los organismos se nutren de diversos nutrientes incluso sustancias inorgánicas (e.g., sulfur, ammonia, H2S) y orgánicas (e.g., hydrocarbons, organic acids).



A 1.6.1 Corrosión BacterianaMorfología del Dañoa) La corrosión MIC se presenta generalmente como picaduras localizadas bajo depósitos o tubercles que protegen a los organismos.b) En aceros al C se los pits se caracterizan por una forma de copa, cup-shaped, mientras que en acero inoxidable aparecen como cavidades sub-superficiales.





A 1.6.1 Corrosión Bacteriana



A 1.6.1 Corrosión BacterianaCorrosión Bacteriana MIC en acero inoxidable 304 presentando cavidades subsuperficiales (tunneling).








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A 1.6.2 Corrosión GalvánicaDescripción del Daño:

Es una forma de corrosión que puede ocurrir en la unión de metales disímiles cuando están unidos entre si en presencia de un electrolito adecuado tal como humedad o ambiente acuoso, o suelos húmedos.El contacto entre dos o mas metales por medio de un electrolito origina una corriente eléctrica causante de una corrosión galvánica.El contacto de cobre o acero inoxidable con acero al carbono, o el contacto de un caño nuevo con uno viejo, pueden causarla.Zonas con grandes tensiones mecánicas (soldaduras, curvas, etc.) así como zonas cubiertas por concreto también contribuyen.





A 1.6.2 Corrosión Galvánica



A 1.6.2 Corrosión GalvánicaMateriales afectados:

Todos los metales excepto los mas nobles.

Factores CríticosSe deben dar tres condiciones:

i) Presencia de un electrolito.ii) Dos materiales en contacto con el electrolito

(ánodo y cátodo – material más noble)iii) Una conexión eléctrica entre el ánodo y el cátodo





A 1.6.2 Corrosión GalvánicaFactores Críticos

Posición de los materiales en la tablaRelación de superficies expuestasSi hay una cupla galvánica se debe recubrir el metal noble.El mismo material puede actuar de cátodo y ánodo si esta parcialmente recubierto por films superficiales (óxidos)

Apariencia del daño:El material mas activo puede perder espesor o sufrir formas de corrosión localizada tipo crevice, picado dependiendo de la driving force, conductividad y área cátodo/ánodo



Serie en Agua de MarCorroded End Anodic—More ActiveMagnesiumMagnesium alloysZincAluminumAluminum alloysSteelCast ironType 410 SS (active state)Ni-ResistType 304 SS (active state)Type 316SS (active state)LeadTinNickel

BrassCopperBronzeCopper-NickelMonelNickel (passive state)Type 410 SS(passive state)Type 304 SS (passive state)Type 316 SS (passive state)TitaniumGraphiteGoldPlatinumProtected End—Cathode - More Noble







Prevención y MitigaciónEl mejor método es un buen diseño: evitar el contacto entre aleaciones diferentes.El uso de recubrimientos es aceptable, pero sobre el material mas noble

Inspección y MonitoreoInspección visual y por medición de espesores con UT





CORROSION BIMETALICA: Se trata de un fenómeno que se presenta frecuentemente pero que no es, en rigor, una forma de corrosión pues

adopta la forma que determinan el material y el medio







A 1.6.3 Corrosión Bajo Tensiones

Fisuras originadas en la superficie de un metal susceptible, sometido a tensiones de tracción y en un ambiente agresivo, su susceptibilidad depende de:

Las aleaciones empleadas en líneas de conducción son susceptibles al SCC. Mayor resistencia mecánica / dureza mayor susceptibilidad.La temperatura y concentración de los agentes agresivos (Cl, H2S, etc.), diferentes terrenos/ suelos, condiciones seco/húmedo. (alto pH >9 o pH entre 5.5 y 7.5). El tipo y condición del coating son importantes.Niveles de tensiones: Tensiones residuales y de operación, concentradores de tensiones locales, y cargas cíclicas

Las fisuras son en general transcristalinas y pueden producirse y crecer en días o años. La severidad de la CBT depende de






SCC en el metal base SCC en una soldadura



A 1.6.3 Corrosión Bajo TensionesMientras que la velocidad de crecimiento de las fisuras por fatiga puede ser calculada si se conocen las tensiones, la velocidad de crecimiento de las fisuras por CBT es difícil de estimar.Para la CBT se requiere de un material susceptible, ambiente agresivo y tensiones de tracción.





Las tres condiciones para la Corrosión Bajo Tensiones SCC




Corrosión Bajo Tensiones SCCFactor pH casi neutro Alto pH (SCC Clásica)

Localización

65% ocurren entre la estación compresora y la 1ra válvula de

bloqueo aguas abajo (16 a 30 km)

Dentro de los 20 km aguas abajo del compresor

12% ocurre entre la 1ra y 2 válvula

El numero de fallas disminuye significativamente al incrementarse la

distancia entre el compresor y las bajas temperaturas del caño

5% ocurre entre la 1ra y 2 válvula

18% ocurre aguas abajo de la tercera válvula

SCC asociada con terrenos específicos donde se alternan

condiciones de humedad y sequía o suelos que tienden a despegar o

dañar el revestimiento

SCC asociada con terrenos específicos donde se alternan

condiciones de humedad y sequía o suelos que tienden a despegar o

dañar el revestimiento

TemperaturaNo se correlaciona con la temperatura del caño

La velocidad de crecimiento disminuye exponencialmente con la disminución de temperaturaOcurre en climas fríos donde la

concentración de CO2 en el agua subterránea es alta





Electrolito asociado

Solución diluida de bicarbonato con un pH en

el rango de 5.5 a 7.5

Solución concentrada de bicarbonato con un pH

mayor a 9,3

Potencial Electroquímico

Potencial de corrosión -760 a -790 mV (Cu/CuSO4)

Potencial de corrosión -600 a -750 mV (Cu/CuSO4)

La protección catódica no alcanza la superficie del

caño en los sitios con SCC

La protección catódica es efectiva para lograr esos

potenciales




Morfología de las Fisuras

Fisuras transgranularesanchas con significativa

corrosión de las paredes de la fisura

Fisuras intergranulares finas sin evidencia de

corrosión secundaria de las paredes de la fisura






SCC aislada Colonias de SCC




Combinación de corrosión y fisuración









A 1.6.3 Corrosión Bajo TensionesCTI Consultores de Tecnología e Ingeniería Solari y Asociados SRL



Efecto del Revestimiento en SCC


A 1.6.3 Corrosión Bajo TensionesCTI Consultores de Tecnología e Ingeniería Solari y Asociados SRL

DETECCIÓN DE FISURAS SUPERFICIALES por SCC

Determinación de las fisuras (bell holing)Empleo de bell holing (pozo para exponer la superficie del caño y remoción parcial del coatingInspección visual (no efectivo)MT (Partículas magnéticas)

Determinación de la profundidadUT (Ultrasonidos)Amolado

Para fisuras por CBT las ramificaciones dificultan el dimensionamiento.






DETECCIÓN DE CORROSION EXTERNA Y FISURAS SUPERFICIALES por SCC





H2S húmedo - Servicio AgrioDaño por Hidrogeno




La reducción catódica de H+ es una de las principales fuentes de oxidación en la explotación de petróleo y gas, donde las aguas producidas son mayormente deaireadas y acidificadas por la presencia de CO2 y H2S.En estos medios ácidos, la reacción global de corrosión está dada por [2]:

xFe + yH2S FexSy(s) + 2yH0

Los productos de corrosión son sulfuros de hierro y pueden tomarvarias formas moleculares, típicamente: FeS, FeS2, Fe7S8 o Fe9S8dependiendo del pH, la presión parcial de H2S (pH2S), el contenidode aleantes y el potencial de oxidación del medio.




Una fracción del hidrógeno atómico H0

producido por la reacción catódica se incorpora a la red metálica y el resto simplemente evoluciona sobre la superficie como H2 gaseoso.Dicha incorporación conduce a

Formación ampollas en aceros de baja resistencia, y

Fragilización (con eventual fisuración) en aceros de alta resistencia.






La presencia de H2S húmedo:Incrementa la velocidad de corrosión del acero en presencia de agua.“Envenena” la recombinación del hidrógeno

atómico H0 y evita su evolución como hidrógeno molecular H2.

Los mecanismos de daño están relacionadas con la absorción y la permeación de hidrógeno en los aceros.




En los aceros al C y de baja aleación expuestos a ambienteshúmedos conteniendo H2S pueden producirse cuatro tipos de daño:

1. Ampollas de Hidrógeno - Hydrogen Blistering2. Fisuración Inducida por Hidrógeno - Hydrogen

Induced Cracking (HIC) Fisuras longitudinalesFisuras Escalonadas SWC (Stepwise Cracking)

3. Fisuración inducida por hidrógeno orientada por tensión - Stress-Oriented Hydrogen Induced Cracking (SOHIC)

4. Fisuración bajo tensión por sulfuros - Sulfide Stress Cracking (SSC)






Ampollado y Fisuración Inducida por Hidrógeno HIC:El H0 atómico difunde desde la superficie del metal hacia sitiospreferenciales (inclusiones no metálicas, por ejemplo) donde se formaH2 molecular.El aumento de presión en estas zonas conduce a tensiones internas y ala formación de ampollas de hidrógeno (hydrogen blistering), fisuraslongitudinales y fisuración escalonada SWC (Stepwise Cracking).No se requieren tensiones externas para la formación de HIC.Si bien las pequeñas ampollas individuales no afectan la capacidad deresistir cargas del equipo, alertan sobre el problema de fisuración quepuede continuar desarrollándose si la corrosión no se detiene.Cuando estas fisuras paralelas se unen y propagan de formaescalonada, puede ocurrir falla por sobrecarga si el espesor efectivo delmaterial es suficientemente reducido.Afortunadamente, este tipo de fisuración se detecta fácilmente

mediante ensayos no destructivos, con lo cual la falla catastrófica espoco probable.




Hydrogen Blistering (Ampollado)

HIC (Hydrogen Induce Cracking)Detalle de HIC con Stepwise Cracking







•

•




H2S húmedo - Servicio AgrioAmpollas de Hidrógeno





H2S húmedo - Servicio AgrioFisuración Inducida por Hidrógeno - HIC


Acero resistente al HICLas condiciones del medio determinan la cantidad de H0 que difunde hacia el interior del metal y como consecuencia el daño producido (de acuerdo con la susceptibilidad del material)


H2S húmedo - Servicio AgrioFisuración Inducida por Hidrógeno




Fisuración inducida por hidrógeno orientada por tensión SOHIC(Stress-Oriented Hydrogen- Induced Cracking):Arreglo de pequeñas ampollas apiladas, unidas por fisurasinducidas por hidrógeno y alineadas en la dirección del espesor(perpendicular a la carga aplicada), como resultado de altastensiones de tracción localizadas.Es un mecanismo típico en la zona afectada por el calor (ZAC) desoldaduras donde las tensiones residuales son elevadas y tambiénen áreas donde la tensión aplicada es alta o existen concentradoresde tensiones, tales como una fisura por SSC.El SOHIC es un mecanismo mediante el cual el SSC puedepropagar en ciertos aceros que, por su dureza (< 22 HRC), seríande otra forma resistentes a SSC.


H2S húmedo - Servicio AgrioFisuración inducida por hidrógeno orientada por tensión SOHIC


SOHIC: es similar a la HIC pero es una forma potencialmente más dañina de fisuración que puede originar fisuras pasantes (perpendiculares a la superficie) y depende de las elevadas tensiones (residuales y aplicadas)

EnsayoWFMT de Daño por SOHIC


H2S húmedo - Servicio AgrioFisuración inducida por hidrógeno orientada por tensión SOHIC




Sulfide Stress Cracking (SSC) en una soldadura con alta dureza y en una Zona Afectada por el Calor de alta dureza


H2S húmedo - Servicio AgrioFisuración bajo tensión por sulfuros


SSC (Sulfide Stress Cracking): Los átomos de hidrógeno permanecen disueltos en el acero, son móviles y, bajo la influencia de tensiones, producen fractura frágil en aceros susceptibles o en regiones de alta dureza. Para que se produzca SSC se requieren tres elementos:

Cantidad suficiente de H0 en el metal, Material susceptible, y Tensiones (aplicadas o residuales).

En ausencia de uno de estos elementos no ocurrirá SSC. La resistencia a SSC es el factor principal que afecta la selección de materiales para servicios con H2S dado que puede conducir a falla catastrófica.






SCC puede iniciarse en la superficie del acero en zonas localizadas de alta dureza en la soldadura y en la ZACEstas zonas de alta dureza pueden asociarse con la ultima pasada o soldaduras que no tengan subsecuentes pasadas de ablandamiento. PWHT es beneficioso en reducir la dureza y tensiones residuales.Los aceros de alta resistencia también son susceptibles a SSC Algunos aceros al C contienen elementos residuales que promueven zonas duras en la ZAC. El empleo de precalentamiento minimiza el problema.




depende de los siguientes factores:Variables del material: Composición química, método de fabricación y forma del acabado, resistencia, dureza (y sus variaciones locales), trabajo en frío, tratamiento térmico, microestructura, tamaño de grano, contenido inclusionario(limpieza), estado superficial.Variables del medio: pH2S en la fase gas y ppmw de H2S en la fase acuosa, pH in situ, contenido de CO2 en la fase gas, temperatura, concentración de Cl- disuelto (u otro haluro), presencia de CN- y NH4

+, presencia de S0 (u otro oxidante), tiempo de contacto en la fase acuosa líquida.Tensiones: Aplicadas o residuales.


H2S húmedo - Servicio AgrioDaño por Hidrógeno




pHLa velocidad de difusión o permeación de hidrógeno es mínima a pH 7 y aumentar tanto para mas altos o mas bajos pH. La presencia de cianuro de hidrógeno (HCN) en la fase de agua aumenta significativamente la permeación en agua agria pH alto.Las condiciones que son conocidas para promover la formación de ampollas, HIC, SOHIC y SSC son aquellas que contienen agua libre (en fase líquida) y:

> 50 ppm en peso H2S disueltos en el agua libre, oagua libre con pH <4 y algunos de H2S disueltos presentes, oagua libre con pH> 7,6 y 20 ppm en peso de hidrógeno disuelto cianuro (HCN) en el agua y algunos H2S disueltos presentes, o> 0,0003 MPa (0,05 psia) presión parcial de H2S en la fase gaseosa.

El aumento de los niveles de amoníaco puede modificar el pH hasta el rango donde se puede producir agrietamiento.




TemperaturaLa formación de ampollas, HIC, y el daño SOHIC se producen entre la temperatura ambiente y 150 °C o superior.La SSC se produce generalmente por debajo de 82°C ).






DurezaLa dureza es principalmente un problema en la SSCLos aceros al C de baja resistencia para refinerías deben producir una dureza en la soldadura <200 HB en conformidad con la NACE RP0472.Estos aceros no son generalmente susceptibles a SSC a menos que zonas localizadas de dureza superior a 237 HB están presentes.La formación de ampollas, daños HIC y SOHIC no están relacionados con la dureza del acero.





••

••••

••

•

•






Hydrogen BlisteringHydrogen Induced Cracking (HIC)Stress-Oriented Hydrogen Induced Cracking (SOHIC)Sulfide Stress Cracking (SSC) of Hard Weldments and Microstructures



Técnicas de InspecciónPara detectar fisuras sub superficiales

UT-B ScanTOFDPhased Array

Para fisuras superficialesWFMPT

Inspeccionar conexiones, soldaduras cabezales-envolvente, uniones T y soldaduras de reparación










H2S húmedo - Servicio AgrioMetodología de Evaluación del HIC




H2S húmedo - Servicio AgrioMaterials for use in H2S-containing Environments in Oil and Gas Production

NACE MR0175/ISO15156




Efecto del oxígeno combinadocon:� Dióxido de carbono (izquierda)� Ácido sulfhídrico (centro)� Cloruros (derecha)

A 1.6 Otros tipos de CorrosiónMecanismos de Daño por Corrosión según el agente corrosivo

Corrosión por O2






Corrosión por O2




Corrosión por O2





Corrosión por O2

La presencia de hidróxidos de hierro, es indicativo de corrosión por oxígeno en presencia de cloruros.Cuando la concentración de oxígeno en un fluido húmedo es baja, menor a 0,1 ppm de O2, no hay corrosión.Y este oxigeno residual forma contra el acero una capa negra de óxido de hierro (magnetita-Fe3O4) que protege al acero (es una capa relativamente adherente y compacta). Si los tubings están en contacto con fluido húmedo oxigenado (por ej, entró aire al entrecaño hasta esa parte de la sarta), el contenido de oxígeno disuelto puedo incrementarse, destruir la capa de magnetita y corroer localizadamente por picado al acero, formando hidróxidos férricos (OH). La presencia de cloruros activa este proceso de corrosión por oxígeno, al igual que la temperatura.




Corrosión por O2

La morfología de la corrosión es de grandes y anchos pits poco profundos.La coloración de los productos de corrosión (rojiza, marrón y negra) es asimilable a presencia de hidróxidos y de magnetita (Fe3O4) y los análisis por MEBA de los productos de corrosión revelan presencia de C-O-Fe-Cl






Corrosión por O2




Corrosión por O2





ANALISIS DE FALLA




Modo de Falla Pérdida de Contención

Fractura

Tensiones

Pérdida de Espesor Lado Externo

Corrosión Lado Suelo

Tipo de Suelo

Tipo de Recubrimiento

Edad del Recubrimiento

Efectividad Proteccion Catódica

Resistividad del Suelo

Mantenimiento del recubrimiento

Temperatura de Operación

MIC

Daño en el Revestimiento

Daño Mecánico durante Montaje u operación

AmpolladoDespegue

Presión Interna

Fisuras

SCC

SCC Externa

Ph

Temperatura

Tipo de Suelo Seco/Humedo

Solicitaciones Cíclicas

Tipo y Condición del Recubrimiento

Condición Superficial (pitting)

Humedad y CO2

Potencial Electroquímico

Electrolito asociado

SCC Interna

Concentración de Agentes agresivos

(CO2, Cl, SH2, Agua)

Temperatura

Propiedades Material




Desgaste por erosión


La erosión se produce por el contacto entre la superficie y partículas que se deslizan o ruedan, y que son transportadas en un fluido a velocidades elevadas.


A 2 Daños de construcción/terceros

Discontinuidades originadas durante la soldadura en la construcción original o reparaciones:

Daño de terceros o fuerzas externas (excavaciones movimientos de tierras) que causan dents, gouges, scratches, pérdida de soportación, cambios en la alineación, pérdida de cobertura.





FALLAS CONSTRUCTIVAS



DEFICIENCIAS PREVIAS AL SERVICIOLas deficiencias previas al servicio pueden ser:

Discontinuidades en los materialesDiscontinuidades relacionadas con corte y soldaduraDiscontinuidades relacionadas con la fabricación mecanizado, estampado, doblado, enderezado, etc)Discontinuidades o fragilización causadas por los tratamiento térmicoLas tensiones residuales causadas por los diversos procesos de fabricación.





SOLICITACIONES MECANICAS DURANTE EL MONTAJE







APENDICE A API 1160A 2 Daños de construcción/terceros

A 2.1 Abolladuras (Dent) A 2.2 Cavidades por remoción mecánica de material (Gouges)A 2.3 Daños por arcos (Arc Burns)A 2.4 Accesorios soldados a la líneaA 2.5 Pandeo (Wrinkle Bends/Buckles)A 2.6 Reparaciones previasA 2.7 FisurasA 2.8 Anomalías de manufacturaA 2.9 Marcas del curvado en campo



A 2.1 Abolladuras o Indentaciones (Dent)





Accidente asociado a dents y gouges



A 2.2 Cavidades por remoción mecánica de material (Gouges)





A 2.3 Daños por arcos (Arc Burns)

Picado adyacente a la soldadura causado por arcos entre el electrodo o masa y la superficie del caño Aceptación según API 1104



A 2.4 Accesorios soldados a la línea

Cualquier trozo de metal soldado al caño puede potencialmente originar anomalías.





A 2.5 Pandeo (Wrinkle Bends/Buckles)

En el curvado, las tensiones de compresión longitudinales pueden causar inestabilidad elásto-plástica que conduce al pandeo localizado (buckling) con formación de arrugas (wrinkle bend).



A 2.6 Reparaciones previas

Algunas de las técnicas de reparación empleadas en el pasado ahora no son aceptada, por lo que deben ser evaluadas cuidadosamente





A 2.7 Fisuras

Representan un problema serio para la integridad del ducto debido a que las fisuras subcriticas pueden crecer durante el servicio por fatiga o corrosión intergranular hasta alcanzar el tamaño de defecto critico y producir una fractura.



Fractura Frágil

Descripción del DañoLa fractura frágil es una fractura rápida producida bajo tensiones (residuales o aplicadas) con poca o ninguna evidencia de ductilidad o deformación plástica.

Materiales afectadosLos mas críticos son los aceros al carbono o de baja aleación, en particular aceros antiguos. Los aceros de la serie 400 también son susceptibles.





Fractura Frágil



Fractura Frágil

La mas común fractura frágil en aceros al C y de baja aleación es la transgranular por clivaje. No se observa deformación plástica apreciable asociada con la fractura. Propagación rápida.Se inicia en concentradores de tensiones (discontinuidades)Las bajas temperaturas y el envejecimiento por deformación pueden causar fragilidad





Fractura FrágilFactores Críticosa) Ocurre por la combinación de los siguientes tres factores:

i) Tenacidad del materialii) El tamaño, forma y efecto concentrador de tensiones de un defectoiii) El nivel de tensiones aplicadas y residuales sobre la discontinuidad.

b) La susceptibilidad a la fractura frágil aumenta se incrementan las tensiones multiaxiales, las bajas temperaturas (inferiores a la de transición dúctil frágil en el ensayo Charpy), y las altasvelocidades de deformación contribuyen a aumentar el riesgo a la fractura frágil de los aceros. Los espesores gruesos también incrementan el riesgo. La presencia de fases precipitadas, y una inadecuada limpieza inclusionaria del acero,

e) La capacidad de minimizar el riesgo a la fractura frágil es calificada según la capacidad de absorber un cierto nivel de energía en el ensayo de impacto (Charpy V) en función de la temperatura del ensayo.








Zona características de una curva de CHARPY


Tenacidad a la fractura de la ZAC

La soldadura deteriora la tenacidad a la fractura de muchos aceros. Resultando una ZAC con una inferior tenacidad que la del metal base.Esto solo es significativo si la tenacidad resulta insuficiente para las condiciones particulares de servicio.Los factores que controlan la tenacidad en la ZAC son:

Ciclo Térmico (precalentamiento, temperatura entre pasadas, calor aportado - corriente, tensión, velocidad - , espesor, proceso soldadura, material)Composición química del aceroPropiedades mecánicas del aceroTratamiento Térmico Post Soldadura





Tendencia al Endurecimiento en la ZAC

La composición química (C.Q.), en particular un elevado contenido de C, son responsables de la tendencia al endurecimiento. La dureza máxima en la ZAC depende de la C.Q. y del ciclo térmico asociado con la soldadura - velocidad de enfriamiento, t 8/5 -Una dureza elevada en la ZAC puede contribuir a la Fisuración por Hidrogeno, y a la perdida de tenacidad. En servicios con hidrogeno también se debe limitar la dureza.



FRACTURA POR FATIGA





FRACTURA POR FATIGASe presenta causada por solicitaciones de tracción, alternativasLas fisuras por fatiga son generalmente transcristalinas sin ramificaciones.

Exhiben las características marcas que indican diversas posiciones del frente de fractura durante su crecimiento (beach marks)

Se presentan tres etapas:iniciación,propagación progresiva y

fractura rápida de la sección remanente.



EFECTO DE LA CORROSIÓN SOBRE LA FATIGA

186CTI Solari y Asociados SRL Log Ciclos hasta la Fatiga (N)

Ampl

itud

de T

ensi

ones

Cíc

licas

Limite de fatiga (Endurance limit)

Fatiga con Corrosión

No existe un Límite de Fatiga definido con corrosión

Fatiga sin Corrosión


FRACTURA POR FATIGA





FRACTURA POR FATIGA

A 2.8 Anomalías de manufacturaBlisterMarcas por deformación en fríoOvalizaciónLaminaciones e inclusiones (en presencia de SH2 producen fisuras o blisters)Fusión incompletaPuntos duros Hook cracks (en ERW)Penetradores (ERW)Soldaduras Frías (ERW)






DAÑO POR HIDROGENO: BLISTERING

A 2.8 Anomalías: Blister



A 2.8 Anomalías: Laminaciones y bandeado




A 2.8 Anomalías: Fusión incompleta







A 2.8 Anomalías: puntos duros

Los puntos duros (Hard Spots) (critica es una dureza mayor a 35 Rc ) están asociados a Martensita no revenida localizada, resultan peligrosos en medios ácidos o con el Hidrogeno generado por la protección catódica. La dureza requerida para trabajos en medios ácidos es 22Rc. Pueden o no estar fisurados por hidrogeno.





A 2.8 Anomalías: ERW Hook Crack, Soldadura fría, etc

194






A 2.8 Anomalías: ERW Penetradores








A 2.9 Marcas del curvado en campo

Cuando se curvan caños en el campo pueden quedar marcas que constituyen entallas concentradoras de tensiones.En general se las acepta hasta una profundidad de 3 mm (1/8 in) por considerarse que no afectan el servicio. Aunque este criterio debe ser revisado en particular para cañerías de alta resistencia mecánica





Ejemplos de Daño de terceros o fuerzas externas (excavaciones movimientos de tierras) que causan dents, gouges, scratches, pérdida de soportación, cambios en la alineación, pérdida de cobertura.



A 2 Daños de construcción/terceros

Exposición de la cañería al agua







DESLIZAMIENTOS







DESLIZAMIENTOS

CRUCE AEREO DE RIOS





RIESGOS GEOLOGICOS



INESTABILIDAD DE TALUDES





INESTABILIDAD DE TALUDES







RIESGO POR TERCEROS









Accidente causado por terceros / que

produjeron a dents y gouges







Envejecimiento de los activosLos equipos comienzan a envejecer tan pronto como han sido construidos.La curva de la “bañera” deja las siguientes lecciones:

La “inspección en garantía” intenta determinar vicios de fabricación o errores de diseño minimizando el riesgo alto inicial.Aunque parece que las cosas van mejor después de un inicio de la vida riesgoso, dado que la tasa de falla disminuye y luego se estabiliza en un valor constante, la probabilidad acumulada de falla se incrementa con el tiempo.





FALLAS RELACIONADAS CON EVENTOS AL AZAR

Fallas de inicio -Calidad

MortalidadInfantil

Vida útil Fallas por Desgaste

Curva característica

Fallas por desgaste

Períodos en la Vida de un equipo

Tiempo

Tasa de falla,Riesgo oHazard function








6 Áreas de Grandes ConsecuenciasIdentificación de áreas de grandes consecuencias, HCA, (donde los impactos sobre la población son mas adversos):

ver 49 CFR Part 195.450La identificación de la HCA se emplea en la evaluación de riesgos, la inspección y mitigación.









API STANDARD 1160, NOV 2001


7 Obtención de datos, revisión e integración

Fuentes de datosRegistros de materiales, diseño, y construcciónRegistros para identificar la localización de la líneaRegistros de operación, mantenimiento, inspección y reparación.Registros que identifican secciones potencialmente peligrosasRegistros de incidentes y riesgos





7 Obtención de datos, revisión e integraciónIdentificación y localización de los datos

Identificación de los datos necesariosLocalización de los datos

Establecer un sistema común de referencias (ej. Unidades comunes)Recolectar los datosIntegración de datos








8 Implementación de la evaluación de riesgos




8.1 Desarrollo de Risk Assessment Approach. Definiciones

Riesgo: Combinación de la probabilidad de un evento y sus consecuenciasAnálisis de Riesgo: Uso sistemático de la información para identificar las fuentes de peligro y estimar su riesgo (asignando valores a su probabilidad y consecuencia).Evaluación del Riesgo: determinación de la significación del riesgo por comparación entre el riesgo estimado y un criterio de riesgo.





NORSOK Z 013 Análisis de riesgos y la preparación para emergencias

Estimación de Riesgo, su análisis y evaluación



8.1 Desarrollo de Risk Assessment Approach

El objetivo de la evaluación de riesgos es identificar y priorizar los riesgos de la línea para que el operador pueda determinar como, donde y cuando emplear los recursos para mitigación de los riesgos y mejora de la integridad de la línea.La evaluación de riesgos es un proceso

analítico muy importante en un programa de integridad.






8.1 Desarrollo de Risk Assessment ApproachLa información necesaria para desarrollar la evaluación de riesgos tiene las siguientes características:

Pueden ser incompletos. Cambian en función del tiempo

Se requiere emplear los datos de mejor calidad y mas completos para el análisisSin embargo los datos incompletos pueden ser empleado en los análisis preliminares para priorizar porciones del sistema y/o desarrollar un “baseline inspection plan”.




Para seleccionar el método de evaluación de riesgos se debe responder a:

Que decisiones gerenciales deben basarse en los resultados de la evaluación de riesgosQue resultados específicos son requeridos para soportar los procesos de decisión?Que nivel de recursos son requeridos para lograr que su implementación sea exitosa?Cuanto tiempo se dispone para su implementación?







Cualquiera sea el método empleado en la evaluación de riesgos este debe responder a las siguientes preguntas básicas:

Que clase de eventos pueden conducir a perder la integridad del sistema?Cual es su frecuencia de ocurrencia?Cuales serian sus consecuencia si ocurren?Cual es el riesgo global asociado?




8.3 Estimación del Riesgo Se debe distinguir entre

Risk Assessment: Proceso global de análisis de riesgo y evaluación de riesgoGestión del Riesgo: Proceso continuo de actividades coordinadas para dirigir y controlar una organización en relación al riesgo. Esto incluye

Análisis de Riesgo, Evaluación del Riesgo, Mitigación del Riesgo, Aceptación del Riesgo, yComunicación del Riesgo.






RIESGO CERO vs. ALARP

ALARP (As Low As Reasonably Practical)El riesgo solo puede ser minimizado a un cierto nivel bajo la tecnología actual y a un costo razonable.

El nivel admisible de riesgo esta determinado tanto por la tecnología como por el nivel de alarma de la sociedad Cada empresa debe crear su propia tabla considerando las siguientes situaciones especificas: factores sociales, políticos, económicos, definiendo consecuencias y frecuencia.



8.4 Características de un adecuada evaluación de riesgos

Estructuración de la metodología empleada (flexible, rígida )Recursos humanos adecuados para realizar el trabajoEmplear la experiencia de eventos pasados (historial)Enfatizar sus aspectos predictivosEs un proceso iterativo.






8.5 Primer pasa en el proceso de evaluación de riesgosDesignar un equipo de trabajo que cuente con especialistas en gestión de riesgos, operaciones, control de corrosión, ingeniería, mantenimiento, seguridad y ambiente, cumplimiento de las regulaciones y de la gestión de Right-of- Way.Emplear técnicas adecuadas (brainstorming, realizar una revisión sector por sector de la línea con mapas, emplear checklist, emplear matrices de riesgo, etc.)




8.6 Evaluación del Riesgo

API 1160 describe diversos aspectos a ser considerados en la selección del método de evaluación mas apropiado para cada caso.





8.7 Metodologías de Evaluación del RiesgoEntre las metodologías existentes serán presentadas las siguientes:

Métodos CualitativosMatriz de Riesgos PotencialesSistema de Indexación

Métodos Cuantitativos







Selección de Técnicas de Evaluación de Riesgos

Para realizar la evaluación de:

Seleccionar la técnica:

Estudiar eventos específicos, investigar incidentes ya producidos, comparar riesgos de fallas especificas,

Árbol de Fallas, FMEA, HAZOP

Modelar la interacción entre variables y mecanismos potenciales de falla

Modelo de Indexación

Impacto para las personas, ambiente, infraestructura, interrupción del negocio, etc.

Análisis de Riesgo Cuantitativo



8.7 Metodologías de Evaluación del Riesgo





Sistema de Indexación

SISTEMA DE INDEXACION: técnica intuitiva que evalúa los diversos riesgos asignándole un pesos relativo a cada uno, y combinándolos en un Índice de riesgo total (Overall Risk Score). Su empleo requiere del empleo de elementos subjetivos y de juicio experto.




Sistema de Indexación

Entre las fortalezas de la técnica de indexación se encuentran:

Respuesta inmediataBajo costo de análisis (aproximación intuitiva basada en los datos disponibles)Puede mejorarse sus resultados a medida que se dispone de mas información Herramienta para la toma de decisiones






Fuentes de conocimiento empleados en la Evaluación de Riesgos de Ductos

Conocimiento experto (experiencia) o intuitivosInformación estadística o genérica.Conocimiento especializado proveniente de estudios de integridad y vida remanente.

Evaluación Subjetiva de Riesgos Es un componente del sistema de evaluación de riesgos empleando índices (Sistema de Indexación).Cuando los conocimientos son incompletos, y se emplean además de la información estadística recursos basados en la experiencia, opinión, intuición y otros recursos no cuantificables la evaluación resulta al menos parcialmente subjetiva.



MODELO PARA EVALUACION DE RIESGOS EN DUCTOS (The Scoring System)

Se presentara un modelo “hibrido” que emplea varias de las técnicas mencionadas (FMEA; FTA) (subjetivo):

Se asignan valores numéricos (scores) a las condiciones que contribuyen a la imagen del riesgo de un sistema de ductos.Los valores numéricos son determinados a partir de datos estadísticos y la opinión experta del operador.Valores altos representan riesgos altos (altas probabilidades y consecuencias)






La técnica consiste en examinar el sistema (pipeline) y dividirlo en seccionesCada sección es examinada en dos partes generales:

Detallada itemización y valorización numérica de los eventos (evaluando probabilidad de ocurrencia) que pueden hacer fallar al ducto. Se divide en cuatro índices que reflejan las áreas típicamente asociadas con accidentes en ductos

CorrosiónDiseñoIncorrecta operación Daño por terceros

Análisis de las potenciales consecuencias de las fallas, considerando producto transportado (peligrosidad y dispersabilidad), localización y condiciones de operación. Se determina un factor de impacto de las perdidas .Se combinan los resultados de la indexación con el factor de impacto por perdidas para determinar un valor de riesgo relativo para cada sección.



Proceso de Análisis de Riesgos en Ductos






PROCESO DE ANÁLISIS DE RIESGOS EN DUCTOSMETODO DE INDEXACION



FACTORES RELEVANTES PARA EVALUARDAÑO POR TERCEROS





COVERTURA MINIMA



PROTECCION DE INSTALACIONES EN LA SUPERFICIE





MODELO DE RIESGOS (INDEXACIÓN)



FACTORES RELEVANTES PARA EVALUAR CORROSIÓN





INSTALACION TIPICA DE CASING



PROTECCIÓN CATÓDICA CON CORRIENTE IMPRESA








FACTORES RELEVANTES PARA EVALUAR DISEÑO





TENSIONES MECÁNICAS











ESQUEMA DE “ESPESORES” REQUERIDOS PARA SOPORTAR CARGAS EXTERNAS E INTERNAS








FACTORES RELEVANTES PARA EVALUAR OPERACIÓN INCORRECTA





SISTEMA SCADA








FACTORES RELEVANTES PARA EVALUAR EL IMPACTO DE PERDIDAS



Evaluación de Riesgo en ductos

SEC

TIO

N 1

SEC

TIO

N 5

SEC

TIO

N 9

SEC

TIO

N 1

3

SEC

TIO

N 1

7

SEC

TIO

N 2

1

SEC

TIO

N 2

5

SEC

TIO

N 2

9

Third

Par

ty In

dex

Cor

rosi

on In

dex

Des

ign

Inde

x

Inco

rrec

t Ope

ratio

nIn

dex

Tota

l Ind

ex S

um0

50100

150

200

250

Sections

Analisis

Third Party IndexCorrosion IndexDesign IndexIncorrect Operation IndexTotal Index Sum





SABOTAGE EN DUCTOS


MODULO SABOTAGE

Mitigación

A Asociación comunitaria 0-16

Seleccionar uno

xPrograma con Impacto significativo, perceptible y

positivo

x Reuniones periódicas con los líderes de la comunidad

x Bien publicitado como un servicio a la comunidad

B Inteligencia 0-5

C Fuerzas de Seguridad 0-8

D Resolve 0-2

E Amenaza de castigo 0-2

F Cooperación con la industria 0-2

G Instalaciones de Superficie -20

Barreras de prevención 0-18

Detección Tipo de Prevencion

Revestimientos - Casing -10

Revestimientos - Casing modificados anti terrorismo -3


Atributos y Prevenciones






MODELO PARA EVALUACION DE RIESGOS EN DUCTOS(The Scoring System)

Etapa 1: Dividir la línea de conducción en secciones apropiadas para su análisis.Etapa 2: Decidir los riesgos a considerarEtapa 3: Construcción de una base de datos evaluando con el método cada sección del ducto.Etapa 4: Identificar los cambios en riesgo producidos y actualizar la base de datos (Mantenimiento)



Sub división del SistemaCriterio introducir un “break point” donde se produzca un cambio importante. Criterio costo-efectivo. Método Prueba y Error.

Factores a considerar:Densidad de Población (Ej. Cambios cada 10% de variación)Condición de corrosividad del suelo (Ej. Cambios cada 30% de variación, Ej datos cada 200 m) Condición del coatingEdad de la línea

DOT considera la definición de población en la ruta de los pipeline cada 1 milla.

Ej. Para un caso típico en 100 km de ductos aproximadamente 30 secciones.






Clases de Trazado según NAG 100

Analiza un área de 1600 m por 200 m de ancho. (Para costa adentro). La zona termina 200 m después de los edificios.Clase 1: 10 menos unidades de vivienda ocupación humana (también para costa afuera)Clase 2: 10 a 45 unidades de viviendaClase 3: mas de 46 unidades de vivienda o grupos de mas de 20 personas (campo de deportes, teatros, etc.)Clase 4: presencia de edificios de mas de 4 pisos







8.7 Metodologías de Evaluación del Riesgo

Entre las metodologías existentes serán presentadas las siguientes:

Sistema de indexaciónMétodos cuantitativos







Análisis Cuantitativo de Riesgos

El análisis cuantitativo asigna valores numéricos a la probabilidad de falla y costos a las consecuencias. Construye la curva Probabilidad de Falla vs. Tiempo para cada componente, así como Probabilidades vs. Consecuencias ($).



8.8 Identificación de datos requeridos para la evaluación

Las Tablas 8-1 y 8-2 presentan una lista de variables a considerar por su impacto sobre los factores de riesgo .






Factores de riesgo



Factores de riesgo






8.9 Validación del modeloDebe realizarse una validación del modelo empleado realizando revisión de los datos y del modelo de manera de que sus resultados tengan sentido para el operador.









9 Desarrollo e implementación de un Plan de Inspección Inicial (Baseline)




9.1 Plan Inicial (Baseline)Con la entrada inicial de datos se puede desarrollar un Plan Inicial de Inspección y posiblemente algunas actividades de mitigación con su cronograma de ejecución.Se debe elegir las técnicas de inspección (podría ser prueba hidrostática, pigs, etc.), mas apropiadas para cada activo así como priorizar las acciones y elaborar cronogramas.





9.1 Plan Inicial (Baseline)El operador debe considerar para desarrollar su baseline plan:

1. Anomalías en la línea que pueden causar efectos adversos en su integridad.

2. Las técnicas de inspección típicas para las líneas enterradas.

3. Metodologías para la evaluación de los resultados de la inspección

4. Metodologías de reparación y otras actividades de mitigación para mejorar la integridad de la línea



9.2 Anomalías y DefectosEl Apéndice A de API STD 1160 presenta los diversos tipos de anomalías que suelen presentarse en las líneas de conducción.Es esencial comprender las diversas anomalías y las condiciones bajo las que se pueden presentar con el objeto de seleccionar las técnicas de inspección mas efectivas.Las Tabla 9.1 contiene una matriz de defectos y las tecnologías de inspección efectivas disponibles.






9.3 Tecnologías de Ensayos para Inspección Interna

Se describen en esta sección dos técnicas de ensayos:

“In-Line Inspection” (ILI smart pig o chancho inteligente) (consultar NACE TechnicalCommittee Report “In-Line Nondestructive Inspection of Pipelines“)

Prueba Hidrostática (consultar API 1110 “PressureTesting Liquid Pipelines”)




9.3.1 Herramientas de inspección internaLos chanchos inteligentes (smart pig) actualmente permiten la detección de corrosión, deformaciones y fisuras.La selección de la herramienta de inspección interior se basa en las causa raíz de fallas previas, tipo, edad y recubrimiento de la línea, presión de operación, performance de la protección catódica y aspectos ambientales.






9.3.1.1 Detección de Pérdidas de MetalStandard Resolution Magnetic Flux Leakage(MFL): empleando un campo magnético axial, generado por imanes permanentes o electroimanes, y por sus características o desviaciones se inducen en forma indirecta diversas anomalías. Tiene limitaciones para detectar discontinuidades longitudinales.High Resolution Magnetic Flux Leakage (MFL):Con mas sensores que el método standard, permite dimensionar las anomalías y determinar la resistencia remanente del caño. También si la corrosión es interna e interna. Tiene limitaciones para detectar discontinuidades longitudinales.Ultrasonido: mide en forma directa el espesor del caño




HERRAMIENTA DE DETECCION: MFLMagnetic Flux Leakage

La herramienta consta de un par de aros que actúan como magnetos, espaciados con polaridad opuesta, que introducen un flujo magnético a lo largo del caño.Posee sensores montados entre los polos que detectan pérdidas de flujo (debidas a perdidas de metal)





HERRAMIENTAS DE DETECCION:









9.3.1.2 Detección de FisurasSe han desarrollado herramientas para detectar fisuras o discontinuidades tipo fisuras incluyendo SCC y defectos longitudinales en soldaduras.Estas técnicas emplean ultrasonido angular , detecta defectos como falta de fusión, hookcracks, SCC, cavidades, narrow axial corrosion(ERW).Tiene un nivel de sensibilidad superior a la prueba hidrostática.






9.3.1.3 Herramientas GeométricasCaliper: mide desviaciones en la geometría (diámetro, ovalización, dents, buckles, perdida de espesor, curvado, etc. ) y sirve para determinar si pueden pasar otras herramientas. Se combina con excavaciones.Deformación: hay herramientas mas sensibles que localizan circunferencialmente el defecto y lo miden con precisión. Se combina con excavaciones.Mapeo: establece las coordenadas geográficas de la línea empleando navegación inercial y puede determinar desplazamientos.



CALIPER Y GEOPIG





Efectividad Inspección Pérdida de Espesor Componentes Enterrados (1)








9.4 Determinación de la Frecuencia de Inspección

9.4.1 Inspección Inicial: para decidir cuando realizar la inspección inicial el operador debe considerar los resultados de la evaluación de riesgos y los tipos de anomalías esperadas.




9.4 Determinación de la Frecuencia de InspecciónAnomalías Factores a considerar Frecuencias de Inspección

CorrosiónExterna

Edad del caño, Espesor, Tipo y condición coating, Estado protección catódica, Potencial suelo-caño, Historial caño

Velocidad de corrosión estimada por excavaciones.Frecuencia igual a la mitad de la vida remanente. API 570

CorrosiónInterna

Edad del caño, Espesor, Fluido transportado (presencia de agua, CO2, H2S, salinidad agua, bacterias), estado cupones de corrosión, empleo de pigs a intervalos regulares, uso inhibidores y biocidas, caudales, historial de perdidas del caño

Velocidad de corrosión estimada por excavaciones.Frecuencia igual a la mitad de la vida remanente. API 570

Dents o Buckles

D/t, espesor, edad caño, numero y rango de ciclos de presión empleados (ver API 1156)

Evaluación de la probabilidad de movimientos de tierra, daño de terceros,

FisurasLongitudinales

espesor, edad caño, numero y rango de ciclos de presión empleados , tipo de costura longitudinal, propiedades mecánicas, niveles de presión de las pruebas hidráulicas, Modelos fractomecánicos.

Determinada empleando modelos fractomecánicos

CorrosiónBajo

Tensiones

Edad del caño, Espesor, Tipo y condición coating, Estado protección catódica, ciclos de presión, desplazamientos suelo,

Determinada empleando modelos fractomecánicos y excavaciones. Determinar tipo de SCC alto pH o near neutral pH





9.5 Prueba hidrostáticaEs un método aceptado para ensayar la integridad de una línea.En líneas que han estado en servicio tiene dificultades con la contaminación del agua. Pero cuando hay dificultades con otros métodos esta prueba es empleada.Se la usa sola o combinada con métodos de inspección interna.ASME B 31.4 requiere 1.25 MOP cuatro horas con inspección visual o mas de ocho horas a 1.1 MOP cuando la línea no es inspeccionada visualmente.Como alternativa el “spike test” a 1.39 MOP durante 30 min. para detectar defectos longitudinales.




9.5.2 Limitaciones de la prueba hidrostática La prueba hidrostática es una herramienta para remover en forma destructiva los defectos que tienen un tamaño critico.La línea puede fallar a menor presión que la alcanzada en la prueba si algún defecto llego a crecer hasta casi el tamaño critico durante la prueba inicial, y durante la descarga continua creciendo. Si esto ocurre la línea puede fallar a presiones bajas. La prueba hidrostática puede iniciar defectos que luego crezcan por fatiga o SCC o corrosión.No es un método efectivo para detectar corrosión localizada (picado)






9.5.3.1 Determinación de la frecuencia para prueba hidrostática

Se estima el intervalo entre ensayos hidrostáticos, determinando el tamaño de defecto que pudo sobrevivir al primer ensayo y el tamaño critico de defecto a la MOP. Con una velocidad de crecimiento realista se puede determinar la vida remanente y la frecuencia de inspección.




9.6 Estrategias para responder a las anomalías detectadas en la inspección

La información obtenida y evaluada inicialmente por el proveedor de los ensayos internos debe ser revisada y evaluada por el operador para decidir las estrategias de reparación y mitigación.Los resultados definitivos de las inspecciones pueden tardar 180 días, y los preliminares 30. Se deben hacer acciones de mitigación temporaria dentro de los 5 días de recibido el informe preliminar. Las reparaciones dentro de los 30 días de dicho informe.Las recomendaciones finales deben implementarse dentro de los siguientes 180 días.ASME B 31.4 sec 451.6 y 49 CFR Part 195.452 proveen limites específicos para ciertos defectos.Por ejemplo se reparan gouges superiores a 12,5% del espesor o perdidas de metal superiores a 50% del espesor, o dents mayores a 6% del diámetro.





Datos- Fallas por Corrosión



RELEVAMIENTO, DETECCION Y SEGUIMIENTO

Mediciones eléctricasTestigos de corrosiónVelocidad teórica de corrosiónObservación directaPigging





Nuevas estrategias de monitoreo

Detección en Línea de la Corrosión Interna de las Tuberías y Ductos de Transmisión de Gas Natural: “Pruebas de Campo Remotas para el

Mejor Control del Proceso”

Russell D. Kane – Honeywell Process SolutionsBernard S. Covino, Jr., Sophie J. Bullard, Stephen D. Cramer, Gordon R. Holcomb, y Margaret Ziomek-Moroz –

Departamento de Energía de los Estados Unidos de América, Centro de Investigación de Albany Brian Meidinger– Rocky Mountain Oilfield Testing Center



Métodos de monitoreo de la corrosión

La red de tuberías de acero en US y Canadá tiene más de 50 años y ha sufrido gran deterioro debido a la corrosión.La corrosión interna de los ductos de transmisión de gas depende, principalmente, de su pureza.

El agua, las sales, orgánicos, CO2, O2, H2S, y las bacterias pueden iniciar y acelerar el proceso de corrosión en los gasoductos.

Los métodos actuales que sirven para evaluar el daño producido por la corrosión en gasoductos se basan en:

Técnicas indirectas (predicciones y análisis)Evaluación a largo plazo con cuponesInspecciones periódicas y restrospectivas (chanchos inteligentes, por ejemplo)





Corrosión de Ductos y Tuberías

En los EUA y Canadá, 20 a 50% de las fallas se deben a la corrosión interna. Las dos fallas más importantes del sistema de gasoductos que produjeron cambios fueron:

La rotura de un gasoducto principal de alta presión que servía al estado de Washington occidental.

Se estableció que la rotura se debió a la corrosión.

La rotura de un gasoducto en Nuevo México.

Una reducción en el espesor de la pared debido a la corrosión interna, picaduras y MIC.



Nueva Estrategia para el Monitoreo de la Corrosión

La recomendación de la investigación fue el revisar la Ley Federal de Regulación, USA, para solicitar que los ductos nuevos o que son reemplazados sean:

Configurados para reducir la acumulación de líquidosEquipados para que se pueda extraer el líquidoEl uso de mecanismos de monitoreo de la corrosión en lugares donde existen altas probabilidades de que la corrosión interna ocurra.

Una nueva estrategia de monitoreo de la corrosión incluye el uso de sensores de corrosión en tiempo real:

En secciones críticas de los ductos, En secciones donde no se pueden colocar chanchos inteligentes,Que sean colocados en forma rutinaria en toda la red.

Esto identifica problemas y permite tomar acciones correctivas mucho más pronto.





Nuevos métodos de monitoreoUna revisión preliminar de los métodos de monitoreo realizada por el Departamento de Energía de los EUA*, estableció que el mejor mecanismo como instrumento de campo fue el utilizar un mecanismo encargado de brindar monitoreo electroquímico de técnicas múltiples.La combinación que resultó en la mejor respuesta y más exacta fue el acoplar tres técnicas:

Resistencia a la Polarización Lineal -Linear Polarization Resistance(LPR)Análisis de Distorsión Harmónico -Harmonic Distortion Analysis (HDA)Ruido Electroquímico -Electrochemical Noise (ECN).

Esta combinación brinda una evaluación de la tasa de corrosión y de la actividad de la corrosión localizada (picaduras).Estas tecnologías han mejorado lo suficiente hoy en día y pueden ser aplicadas a instalaciones de campo remotas en un solo transmisor de servicio con líquido (el agua o HC/agua), la multifase (petróleo/gas/agua), los sistemas deshidratados de gas y MIC.



Tecnología de probetas y equipos de mediciónSuper-LPR™ online utilizados - HONEYWELL





Monitoreo de los gasoductos

Hay una falta de datos del proceso en tiempo real para poderevaluar la gravedad de la corrosión.Es, entonces, importante el cambiar el paradigma para/demonitoreo de la corrosión.

No utilizar tasas de corrosión promedio.La corrosión es una variable de tiempo real.Identificar los eventos.

analizar los picos.correlacionar los procesos.

Controlar los procesos parareducir los casos de corrosiónaumentar la confiabilidad yseguridad de los ductos yprocesos.



9.7 Métodos de ReparaciónEl APENDICE B provee de una guía para la reparación.La Tabla 9.2 es una guía para determinar las estrategias de reparación para ciertos tipos de defectos en ciertas localizaciones (costura longitudinal y circunferencial, cuerpo)






Tipos de anomalías en líneas de conducción de petróleo y gas

Estrategias de Reparación

API Standard 1160 Apéndice BAWS Pipeline Welding Inspection






Apéndice B Estrategias de Reparación (API 1160)

Las inspecciones realizadas por el operador de la línea pueden detectar anomalías que deben ser evaluadas.Un cierto numero de anomalías pueden requerir reparaciones.Este apéndice de API 1160 provee de una guía para definir las estrategias para las reparaciones.



ReparacionesSe debe consultar:ASME B 31.4 Section 451.6 Pipeline RepairsPipeline in Service Repair Manual49 CFR Part 195Todas las reparaciones deben ser hechas con material que iguale o supere la MOP del segmento afectado





Reemplazo de la cañería

Cuando las anomalías son severas o no se puede emplear un sleeve se debe reemplazar el sector dañado.El reemplazo debe estar diseñado con una resistencia al menos igual al sector original reemplazado.



Re coating and Backfilled

Si se determina que no es necesario una reparación o reemplazo la anomalía debe ser protegida con un un re-coating y backfilled.





Reparaciones de líneas en servicioLos tres aspectos a considerar en las reparaciones son:

SEGURIDAD, MANTENIMIENTO DEL SERVICIO, RESTAURACION DE LA INTEGRIDAD DEL SISTEMA



Reparaciones de líneas en servicioSeguridad

Las reparaciones deben hacerse en forma segura para minimizar riesgos para el personal, el publico y el ambiente.Los riesgos son que los defectos causen perdidas o la fractura de la cañería antes o durante la operación de reparación y que errores durante la reparación provoquen fallas durante la operación posterior.Para minimizar los riesgos se debe reducir la presión, evaluar los parámetros del ducto , naturaleza de los defectos y la integridad después de la reparación.Reducción de presión y Examen previo a la reparación: cuando se descubre una discontinuidad significativa previo a su examen se debe disminuir la presión por lo menos a un 80% de la que tenia cuando se descubrió la discontinuidad. El examen consiste en hacer el pozo (bellhole), eliminar el coating, limpiar con solventes y cepillos (fibras). Cuidar de amolar, cepillar, martillar para evitar enmascarar la discontinuidad. Determinar la naturaleza de la discontinuidad: clasificándola en los tipos analizados.Determinar los parámetros de la línea: se debe conocer el material, grado, diámetro, tipo de costura, tenacidad a la fractura.Reducción adicional de presión: cuando se decida la reparación y el método se debe reducir la presión 67%.





Reparaciones de líneas en servicio

Mantenimiento del servicio: Soldadura de reparación en servicio a las presiones previamente limitadas.

Parámetros limites 20 V, 80-100 A, electrodos de bajo hidrogeno, diam. (2,4 a 3,2 mm), velocidad 10 - 12 cm/min.Espesores remanentes en función de flujo de gas y presión. Espesor mínimo remanente de 3,8 mm.



Reparaciones de líneas en servicio

Restauración de la integridad del sistema:Empleo de técnicas probadas:

SleevesBolt –on-ClampsHot Tapping (con remoción del defecto)Deposito directo de soldaduraAmolado de concentradores de tensionesRemoción como cilindro.Sleeve rellenos con resinas incompresibles (epoxy)





Pipe Sleeve (Medias Cañas de Reparación)

Ha sido demostrado que un adecuado empleo de monturas o sleeves puede restaurar el 100% de resistencia respecto de la original del caño.Existen varios tipos de configuraciones para los sleeves.



Sleeve Tipo A

Tipo A:Ventajas

No se suelda sobre el caño (se sella)Las soldaduras longitudinales pueden ser hechas con electrodos celulósicos

DesventajasNo es recomendado para defectos circunferencialesNo sirve para reparar perdidas





Sleeve Tipo B

Tipo B:Ventajas

Puede repara cualquier anomalía, incluso perdidasPuede usarse con anomalías circunferencialesEl espacio anular queda protegido para la corrosión

DesventajasRiesgo a fisuración en frío (hidrogeno) en la costura circunferencialSe debe reducir el caudal y presión durante la reparación.



Dispositivo para calificar soldadores y procedimientos de soldaduras de monturas







10 Opciones de Mitigación






10.1 Prevención de daño de terceros (TPD)TPD es la mayor causa de perdidas de líneas (aproximadamente 25% de los incidentes)Se deben considerar las siguientes actividades de mitigación:

1. One Call Utility Location System (programa de prevención de excavaciones)2. Mejoras en la señalética (carteles con TE emergencias, desde cada localización se

deben ver dos carteles en las áreas de gran actividad, etc.)3. Detección electrónica u óptica (incluye un cable metálico o fibra óptica instalado

aprox. 50 cm del suelo destinado a monitorear con instrumentos la línea. Si el cable se daña los instrumentos de medición integrados con PLCs – Controladores Lógicos Programables – y el SCADA (Supervisory Control And Data Acquisition)

4. Incrementar la profundidad de la cobertura hasta ciertos limites (1,5 m de profundidad) y emplear coberturas de concreto.

5. Mejorar la educación publica6. Mantenimiento del corredor (Right-of -Way), incluye acciones de limpieza,

control de la vegetación, reemplazo de carteles, desarrollo de guías para excavación, etc.

7. Mejora en las frecuencias de inspección y mantenimiento del corredor ROW8. Protección mecánica de la línea (recubrimientos externos de concreto sin contacto

con el metal)9. Espesor de pared adicional.10. Cintas o mallas de advertencia enterradas sobre la línea.



10.2 Control de CorrosiónEl recubrimiento mas la protección catódica proveen de una protección sobre corrosión Mantenimiento de la protección catódica, debe cumplir NACE RP 01 69Evaluación, monitoreo y mantenimiento del coating. Limpieza interna periódica de las líneas






10.3 Detección y minimización de perdidas no intencionales de producto en líneas

1. Reducción del tiempo requerido para la detección de la perdida

2. Reducción del tiempo para localizar la perdida

3. Reducción del volumen que puede perderse

4. Reducción del tiempo de respuesta a emergencias



10.4 Reducción de la Presión de OperaciónLa reducción de la presión temporaria o permanentemente puede ser usada para reducir los riesgos.La reducción de presión temporaria cuando se detecta una discontinuidad permite reducir inmediatamente los riesgos hasta que esta pueda ser evaluada por excavación, reparada o removida.









11 Revisión del Plan de Gestión de Integridad

Los resultados de las inspecciones conducidas bajo un Plan de Gestión de Integridad deben ser evaluadas y luego integrados los resultados con los datos previos de IntegridadCon esta información y la de análisis de riesgos periódicos se debe modificar el Plan de Gestión de Integridad, tanto los planes de inspección como las actividades de mitigación.









12 Gestión de Integridad de Estaciones de Bombeo y Terminales

Conceptualmente es similar el caso de las líneas que el de las estaciones de bombeo o terminales, sin embargo hay algunas diferencias que considerar (Ej. TPR (Daño por Terceros) es poco aplicable a las plantas)

Datos requeridosHistorial de incidentesDatos de las instalaciones

Opciones de Mitigación358CTI Solari y Asociados SRL




12 Gestión de Integridad de Estaciones de Bombeo y Terminales

Opciones de Mitigación:1. Inspecciones (API 570 es una guía aceptada, API 581)2. Mantenimiento de elementos de protección (válvulas de control,

alarmas, etc.)3. Control de corrosión (protección catódica, inhibidores, biocidas)4. Tanques (API 653 para inspección , reparación y mantenimiento

junto con API 581)5. Detección de perdidas (sensores para detectar hidrocarburos,

gases, ensayos de perdidas prueba hidrostática y neumática, trazadores químicos)

6. Capacidad de respuestas a emergencias7. Consideraciones para mejorar diseños (limitar cañerías enterradas,

evitar dead legs y bajos caudales, accesibilidad para inspección, etc.)









13 Evaluación del Programa










13.5 Auditorias

Son una importante herramienta de evaluación de la efectividad del programa y de las áreas de mejora.API 1160 establece una lista de preguntas para guiar una auditoria del sistema de gestión de integridad.





13.6 Mejora de la Performance

Los resultados de las mediciones de desempeño y de las auditorias internas / externas deben ser reportados a los responsables de la gestión de integridad de la línea.Anualmente se debe realizar una revisión del programa de integridad.








Gestión de Cambios




Gestión de CambiosUna vez que esta establecido el programa de integridad es critico que el operador monitoree y mejore en forma continua el programa. Para lograrlo el operador debe:

Reconocer los cambios antes o inmediatamente después de que se produzcanAsegurarse que los cambios no aumentan los riesgosActualizar el programa de integridad para la sección afectada






GESTION DE CAMBIOS

¿Tiene la planta un procedimiento escrito de Gestión de los Cambios que deba ser usado siempre que se agregan nuevas facilidades o se hacen cambios a algún proceso?¿El Documento esta aprobado por la empresa y esta en vigencia?¿El documento contiene procedimientos de autorización para efectuar cambios claramente establecidos y a un nivel apropiado?¿Se define el alcance de los cambios significativos o mayores y los cambios menores?¿El procedimiento indica que todos los cambios deben ser identificados y revisados antes de su implementación?¿Se identifican los cambios que requieren modificar el programa de integridad de activos físicos por alterar los factores de riesgo?



GESTION DE CAMBIOS¿Están incluidos los siguientes cambios de naturaleza técnica, física, procedimientos, y organizacionales en el procedimiento de Gestión de Cambios?

Cambios físicos en la planta, que no sean reemplazos, por ejemplo el agregado, supresión o modificación del equipamiento, expansiones, modificaciones de equipos, revisiones de sistemas de alarma o instrumentos, etc.Cambios en los productos químicos de proceso (Cambios en el fluido, alimentación, catalizadores, solventes, etc.)Cambios en condiciones de proceso (condiciones de operación, cambios de caudal, cambios de presión y temperaturas de operación, etc.),Cambios significativos en procedimientos de operación (secuencias de arranque o parada, cantidad o responsabilidad del personal, etc.)Cambios en las regulaciones legales.





GESTION DE CAMBIOS

¿Se entiende claramente en la planta qué constituye un "cambio temporal" y uno “permanente”?

Según la Gestión de Cambios, se trata de la misma forma un cambio temporal que uno permanente?Se hace un seguimiento de los ítems instalados como temporarios, para asegurar que o son quitados después de un tiempo razonable, o son reclasificados como permanentes?El procedimiento hace recomendaciones sobre la Puesta en marcha de equipos retirados de servicio



GESTION DE CAMBIOS

¿Requiere específicamente el procedimiento de gestión de Cambios las siguientes acciones siempre que se hace un cambio a un proceso?:

Requiere un PHA apropiado para la unidad.Actualizar todos los procedimientos operativos afectados.Actualizar los programas de mantenimiento afectados y los cronogramas y planes de inspección, prevención, o mitigación.Documentar los cambios que afectan el programa de integridadModificar los P&ID, límites operativos, Hojas de Datos de Seguridad de Materiales, y toda otra información de seguridad de proceso afectada.Requerimiento de comunicación a todas las partes afectadasNotificar a todos los empleados de proceso y mantenimiento que trabajan en el área del cambio, y entrenarlos si es requerido.Notificar a los contratistas afectados por el cambio.Revisar el efecto del cambio propuesto en los equipos, separados pero relacionados, upstream y downstream





GESTION DE CAMBIOS

¿Cuando se hacen cambios en el proceso o en procedimientos operativos, hay procedimientos escritos que requieran que el impacto de estos cambios en los equipos y materiales se revise para determinar si pueden causar un aumento en la velocidad de deterioro o falla, o producirán mecanismos de falla diferentes en los equipos del proceso?¿Cuando se cambian equipos o materiales de fabricación por Ítems de mantenimiento, hay algún sistema para revisar formalmente cambios metalúrgicos para asegurar que el nuevo material es adecuado para el proceso?¿El impacto del cambio tiene algún indicador de performance o criterio de auditoria?¿Los cambios son registrados y se mantiene un registro?¿Se registran las razones del cambio?¿Requieren algunos cambios calificación del personal y reentrenamiento para una correcta implementación?¿Si se introducen nuevas tecnologías se comunica adecuadamente al staff y accionistas?



Reconocer los cambios antes o inmediatamente después de que se produzcan

Ejemplos de cambios son:El agregado o eliminación de equipamiento de la líneaCambio en el fluido transportadoCambios en la presión o caudalReingreso de equipos fuera de servicioCambios en los procedimientosCambios en la ROW (Right-Of-Way) cambios en el uso de la tierra sobre la línea.Cambios en las regulaciones





Actualizar el programa de integridad para la sección afectada

Como parte del programa de Gestión de Cambios el operador debe:

Evaluar todos los aspectos que el cambio puede impactar en la integridad de la línea empleando las secciones 6 a 13 de API STD 1160.Cualquier cambio que afecte la integridad debe ser documentado.Las partes afectadas del programa de integridad deben ser modificadas para reflejar el cambio









Managing System Integrity

of Gas Pipelines


ASME B 31.8 S-2004





(par. 9)


(par. 10)


(par. 11)


(par. 12)














SI

NO


ASME B31.8S- 3 CONSECUENCIAS

Área Potencial de Impacto:El área potencial de daño en gasoductos es

función del diámetro de la tubería y de su presión.






Ejercicio:Calcular el área de daño para un ducto

de 30’’ de diámetro, que tiene una MAOP de 1000 psi (70,3 Kg/cm2).




Resultado:En un ducto de 30’’ de diámetro, que tiene una

MAOP de 1000 psi (70,3 Kg/cm2), el rádio de impacto calculado será de 660 pies (201 m).








Use of this equation shows that failure of a smaller diameter, lower pressure pipeline will affect a smaller area than a larger diameter, higher pressure pipeline.NOTE: 0.69 is the factor for natural gas using U.S. Customary units and 0.00315 is the factor using metric units. Other gases or rich natural gas shall use different factors.





Área Potencial de Impacto:En el caso que se transporten otros gases

distintos del gas natural el área de impacto se calcula:



ASME B31.8S- 4 Colección, revisión e integración de datos.

En el caso de que la cantidad o calidad de los datos sea limitada se aplica un plan prescriptivo para la gestión de integridad.Los sistemas de gestión de información MIS, o sistemas geográficos de información GIS son fuentes muy importantes de datos.Los datos empleados en un análisis de integridad prescriptivo serán:





ASME B31.8S- 4 Datos para Plan Prescriptivo.



ASME B31.8S- 4 Datos para Plan Prescriptivo





ASME B31.8S- 4 Datos para El Programa de Gestión de Integridad



ASME B31.8S- 4 Colección, revisión e integración de datos.

El proceso de colección de datos necesita verificar la calidad y consistencia de los datos.Es importante evaluar el potencial impacto de la variabilidad y precisión de los datos empleados en los análisis. Esta información se conoce como metadata (datos, o información, de los datos)Es importante tener en cuenta la resolución y las unidades de los datos recolectados.





ASME B31.8S- 5 Análisis de Riesgo-Definiciones.

El análisis de integridad prescriptivo se realizará de acuerdo a los requerimientos del apéndice A de la norma.El riesgo total de falla de un sistema estará dada por la suma de los riesgo de los distintos eventos posibles (en este caso será la suma de los riesgos de las nueve categorías de amenaza).



ASME B31.8S- 5.3 Objetivos de los Análisis de Riesgo

Priorizar los ductos/segmentos para realizar el análisis de integridad y aplicar acciones mitigativas.Analizar los beneficios derivados de las acciones mitigativas.Determinar las acciones mitigativas más efectivas para cada amenaza.Analizar el impacto sobre la integridad de los intervalos de inspección.Mayor efectividad en la disposición de los recursos.





ASME B31.8S- 5.3 Desarrollo de las aproximaciones al análisis de riesgo

Se pueden emplear diferentes métodos que faciliten las tomas de decisiones.Los métodos pueden ser de gran complejidad y tener un gran número de variables de entrada.Las metodologías de análisis por si mismas no son completamente confiables en estimar los riesgos. Se debe incorporar al análisis el conocimiento y la experiencia del personal (opinión subjetiva del personal familiarizado con las instalaciones).Todos los procesos de análisis deben quedar documentados.



ASME B31.8S- 5.3 Aproximaciones al análisis de riesgo- Cualitativo

Para organizar el análisis de los segmentos del ducto se puede establecer las prioridades. Esto se puede hacer mediante el empleo de un número que valore probabilidad de falla y un número que valore consecuencias de falla. El análisis puede ser simple y emplear escalas de 1 a 3.El operador puede emplear uno o más modelos de aproximación y análisis de riesgo.





ASME B31.8S- 5.3 Modelos de Análisis de Riesgo.

Subject Matter Experts (SMEs).Modelos de Análisis Relativo del Riesgo.Modelos Basados en el Escenario.Modelos Probabilísticas.




Subject Matter Experts (SMEs).Parte del análisis realizado por expertos de la compañía o consultores, combinada con información obtenida de bibliografía técnica. Se puede usar para obtener valores relativos para las probabilidades de falla de cada amenaza






Modelos de Análisis Relativo de RiesgosParte de la experiencia específica de los ductos y de datos adicionales. Incluye el desarrollo de modelos de riesgo para cada amenaza. Estos modelos emplean bases de datos para identificar y cuantificar el peso de las amenazas y consecuencias más relevantes en los historiales de operaciones. “Scoring Method”




Modelos Basados en los EscenariosCrea modelos de análisis que generan una descripción de una serie de eventos que conducen a un nivel de riesgos, e incluye la probabilidad y las consecuencias para cada evento. Este método usualmente incluye la construcción de árboles de eventos, árboles de decisiones y árboles de falla. A partir de esta metodología se determinan los valores del riesgo.






Modelos Probabilísticos

Estos modelos son los más complejos y demandante respecto de las necesidades de datos. El resultado del riesgo obtenido es comparable a las probabilidades establecidas por el operador.




Modelos Probabilísticos PD 8010-3:2009

“Code of practice for pipelines – Part 3: Steel pipelines on land – Guide to the application of pipeline risk assessment to proposed developmentsin the vicinity of major accident hazard pipelines containing flammables –Supplement to PD 8010-1:2004

http://www.ukopa.co.uk/ publications/pdf/UKOPA-07-0050.pdf







Frecuencia de Falla (UKOPA)





Rango de Aplicación Factores de Reduccion PD 8010-1



Frecuencia Total de Falla (TFF) y Factores de Reducción (RF)





Frecuencias Genéricas (GFF)



Factor de Reducción por Factor de Diseño (RFdf)





Determinación de la presión de Diseño o el Espesor Nominal para gasoductos ASME B 31.8

ó

Donde:D : Diámetro nominal exteriorE : Factor de Junta LongitudinalF : Factor de DiseñoP : Presión de DiseñoS : Resistencia a la Fluencia Mínima Especificada T : Factor de Temperaturat : Espesor Nominal



Factor de Junta Longitudinal E ASME B 31.8





Factor de Diseño Básico ASME B 31.8



Factor de Diseño ASME B 31.8





Factor de Reducción por Temperatura T ASME B 31.8





Factor de Reducción por Factor de Diseño (RFwt)



Factores de Reducción por Medidas de Mitigación



Ejemplo:Estimación de la Frecuencia de Falla por Interferencia Externa para ducto de diam.219 mm, espesor 5,6 mm y factor de diseño 0,3

El Factor de Reducción (RFdf) para un Factor de diseño de 0,3 es de Grafico igual a RFdf = 0,67El Factor de Reducción (RFwt) para un espesor de 5,6 mm es de Grafico igual a RFwt = 0,87La Frecuencia de Falla Genérica para díam 219mm es de Grafico GFF=0,223 por 1000 km.año, por lo que la Frecuencia Total de Falla resulta

TFF= 0,223x0,67x0,87 = 0,130 por 1000 km.año

La proporción de Ruptura, RF, es asumida como 0.7, luego la frecuencia de ruptura resulta:

0.13 × 0.7 = 0.091 por 1 000 km·año





Riego Individual Tolerable



Evaluación del Riesgo Individual y a la Sociedad





Ejemplo: Estimación de la Frecuencia de Falla por Interferencia Externa para ducto de diam.219 mm, espesor 5,6 mm y factor de diseño 0,3

Comparar valores con la Tabla siguiente

UKOPA United Kingdom Onshore Pipeline Operators AssociationFFREQ external interference failure frequency predictions forspecific pipe cases : software recomendado por UKOPA



Frecuencia de Falla por corrosión externa





Frecuencia de Falla por corrosión externa



Frecuencia de Falla por Materiales y Construcción vs. espesor del tubo(para tuberías nuevas reducir por 5 estos valores)





Frecuencia de Falla (ruptura) debida a movimientos de suelo causados por deslizamiento natural.

(Geología susceptible)



Ejemplo Evaluación de Riesgo

product: ethylene (dense phase);pipeline diameter: 219 mm;wall thickness: 7.03 mm;steel: X42;maximum allowable operating pressure: 95 bar;depth of cover: 1 100 mm;area classification: class 1 (rural).

From this the design factor is calculated as 0.51.





Ejemplo Evaluación de Riesgoa) Failure rate due to third-party interference:

From Figure B.1, the total failure rate for a 219 mm diameter pipeline with 5 mm wall thickness at a design factor of 0.72 is 0.223 1 per 1 000 km·y.The rupture rate assuming 70% ruptures is 0.156 2 per 1 000 km·y.Applying reduction factors given in Figures 8 and 9:

reduction factor for design factor of 0.51 = 0.81;reduction factor for wall thickness 7.03 mm = 0.5.

The total failure rate due to third-party interference is therefore: total failure rate = 0.223 × 0.81 × 0.5 = 0.090 8.The rupture failure rate due to third-party interference is: rupture failure rate = 0.7 × total failure rate = 0.063 6 per 1 000 km·y;therefore, the leak rate is 0.027 per 1 000 km·y.



Ejemplo Evaluación de Riesgob) The critical hole diameter for this pipeline to be used to determine the release rate for leaks [i.e. the maximum leak hole size (see Table B.12)] is calculated as 6.32 mm.

c) External corrosion:failure frequency due to leaks (Table B.13) = 0.046 per 1 000 km·y.

d) Material and construction: failure frequency due to leaks (Table B.14) = 0.064 per 1 000 km·y.

e) Ground movement: failure frequency due to ruptures = 2.1 × 10 4 per 1 000 km·y.





Ejemplo Evaluación de RiesgoFrom a) to d) above, the total failure frequency rate for this pipeline istherefore determined as follows:• failure frequency due to leaks = 0.137 2 per 1 000 km·y.• failure frequency due to ruptures = 0.063 8 per 1 000 km·y.• total failure frequency rate = 0.201 per 1 000 km·y.

(0.090 8 + 0.046 + 0.064 + 2.1 × 10 4) = 0. 201 per 1 000 km·y.

For this pipeline, the above assessment indicates that third-party interference accounts for 45% of failures.The risk assessor is therefore able to simulate risks from the following main calculation steps:

minimum distance to occupied buildings (MDOB): 45 m.fireball radius: 50 m;fireball duration: 7.5 s;fireball spontaneous ignition distance: 67 m;



Ejemplo Evaluación de Riesgo

fireball 1 000 tdu in open air distance: 95 m;rupture 30 s jet flame escape distance: 86 m.

From this, the distance to risk levels are calculated as follows:

10 6 per year individual risk: 125 m;(3 × 10 7) per year individual risk: 275 m.

1800 thermal dose units (tdu) as a fatality criterion for standard adult populations.





Determinación de la longitud del gasoducto que afecta a un individuo en la vecindad del gasoducto



Probabilidad de Ignición

Typical overall probabilities for flammable gases, other than natural gas, used by HSE are:

immediate ignition resulting in a fireball followed by jet fire: 0.2;delayed ignition resulting in a jet fire: 0.512;delayed ignition resulting in a flash fire followed by a jet fire: 0.128;no ignition: 0.16.





Longitud Crítica de Defectos en que el modo de falla para de pérdida a ruptura, y orificio critico equivalente



Distancias a Zonas de Riesgo





ASME B31.8S- 5.3 Análisis de Riesgo para

Programas Prescriptivos.El análisis permite priorizar los segmentos. Apéndice A para cada amenaza.Una vez que se calcula la integridad del segmento se emplea la siguiente tabla para determinar períodos de reinspección.



ASME B31.8S- 5.3 Análisis de Riesgo para Programas Prescriptivos.





ASME B31.8S- 5.3 Análisis de Riesgo para Programas Prescriptivos.

Ejercicio:Calcular el período hasta una nueva

prueba hidráulica para un ducto de 20’’ que transporta gas a una presión de 126 Kg/cm2 (1800 psi). El espesor de la pared del ducto es de 22 mm (0,866’’).La prueba hidráulica inicial fue realizada en el año 2003 y la presión empleada fue de 337 Kg/cm2

(4805 psi).



ASME B31.8S- 6 Análisis de IntegridadInspección ILI.

Permite localizar y caracterizar indicaciones de pérdida de material (disminución de espesor de pared) en el ducto. La efectividad depende de la condición del segmento de ducto analizado y de que la herramienta elegida sea la más adecuada para los objetivos buscados en la inspección. Se aplica como método de análisis de integridad para las amenazas de corrosión, SCC, fallas de fabricación y para determinar indicios de daños producidos por terceros.





ASME B31.8S- 6 Análisis de IntegridadInspección ILI.



ASME B31.8S- 6 Análisis de IntegridadPrueba Hidráulica

Ratifica la integridad al momento de la prueba, demostrando la operatividad del ducto respecto de la Máxima Presión Operativa (MOP). Cuanto mayor sea la relación entre la presión de prueba y la MOP mas efectivo será el test. ASME B31.4 actualmente requiere una presión de prueba de no menos de 1,25 veces la MOP sostenida en un período de tiempo no menor a 4 horas.Una prueba alternativa llamada comúnmente “test spike” se realiza a 1,39 veces la MOP por un tiempo aproximado de 30 minutos para detectar defectos lineales asociados con las costuras longitudinales.Se aplica para determinar la integridad frente a amenazas dependientes del tiempo y frente a fallas de construcción.





ASME B31.8S- 6 Análisis de IntegridadDirect Assesment

Es un método que utiliza un proceso estructurado, a través del cual, el operador es capaz de integrar el conocimiento de características físicas e historia operativa del ducto, o de un segmento del mismo. Esto, se complementa con el historial de inspecciones, reparaciones y evaluaciones, con la finalidad de determinar la integridad del sistema (el esquema es similar al presentado en la normativa API 581).




Externa Corrosion Direct Assesment (ECDA)

El proceso consiste en integrar datos de las instalaciones con el historial de las inspecciones realizadas en campo. En General se aplican inspecciones directas sobre el ducto, las cuales deben ser evaluadas para determinar velocidades de daño.En función del mecanismo de daño detectado y de la velocidad determinada de propagación se obtienen las frecuencias de reinspeccion más adecuadas.






Internal Corrosion Direct Assesment (ICDA)

El proceso consiste en integrar datos de las instalaciones con el historial de las inspecciones realizadas en campo (en sectores determinados, por ejemplo en zonas bajas del ducto donde se puede producir acumulación de agua). En General se aplican inspecciones directas sobre el ducto por UT o por Radiografía. En estas zonas detectadas se puede además intalas cupones o sistemas de monitoreo de la corrosión.




Otros Métodos de Análisis

Se pueden emplear otros métodos para el análisis de la integridad de los ductos. Este tipo de técnologias adicionales debe ser aprobada y publicada por el estándar industrial.Las metodologías de análisis deben quedar documentadas.





ASME B31.8S- 7 Respuestas al Análisis de Integridad (Reparación y Prevención)

Respuesta a Inspecciones ILI

Respuesta Inmediata: Indicaciones que muestran un defecto que es un punto de falla.

Respuesta planificada: Indicaciones que muestran defectos significativos pero que no constituyen un punto de falla.

Monitoreo: Indicaciones que muestran defectos que no fallaran antes de la próxima inspección.




Respuesta InmediataRespuesta Inmediata: Aquellas que pueden causar perdidas en un tiempo muy cercano. Esto incluye zonas corroídas que tienen presiones de falla calculadas (con ASME B31G u otros métodos) de 1,1 veces la MAOP o menores.También se incluyen todos los defectos longitudinales detectados en tuberías ERW.Se deben examinar estas indicaciones en un período no mayor a los 5 días.La acción en presencia de estos defectos es la reparación o la remoción de los mismos.






Respuesta PlanificadaEsto incluye zonas corroídas que tienen presiones de falla calculadas (con ASME B31G u otros métodos) de más de 1,1 veces la MAOP.En este caso se pueden establecer los tiempos máximos para una respuesta.La respuesta puede ser una reparación, una remoción o una nueva inspección.




Respuesta a la detección de Fisuras

Todas las indicaciones de detección de fisuras causadas por SCC requieren una acción inmediata en un lapso de tiempo no mayor a 5 días.

Las respuestas pueden ser la reparación, la remoción o una disminución de la presión de operación.






Respuesta a la detección de Daños por TercerosTodas las indicaciones de Dents que excedan un 6% del diámetro nominal en ductos que operan por sobre el 30% de SMYS requieren una accíón inmediataTodos los Dents con fisuras que excedan un 2% del diámetro del ducto o Dents en soldaduras poco dúctiles requieren acción inmediata.Estas indicaciones se deben examinar extensivamente en un período no mayor a 1 año. De ser necesario se debe reparar o remover el defecto o disminuir las presiones operativas.




Limitaciones en los tiempos de respuesta en amenazas dependientes del tiempo.

En general se recomienda emplear métodos de evaluación para determinar las velocidades de propagación de los defectos (GRI-00/0230).Si de los análisis surge que el tiempo a la falla determinado con estas metodologías es menor que el determinado en la norma el operador debe tomar acciones de mitigación (reducción de presión, etc).






Extensión de los tiempos de respuesta en Planes de Integridad basados en la Performance.

Un análisis crítico de ingeniería (ECA) puede determinar que los tiempos necesarios para la reparación y/o reinspección pueden ser mayores a los determinados por la norma.El operador debe documentar el tipo de defecto/s analizado/s y el método ECA utilizado en dicho análisis.




Respuesta a la prueba hidrostática

Todos los defectos que producen una falla de la prueba hidrostática deben ser reparados.El intervalo entre pruebas se calcula mediante la tabla.Se debe realizar un nuevo test cuando se requiera elevar la MAOP del ducto, o cuando la presión de operación se eleve por sobre el nivel de presiones histórico de los últimos 5 años.






Criterios de Reparación

Existe una tabla que muestra los métodos de reparación aceptados para cada amenaza.La gestión de integridad debe incluir procedimientos documentados de reparación Todas las reparaciones se deben realizar con los materiales y procesos adecuados para las condiciones de operación de acuerdo con los requerimientos de ASME B31.8.



Análisis de Riesgo Cuantitativo

Análisis de Consecuencias





TERMINOLOGÍA

Explosión: Reacción brusca de oxidación o descomposición que lleva consigo una elevación de temperatura, de presión o de ambas simultáneamente.Deflagración: Onda de combustión que se propaga a velocidad subsónica (velocidad del sonido 340m/seg en aire)Detonación: Explosión que se propaga a velocidad supersónica y que lleva asociado una onda de choque.Llama: Zona de combustión en fase gaseosa con emisión de luz.Fuego: Combustión caracterizada por una emisión de calor acompañada de humo, de llamas o de ambos.Incendio: Fuego que se desarrolla sin control en el tiempo y espacio.



TIPOS DE EVENTOS ACCIDENTALES Secuencia accidental: (se puede dar en forma completa o parcial)

1. Emisión (fugas): derrame (líquidos) o escape (gases y vapores) generalmente por pérdida de contención de los fluidos. Puede generar efectos tóxicos, incendios o explosiones.

2. Incendio: combustión de los fluido contenidos o emitidos, generando calor, humos sofocantes y/o tóxicos, onda explosiva o de sobrepresión,

3. Explosión: anterior o posterior a la emisión generando ondas de presión o de sobrepresión dañinas, con posible propagación de proyectiles.





TIPOS DE EVENTOS ACCIDENTALES

1. Emisión (Fugas): escapes y derrames. La evolución accidental depende de

1. Las condiciones (presión, temperatura, cantidad), y estado físico del fluido,

2. Naturaleza química (inflamabilidad, toxicidad)

3. Condiciones del entorno hacia el que se produce la fuga



TIPOS DE EVENTOS ACCIDENTALES

1. Incendios (reacciones de oxidación, generalmente con aire como comburente)

1. Incendio de líquidos en disposición abierta, no presurizada (de pileta o charco, “pool-fire”), produce radiación y humos.

2. Incendio de líquidos con rebosamientos violentos (“boil-over” y “slop-over”) por ebullición de agua en el fondo y proyección de liquido hacia fuera del tanque.

3. Incendio de gases o vapores en nube abierta (bola de fuego,“fire-ball”) llama radiante en forma de hongo con sobrepresión no significativa.

4. Fuga de gases o vapores presurizada (dardo, “jet-fire”)





TIPOS DE EVENTOS ACCIDENTALES3. Explosiones, son fenómenos caracterizados por el desarrollo de

una presión (dentro de sistemas cerrados) o de una onda de sobrepresión en espacios abiertos

1. Explosiones iniciadoras de fugas en sistemas cerrados (CVCE “confinedvapor cloud explosion”)

1. Por exceso de presión (dilatación de líquidos, golpes de ariete, combustiones explosivas, reacciones exotérmicas)

2. Por falla de contención (corrosión, desgaste, SCC)2. Explosiones iniciadoras de fugas en sistemas semi abiertos

1. Fuga controlada2. Fuga con ebullición por despresurización súbita de líquidos, según las

propiedades del fluido y las condiciones iniciales el grado de sobrecalentamiento puede ser inferior o superior a un valor critico, si es inferior se produce una evaporación rapida con efectos limitados, si el sobrecalentamiento es superior al valor critico la ebullición será súbita y masiva con un aumento de volumen tal que determinara una onda de sobre presión con efectos catastróficos (BLEVE, “boiling liquid expansion vapor explosion”)

3. Rxplosiones confinadas de polvos suspendidos.3. Explosiones como consecuencias de fugas (ignición diferida de gases o

vapores o polvos, UVCE “unconfined vapor cloud explosion”)4. Explosiones como consecuencias de incendios5. Explosiones como consecuencia de otras explosiones



CUANTIFICACIÓN Y ALCANCE DE LAS CONSECUENCIAS

Se elaboran modelos matemáticos que permiten evaluar las circunstancias en el lugar de origen de un siniestro y las consecuencias en función de la distancia desde el mismo.La secuencia de sucesos suele ser

1. Emisión2. Dispersión de gases y vapores3. Efectos tóxicos, nocivos y molestos4. Inflamación (si el gas o vapor es inflamable)5. Incendio6. Efecto de la radiación térmica7. Explosión (Deflagración detonación)8. Efectos de la onda de presión





ORIGEN Y PROPAGACIÓN DE EMISIONES, EXPLOSIONES Y FUEGO, ASÍ COMO ALCANCE DE SUS EFECTOS EN EL ESPACIO



PD 8010-3:2009 “Code of practice for pipelines”

Consecuencias:Calculo de la velocidad de emisión del fluido;Estimación de la dispersión de vapores inflamables;Determinación de la probabilidad de ignición;Calculo de la radiación térmica emitida por el fuego en una emisión con ignición;Cuantificación de los efectos de la radiación térmica sobre la población circundante.





ANALISIS CUANTITATIVO DE CONSECUENCIAS

Para cada escenario de riesgo se debe evaluar las consecuencias sobre personas, medio ambiente, edificios, instalaciones y viviendas linderas. Se realizan cálculos de la onda de choque (explosiones).Para definir las presiones a que se verán sometidos los edificios en planta y viviendas linderas. Se definen criterios para asociar las ondas de presión con sus consecuencias (Ej. 0,15 psi rotura de vidrios; 1 psi, resistencia a la explosión de los edificios de construcción ordinarios, etc.).




Como herramienta de calculo se pueden emplear software para dispersión atmosférica con el que se crea una pluma o huella contaminante de dispersión de gases.Empleando un visualizador cartográfico se puede observar espacialmente los resultados de los cálculos.Una vez que se han creado las plumas de dispersión los resultados pueden integrarse con Sistema de Información Geográfico SIG (reservas naturales, zonas urbanas, espejos de agua, zonas de derrumbe, límites internacionales, etc.) que restringen las posibles soluciones y mediante el análisis de superposición estiman las zonas de exposición y la población afectada.






Los software están diseñados especialmente para ser usado por equipos de respuesta en accidentes de tipo químico, para el entrenamiento y planificación de dichas respuestas.Pueden evaluar escapes de elementos químicos por rotura de válvulas, tanques de almacenamiento o evaporación de líquidos. Su función principal es predecir cómo una nube de gas peligroso se dispersa en la atmósfera después de un escape accidental.




En general los software tienen la posibilidad de modelar los accidentes de tipo BLEVE, es decir, explosiones. Se emplean programas avalados por la E.P.A. (Environmental Protection Agency) en su sección de emergencias químicas (Chemical Emergency Preparedness And Prevention Office), y por la agencia NOAA (National Oceanic And Atmospheric Administration), de la división de respuesta ante riegos materiales (Hazardous Materials Response Division).






Se consideran cuatro parámetros básicos: Localización,Sustancia química que se emiteCondiciones meteorológicas, y Tipo de emisión.

La localización: La situación de la fuente se utiliza para hacer cierta referencia a la posición solar, al igual que se indica la fecha y la hora. Sustancia química : las cantidades y los volúmenes.




Las condiciones meteorológicas: Pueden introducirse manualmente o conectarse con una estación meteorológica móvil (Station for Atmospheric Measurement – SAM) para introducir los datos de manera directa. Entre la información meteorológica requerida se destaca:

velocidad y dirección del viento, altura de la medida meteorológica. características de rugosidad del terreno (variaciones de altitud del entorno del foco – campo abierto, ciudad o zona forestal),nivel de cobertura del cielo, nubosidad existente. temperatura del aire, clase de estabilidad atmosférica, posible existencia de inversión térmica y humedad del ambiente.






El tipo de emisión: se requiere información sobre la las características reales o probables de una emisión de gases por rotura de una tubería o gasoducto, tal como

la temperatura del gas, la presión, el diámetro del orificio de salida en caso de rotura, si ha sido por emisión brusca o continuada, el tiempo transcurrido durante la emisión, etc.



FACTORES EMPLEADOS EN LA EVALUACIÓN DE CONSECUENCIAS PARA UN GASODUCTO





MODELADO DE LAS AMENAZAS



ZONAS DE AMENAZA POR RADIACIÓN





ZONAS DE AMENAZA POR TOXICIDAD



EVALUACIÓN DE LOS EFECTOS DE LA SOBREPRESIÓN POR EXPLOSIÓN





EVALUACIÓN DE LOS EFECTOS DE LA RADIACIÓN



LOCALIZACION ESPACIAL





LOCALIZACIÓN ESPACIAL DE LAS AMENAZAS Y CONSECUENCIAS



LOCALIZACION ESPACIAL DE LAS AMENAZAS Y CONSECUENCIAS





Recommended Practice DNV-RP-F116, October 2009INTEGRITY MANAGEMENT

OF SUBMARINE PIPELINE SYSTEMS






OF SUBMARINE PIPELINE SYSTEMSAlcance onshore /offshore








••

•

•

•





Recommended Practice DNV-RP-F116, October 2009INTEGRITY MANAGEMENT OF SUBMARINE PIPELINE SYSTEMS

Frecuencias de Inspección Externa


486

Relación entre los defectos y las amenazas

Categoría de amenaza Amenaza Defecto/anomalía

Amenazas asociadas al diseño

• Errorres en el diseño • Pérdida de espesor

• Relacionados a la Fabricación • Abolladura (Dent)

• Relacionados a las instalaciones

• Fisura• Arrancadura/Rayones (Gouge)• Arrugado - Global y/o local• Desplazamientos• Exposición• Revestimiento dañado• Daño de los ánodos, e

instalaciones asociadas

Corrosión/erosión

• Corrosión interna • Pérdida de espesor localizada o generalizada

• Corrosión externa (aérea y subterranea) • Fisuras

• Erosión

Amenazas asociadas a terceras partes

• Arrugado Global – sistemas expuestos • Fisura

• Arrugado Global – sistemas enterrados • Exposición

• Fatiga • Arrugado local• Estabilidad del terreno • Arrugado global• Sobrecarga estática • Desplazamiento





PLAN DE CONTINGENCIASe deben definir medidas mitigantes (plan de contingencias), que establezca los niveles, orden y prioridades de tratamiento de cada evento de riesgo, tendiente a reducir o eliminar su consecuencia sobre las pérdidas subsecuentes, sean éstas de índole humana, material o económica. El Plan de Contingencia es el conjunto de normas y procedimientos que, basado en el análisis de riesgos, permite a la organización encargada de ejecutar un proyecto y/o operar instalaciones industriales, actuar durante y después de un evento de contaminación o emergencia, de manera rápida y efectiva.






Desarrollo e implementación de un programa de inspección basada en riesgo para equipos estáticos (recipientes y cañerías) según metodología API 580/581Evaluación de la aptitud para el servicio


Conclusiones






RELACION ENTRE LOS DOCUMENTOS API


API RP 750 Management of Process Hazards

API 510Pressure Vessel

API 570 Piping

API 653 Tank

API 581 BRD

RISK BASED INSPECTION

API MPC FITNESS FOR SERVICE

API

RP579

API

RP 580

DOCUMENTOS DE TRABAJO DOCUMENTOS DE TRABAJODOCUMENTOS DE INVESTIGACIÓN


RISK-BASED INSPECTION TECHNOLOGY

API RECOMMENDED PRACTICE 581SECOND EDITION, SEPTEMBER

2008


ANALISIS DE RIESGO CUANTITATIVOCTI Consultores de Tecnología e Ingeniería Solari y Asociados SRL



Riesgo según API RP 581 -2008

Riesgo = Probabilidad x ConsecuenciasR(t)= Pf(t).C(t)



Planificación de las Inspecciones





Efectividad de Inspección API RP 581



ANALISIS DE RIESGO CUANTITATIVOProbabilidad de Falla

Se determina como:Pf (t) = gff . Df (t) . FMS

Probabilidad de FallaFrecuencia Genérica de Falla

Factor de DañoFactor Sistema de Gestión






ANALISIS DE RIESGO CUANTITATIVO

Probabilidad de falla genérica



Evaluación del sistema de gestión de riesgos Factor de Modificación F M


0%

2 0%

4 0%

6 0%

8 0%

10 0%1. - Lide r az go y Administ r a c ión

2 . - I nf or mac ión sobr e S egur idad de l osP r oce sos

3 . - Aná l i si s de P e l igr os de P r oce so

4 . - Gest ión de los Ca mbi os

5 . - P r oc e di mi e nt os Oper a t i v os

6 . - P r ác t i c a s S e gur a s de Tr a ba j o

7 . - Ent r e na mi e nt o8 . - I nt e gr i da d M e c áni c a

9 . - Re v i sión de S e gur idad pr e v io a lAr r anque

10 . - Re spue st as a Eme r ge nc i a s

11. - I nv est i ga c i ón de I nc i de nt e s

12 . - Cont r a t i st a s

13 . - Ev a luac ión de l S i st ema de ge st ión

CTI SOLARI Y ASOCIADOS S.R.L.




ANALISIS DE RIESGO CUANTITATIVOFactor de Daño Df



ANALISIS DE RIESGO CUANTITATIVOConsecuencias de Falla

La perdida de contención de un fluido peligroso puede causar daños a las persona, perdidas de producción o daño ambiental.API RBI considera las consecuencias en términos de:

Área afectada por el eventoConsecuencias financieras





ANALISIS DE RIESGO CUANTITATIVOConsecuencias de Falla

API RBI considera dos niveles de metodologías para determinar consecuencias:NIVEL 1: método simple basado en tablas y aplicable solo a ciertos fluidos peligrosos.NIVEL 2: método rigurosos de análisis de consecuencias



ANALISIS DE RIESGO CUANTITATIVOConsecuencias de Falla - Nivel 1





ANALISIS DE RIESGO CUANTITATIVOConsecuencias de Falla - Nivel 1



ANALISIS DE RIESGO CUANTITATIVO Evaluación del riesgo





Categorías de Probabilidad y Consecuencias (área afectada)


ANALISIS DE RIESGO CUANTITATIVOCategorías de Probabilidades y Categorías de

Consecuencias basadas en Área



ANALISIS DE RIESGO CUANTITATIVOCategorías de Probabilidades y Categoría de

Consecuencias Financieras





ANALISIS DE RIESGO CUANTITATIVO Matriz de Riesgo API RBI






Evaluación de la aptitud para el servicio Sistema integrado de análisis de riesgo, aptitud para el servicio y análisis de fallas

Conclusiones







Evaluación de defectos en oleoductos y gasoductos

ASME B31.GRSTRENG

DNV RP-F101

API RP 579-1/ASME FFS-1 2007

CTI Consultores de Tecnología e Ingeniería S.R.L.



ASME B31G-2009(Revision of ASME B31G-1991)

“Manual for Determining the RemainingStrength of Corroded Pipelines”Supplement to ASME B31 Code forPressure Piping



ASME B31G-2009

Es aplicable a todos los pipeline y piping systems dentro del alcance de los códigos de líneas de transporte que son parte de ASME B31 Code for Pressure Piping,

Tales como: ASME B31.4, Pipeline Transportation Systems for Liquid Hydrocarbonsand Other Liquids;ASME B31.8, Gas Transmission and Distribution Piping Systems;

ASME B31.11, Slurry Transportation Piping Systems; ASME B31.12, Hydrogen Piping and Pipelines, Part PL.





ASME B31G-2009

Aplicable a la evaluación de perdida de espesor de pared (metal loss) de ductos enterrados, aéreos y offshore, originadas por corrosión interna o externa, amolado para remover defectos, en soldaduras longitudinales o helicoidales, para cualquier profundidad menor al 80% para otros casos consultar norma. Materiales dúctiles.

No se aplica para fisuras o corrosión localizada en soldaduras o materiales frágiles



ASME B31G-2009

Niveles de evaluación:Nivel 0 (se requieren pocos datos Tablas)

Nivel 1 (cálculos simples, equivalente a Nivel 2 API 579-1/ ASME FFS-1)

Nivel 2 (Effective Area Method o RSTRENG method, equivalente a Nivel 2 API 579-1/ ASME FFS-1)

Nivel 3 (mas datos requeridos, especialista en FFS/ FEA elementos finitos Nivel 3 API 579-1/ ASME FFS-1)





ASME B31G-2009

A = local area of metal loss in the longitudinal planeAC = cross-sectional area of Charpy impact specimenA0 = local original metal area = LtCV = Charpy V-notched impact absorbed energyD = specified outside diameter of the piped = depth of the metal lossE = elastic modulus of steelL = length of the metal lossLe = effective length = L( /4)M = bulging stress magnification factorMAOP = maximum allowable operating pressureMOP = maximum operating pressure



ASME B31G-2009

PF = estimated failure pressure = SFD/2tPO = operating pressure, may equal MAOP or MOPPS = safe operating pressure = PF/SF

SF = estimated failure stress levelSflow = flow stress, defined in para. 1.7(b)SO = hoop stress at the operating pressure, calculated as POD/2tSUT = specified ultimate tensile strength at temperature, may equalSMTSSYT = specified yield strength at temperature, may equal SMYS





ASME B31G-2009

SF = safety factorSMTS = specified minimum tensile strength at ambientconditionsSMYS = specified minimum yield strength at ambient conditionst = pipe wall thicknessz = L2 /Dtze = Le

2 /Dt



Interacción entre defectos

Si la separación entre zonas con pérdida de metal es mayor que la establecida en la figura se consideran cada defectos en forma individualB 31 G solo permite analizar defectos individuales





ASME B31G-2009Evaluación NIVEL 0

Step 1. Determine pipe diameter and nominal wall thickness from appropriate records or direct measurement of the pipe.

Specified outside diameter of the pipe D = 406 mmpipe wall thickness t = 12,7 mm

Step 2. Determine applicable pipe material properties fromappropriate records.

API X 65SMTS = specified minimum tensile strength at ambient conditionsSMYS = specified minimum yield strength at ambient conditions

Step 3. Clean the corroded pipe surface to bare metal. Care should be taken when cleaning corroded areas of a pressurized pipe.Step 4. Measure the maximum depth of the corroded area, d, and longitudinal extent of the corroded area, L, as shown in Fig. 2.1-1.

d depth of the metal loss d = 5,3 mmL longitudinal extent of the corroded area L= 80 mm



Resistencia a la Fluencia Tensiones Admisibles








Step 5. Locate the table corresponding to the size of the pipe, D.Tabla 3 4 MThe tables were designed to provide a minimum factor of safety of 1.39 for pipelines operating with a hoop stress of 72% of SMYS.

Step 6. In the table, locate the row showing a depth equal to the measured maximum depth of the corroded area. If the exact measured value is not listed, choose the row showing the next greater depth.Step 7. Read across to the column showing the wall thickness of the pipe. If the nominal wall thickness is not listed, use the column for the next thinner wall. The value, L, found at the intersection of the wall thickness column and the depth row is the maximum allowable longitudinal extent of such a corroded area.

De tabla L = 72,5 mm

Step 8. The metal loss area on the pipe is acceptable if its measured length, L, does not exceed the value of L given in the table.

80 mm > 72,5 mm NO VEIFICA NIVEL 0








Step 1 a 4 igual a Nivel 0Step 5. Select an evaluation method and calculate the estimated failure stress, SF.

B 31 G originalB 31 G modificadoAPI 579 -1 Nivel 1

Step 6. Define an acceptable safety factor, SF.Step 7. Compare SF to SF x SO.Step 8. The flaw is acceptable where SF is equal to or greater than SF x SO, or where PF is equal to or greater than SF x PO.






Step 1 a 4 igual a Nivel 0Step 5. Select an evaluation method and calculate the estimated failure stress, SF.

B 31 G originalB 31 G modificadoAPI 579 -1 Nivel 1

Step 6. Define an acceptable safety factor, SF.Step 7. Compare SF to SF x SO.Step 8. The flaw is acceptable

where SF is equal to or greater than SF x SO, orwhere PF is equal to or greater than SF x PO.

If the flaw is unacceptable based on Step 8 above, the pressure can be reduced such that it is less than Pf /SF.




Level 2 evaluations are performed using what is known as the Effective Area Method or sometimes the RSTRENG method. Level 2 evaluations shall be carried out using a procedure similar to the ten steps described for Level 1, except that the Effective Area Method generally requires several measurements of the depth of corrosion or remaining wall thickness throughout the corroded area. The Effective Area Method is expressed as follows:

A = local area of metal loss in the longitudinal planeA0 = local original metal area = Lt









Evaluación de defectos en oleoductos y gasoductos

ASME B31.G

RSTRENG

DNV RP-F101

API RP 579-1/ASME FFS-1 2007




APTITUD PARA EL SERVICIO API RP 579-1”

• PART 1 - INTRODUCTION• PART 2 - FITNESS-FOR-SERVICE ENGINEERING ASSESSMENT

PROCEDURE• PART 3 - ASSESSMENT OF EXISTING EQUIPMENT FOR BRITTLE

FRACTURE• PART 4 - ASSESSMENT OF GENERAL METAL LOSS• SEC.5 ASSESSMENT OF LOCAL METAL LOSS• PART 6 - ASSESSMENT OF PITTING CORROSION• PART 7 - ASSESSMENT OF HYDROGEN BLISTERS AND HYDROGEN

DAMAGE ASSOCIATED WITH HIC AND SOHIC• PART 8 - ASSESSMENT OF WELD MISA LIGNMENT AND SHELL

DISTORTIONS• PART 9 - ASSESSMENT OF CRACK-LIKE FLAWS• PART 10- ASSESSMENT OF COMPONENTS OPERATING IN THE CREEP

RANGE• PART 11 - ASSESSMENT OF FIRE DAMAGE• PART 12 - ASSESSMENT OF DENTS, GOUGES, AND DENT-GOUGE

COMBINATIONS• PART 13 - ASSESSMENT OF LAMINATIONS



Procedimiento general para el análisis FFS

• Paso 1: Identificación de la discontinuidad y tipo de Mecanismo de Daño

• Paso 2: Aplicabilidad y limitaciones de los procedimientos de evaluación FFS

• Paso 3: Requerimiento de Datos• Paso 4: Técnicas de Evaluación y Criterios de

Aceptación• Paso 5: Evaluación de Vida Remanente• Paso 6: Remediación• Paso 7: Monitoreo en Servicio• Paso 8: Documentación





API 579-1/ASME FFS-1 2007 Fitness-For-Service

• Cuando en un equipo o componente en servicio se detectan la presencia de discontinuidades, y estas no son aceptables de acuerdo con los códigos de fabricación, se puede realizar una evaluación de la aptitud para el servicio empleando API RP 579-1 con el objeto de dictaminar sobre la integridad del activo físico.



API 579-1/ASME FFS-1 2007 Fitness-For-Service

• Según sea el tipo de discontinuidad detectado (perdidas de espesor, picado, laminaciones, fisuras, etc.) se realizan diferentes evaluaciones orientadas a determinar si un equipo o componente puede continuar en servicio, si debe ser reparado o si debe ser retirado del servicio.

• Adicionalmente se puede determinar la vida remanente del equipo o componente, acciones de monitoreo y mitigación recomendadas.





¿ Se detectaron discontinuidades?

Si

No

¿ Las discontinuidades exceden los niveles de

aceptabilidadespecificaciones de control de calidad

aplicables?

Si

No

Aceptación automática(no se requieren acciones

posteriores)

Aplicar la metodología para la aceptabilidad de discontinuidades

EVALUACIÓN DE DISCONTINUIDADES


Tensiones Primarias, Secundarias, Tensiones Pico y Tensiones Residuales

• Tensiones Primarias:– Tensiones normales o de corte desarrolladas

por las cargas impuestas para satisfacer el equilibrio de fuerzas externas e internas y momentos.

– Si exceden la tensión de fluencia pueden provocar fallas o al menos gran distorsión.





543 CTI Solari y Asociados SRL


• Tensiones secundarias:– Son tensiones normales o de corte

desarrolladas por las restricciones de partes adyacentes

– por ejemplo las tensiones térmicas. Tensiones auto-equilibradas.




• Tensiones Pico:– Las tensiones elásticas calculadas en los diseños son

valores nominales que no tienen en cuenta las discontinuidades locales tales como orificios, entallas o cambios de sección.

– Aun cuando una estructura tenga limitadas las tensiones por criterios de fluencias existen regiones localizadas con picos de tensiones

– Las tensiones pico pueden ser determinados considerando la tensión nominal multiplicada por un factor de concentración de tensiones.






• Tensiones Pico:– Análisis detallado o aproximaciones para el

calculo.– Un concentrador de tensiones puede

activar un mecanismo de falla debido a fractura frágil, corrosión o fatiga.

• Ejemplos de tensiones pico: cambios rápidos de temperatura superficial



• Tensiones residuales:– Las tensiones residuales son aquellas micro

o macro tensiones que permanecen en el material después de la manufactura en ausencia de fuerzas externas o gradientes térmicos.

– Pueden ser suficientemente grandes como para causar fluencia localizada

– Ej. Tensiones residuales originadas por la soldadura






Campo de tensiones en una fisura



Solución para el Factor de Intensificación de Tensiones KI para una chapa semi- infinita con una fisura central





Factor de Intensificación de Tensiones (KI)



VIDA ÚTIL EN SERVICIO




Failure Assessment Diagram (FAD)API RP 579-1 /ASME FFS-1Sec.9

• El FAD es un método para la evaluar y aceptabilidad de componentes con defectos tipo fisura.

• Considera dos criterios: – fractura inestable (pequeños defectos y

material frágil)– colapso plástico (grandes defectos y alta

tenacidad)



Failure Assessment Diagram (FAD)API RP 579-1 /ASME FFS-1Sec.9

En un análisis FFS de un defecto tipo fisura se requiere determinar:• Dimensiones del Defecto• Análisis de Tensiones• Factor de Intensificación de Tensiones (KI)• Soluciones Carga Límite• Tenacidad del Material (KMAT)• Resistencia a la Fluencia del Material • Calcular la relación de tenacidad Kr y de carga Lr• Luego se puede determinar en el Diagrama FAD el punto de

evaluación, si se encuentra debajo de la curva el componente es adecuado para continuar en operación, si no hay un mecanismo de crecimiento de fisuras operativo.






Caracterización de las discontinuidades para LBBLeak Before Break

2ccrit

2cLeak

Defecto de referencia

GEOMETRÍA DE LAS FISURAS

2cLDS• Tamaño de fisura de referencia

• Longitud de fisura que origina pérdida de fluido: 2cLeak

• Longitud de fisura detectable: 2cLDS

• Longitud de fisura pasante crítica: 2ccrit



ISO 14001Environmental Management

API 1160

Managing System Integrity for Hazardous

Liquid Pipelines

B 31.8S

Managing Integrity System of Gas

Pipeline

Regulaciones Nacionales????

ESTRATEGIAS PARA UNA GESTIÓN INTEGRAL




METODOLOGÍA PROPUESTA POR

LA RES SE 1460/06

24/10/2007



METODOLOGÍA PROPUESTA POR LA RES SE 1460/06CTI Consultores de Tecnología e Ingeniería Solari y Asociados SRL




METODOLOGÍA PROPUESTA POR LA RES SE 1460/06CTI Consultores de Tecnología e Ingeniería Solari y Asociados SRL


515.1 Indicadores MandatoriosEl operador deberá mantener actualizada e informar a la Autoridad de Aplicación -junto con la Entrega 3- los siguientes indicadores:1. Longitud Inspeccionada mediante Inspección Interna (II) / Longitud comprometida en el Plan de Relevamiento Base (PRB) o Plan de Inspección (PI), según corresponda.2. Longitud Inspeccionada mediante Prueba Hidráulica (PH) / Longitud comprometida en el Plan de Relevamiento Base (PRB) o Plan de Inspección (PI), según corresponda.3. Cantidad de fugas detectadas / Longitud del sistema.4. Cantidad de roturas / Longitud del sistema.5. Cantidad de incidentes.6. Cantidad de defectos reparados luego de la Inspección Interna (II) / Longitud del sistema.7. Cantidad de roturas detectadas mediante las Prueba Hidráulica (PH) / Longitud del sistema.8. Cantidad de veces que no se implementó la reparación según el Plan de Respuesta (PR).










Conclusiones



ConclusionesSe presentaron los lineamientos básicos para implementar un sistema destinado a gestionar la integridad de los equipos e instalacionesEl sistema debe gestionar:

los datos de inspección, generar los planes de inspección y monitoreo bajo las técnicas RBI y RCM, gestionar la integridad de equipos empleando FFS y gestionar las acciones de mantenimiento.








ASME B 31.8 S-2004





(par. 9)


(par. 10)


(par. 11)


(par. 12)














SI

NO


Gestión de Integridad de los Activos Físicos Basada en Riesgo

Elementos de un Sistema de Gestión de Integridad de Activos





569

Introducción – Gestión de Integridad según CTI


APENDICE I

Factores a considerar para mejorar la gestión de los riesgos





Gestión de Procesos Peligrosos API

De acuerdo con “Management of ProcessHazards” API RP 750 estas recomendaciones son generalmente aplicables a la producción, procesamiento, y almacenamiento de las siguientes sustancias:

Sustancia explosivas o inflamables y/o Tóxicas.



Áreas que deben gestionarse

1. Liderazgo y administración2. Información sobre seguridad de los procesos3. Análisis de peligros de procesos4. Gestión de Cambios5. Procedimientos Operativos6. Practicas seguras de trabajo7. Entrenamiento8. Aseguramiento de la calidad e Integridad mecánica9. Revisión de seguridad previo al arranque10. Respuesta a emergencias11. Investigación de Incidentes12. Contratistas13. Auditoria del sistema de gestión de procesos peligrosos





1. Liderazgo y Administración

El liderazgo es considerado fundamental para implementar y mantener efectivamente un sistema de gestión de la seguridad de los procesos La política de la organización debe reflejar el compromiso con la seguridad.Deben estar claramente definidas las responsabilidades y los requerimientos de capacitación en el campo de salud y seguridadDebe haber un Comité de Seguridad en el sitio.



2. Información sobre Seguridad de los Procesos

La empresa debe desarrollar y mantener una compilación documentada de la información referida a seguridad de los procesos.Se debe incluir los peligros asociados con los materiales presentes, datos físicos, toxicidad, limites de exposición, estabilidad térmica y química, reactividad, corrosividad, efectos de la mezcla inadvertida de materiales, Adicionalmente se debe incluir información sobre el diseño del proceso y diseño mecánico.





3. Análisis de Peligros de Procesos PHA

Todas las instalaciones que manejan procesos peligrosos deben contar con un PHA (Process Hazard Analysis) con el propósito de reducir la probabilidad y consecuencias de las liberaciones peligrosas mediante la identificación, evaluación y control de los eventos que podrían provocar pérdidas.

Identificación de escenarios peligrososEvaluación cuali o cuantitativa de riesgos

Análisis inicialAnálisis Periódico (según API RP 750 de 3 a 10 años, para OSHA cada 5 años)Team multidisciplinarioDocumentación del PHA



4. Gestión de Cambios

Las instalaciones están sujetas a cambios continuos para incrementar eficiencia, mejorar operatividad y seguridad, incorporar innovaciones técnicas y mejoras mecánicas. También se realizan reparaciones temporarias, conexiones, bypasses, etc.

Cambios en tecnología Cambios en las instalaciones

Se debe disponer de procedimientos escritos para gerenciar los cambios que consideren: los fundamentos técnicos del cambio propuesto, un adecuado PHA, modificaciones necesarias en los procedimientos operativos, comunicación de los cambios, documentación necesaria, duración del cambio, autorizaciones requeridas, etc.





5. Procedimientos Operativos

Deben proveerse procedimientos escritos que especifiquen claras instrucciones para una operación segura, las condiciones y límites de operación, consideraciones de salud ocupacional y seguridad, la posición de las personas responsables para cada una de las áreas de operación, etc.Antes del arranque de una instalación deben estar completados los procedimientos operativos.Revisión periódica: 3 a 5 años. Deben documentarse los cambios y revisiones.



6. Prácticas Seguras de Trabajo

Deben establecerse prácticas de trabajo para alcanzar seguridad en la operación, mantenimiento y actividades de modificación, así como el control de los materiales y sustancias que pueden afectar la seguridad de los procesos.Debe emplearse un sistema de autorizaciones para realizar trabajos en espacios confinados, trabajos con equipos de izaje, bloqueo de fuentes eléctricas, etc. Control de materiales: Deben controlarse las materias primas, catalizadores y otros materiales de proceso que podrían afectar la seguridad. Deben documentarse especificaciones e inventarios, estableciéndose procedimientos de control para asegurar que todos los materiales identificados cumplen con las especificaciones.





7. Entrenamiento

Todo el personal de operaciones debe entrenarse para realizar responsablemente sus tareas.Entrenamiento Inicial: Se deben desarrollar procedimientos para asegurar que el personal posee los conocimientos y habilidades necesarios para ejercer sus tareas y responsabilidades durante la operación, arranque y paradas.Entrenamiento periódico (al menos cada 3 años)Entrenamiento ante cambios en los procedimientos operativosSe deben implementar procedimientos y criterios escritos para asegurar la calificación del instructor.El entrenamiento debe estar documentado



8. Aseguramiento de la Calidad e Integridad Mecánica

Los equipos críticos deben ser diseñados, fabricados, instalados y mantenidos de una manera consistente con los requerimientos del servicio.Deben emplearse procedimientos escritos de control de calidad para asegurar el cumplimiento de las especificaciones en las etapas de:

Fabricación:Instalación: MantenimientoInspección y ensayos





9. Revisión de Seguridad previo al Arranque

En las instalaciones nuevas o modificadas se debe realizar una revisión previa al arranque para confirmar que:

La construcción cumple con las especificacionesSe disponen de adecuados procedimientos de seguridad, operaciones, mantenimiento, y emergencia.Se han considerado las recomendaciones de los PHA.El entrenamiento del personal se ha completado.



10. Respuesta a Emergencias y Control

Se debe establecer un Plan de Emergencias según prescribe OSHA u otras autoridades jurisdiccionales:

“Employee Emergency Plans and Fire Prevention Plans” 29 Code of Federal Regulations Sect 1910.38“Hazardous Waste Operations and Emergency Response” 29 Code of Federal Regulations Sect 1910.120“Fire Brigades” 29 Code of Federal Regulations Sect 1910.156

Debe establecerse un Centro de Control de Emergencias que disponga de: Layout de la planta, mapas de la comunidad, luces y comunicaciones de emergencia, material apropiado de referencia tal como el plan de emergencia, lista de dependencias gubernamentales que deben ser informadas, lista de teléfonos del personal, material técnico, acceso a datos metereológicos, etc.





11. Investigación de Incidentes

Los incidentes que originaron o podrían haber originado una perdida catastrófica deben ser investigados rápidamente por un team capacitado.La investigación debe considerar:

La naturaleza del incidenteLos factores que contribuyeron al incidenteLos cambio recomendados como resultado de la investigación

Se debe asegurar el seguimiento de las recomendaciones para su efectiva ejecución.



12. Contratistas

Aspectos tales como la selección de contratistas, su evaluación periódica, el entrenamiento del personal, la disponibilidad de la información sobre seguridad de procesos y practicas seguras de trabajo, deben ser considerados.





13. Auditoria del Sistema de Gestión de Procesos Peligrosos

Las áreas presentadas en los ítems 1 a 12 deben ser auditadas periódicamente para asegurar una efectiva performance. El team de auditoria debe incluir personas con conocimiento tanto en el proceso como en las diversas áreas mencionadas.Se sugiere un intervalo para las auditorias de entre 3 y 5 años.Los hallazgos de las auditorias deben ser informados a la gerencia, quien debe establecer un sistema para determinar y documentar una apropiada respuesta a los hallazgos. 585CTI Solari y Asociados SRL


APENDICE II



Materiales y Soldadura de Líneas de Conducción



Importancia de la función : compra de materiales

La compra de bienes y servicios puede involucrar 50% de lo que recibe una empresa por ventasUn ahorro de un 5% en las compras incrementa los beneficios de la empresa en forma equivalente a aumentar las ventas en un 25%.Es la última “mina de oro” de los negocios



587

Objetivo de la compra de materiales

Satisfacer los aspectos de calidad, cantidad, precio, tiempo, y fuentes de provisión en forma adecuadaConcepto industrial de “calidad”:

Satisfacer función o necesidad (requerimientos técnicos) a menor costo (no precio) (requerimientos económicos)



588



Compras industriales

En las compras industriales la calidad determina el precio.La función “compras” incluye :

Conocimientos de materialesConocimientos de mercado y tendenciasConocimiento de fuentes confiables



589

Gestión de calidad de compras de materiales

Para asegurar que se compre la calidad correcta se debe:

Determinar la calidad Selección del tipo genérico de material

Describir la calidad Especificación Técnica / Normas / Códigos

Garantizar (controlar) la calidad Nivel de certificación de ensayosCalificación de proveedores y productos



590




Describir la calidad

Para describir la calidad se utilizan diversos métodos:

GradosMarca comercialNormasEspecificaciones Técnicas propiasPerformanceEspecificación de materiales y procesos de fabricación


591


Criterios de Selección y Especificación de Materiales

Funcionalidad (Requerimientos del servicio)Mecánicos, Térmicos, Químicos

FabricaciónSoldadura, forja, T. Térmicos, T.Superficies

Cumplimiento legal (contractual) de Leyes, Reglamentos, Códigos, Normas

DisponibilidadSeguridad y confiabilidad

AmbientalDisponibilidad del sistema

MantenimientoCostos


592



CRITERIOS PARA SELECCIÓN DEL MATERIAL Y GEOMETRIA

Para la selección del material de las líneas de conduccón se deben considerar los siguientes aspectos:

Especificación del acero y calidad de suministro (Steel Specification and Quality Delivery)Resistencia a la Penetración (Penetration Resistance)Robustez (Robustness)Resistencia a la propagación de fracturas (Fracture Propagation Resistance)Corrosión Bajo Tensiones (Stress Corrosion Cracking (SCC))Efecto del envejecimiento por deformación (Effect of Strain Aging)SoldabilidadCapacidad para el curvado en frío y en calienteCaracterísticas de manufactura del caño (con costura, ERW, AS.)



593


Especificación del acero (Steel Specification):

Con el objeto de reducir costos por disminución del espesor mínimo de la tubería se disponen de grados API 5L de alta resistencia mecánica (X 70, X80). Para un determinado grado, diámetro y presión de operaciónlos espesores mínimos son calculados con ASME B31.4. El espesor mínimo calculado evita la posibilidad de colapsoplástico por presión interna. Este valor debe ser compatibilizado con factores asociados con otras amenazas.



594




Resistencia a la Penetración y Robustez: Otro aspecto a considerar es la facilidad de producirse indentaciones (dents), Cuando mas baja es la relación entre D/t (diámetro/espesor) mas robusto es el caño. Los dents que involucran un cambio de perfil que pueden ser serios si se asocian con pitting y cavidades gouges. Cuando se incrementa la resistencia del acero se logra reducir el espesor del caño. Se debe considerar si la disminución de espesor por aumento de resistencia no debilita el caño por ejemplo ante una solicitación externa, por ejemplo una pala mecánica Standard de 40 ton equipada con “tiger Teeth” que puede producir una perforación.



595


Amenazas de deformación plástica de la tubería por Sismos, desplazamientos de la tubería inducido por lluvias e impactos de externos:

Como consecuencia del efecto de sismos o desplazamientos del terreno (lluvias), los ductos están sometidos a deformaciones plásticas importantes, por lo que el colapso plástico y la propagación de fractura dúctil son factores tan, o en algunos casos más, relevantes que la fractura frágil. Bajo condiciones de tenacidad apropiadas, ante una flexión del ducto se puede llegar a que la parte comprimida se abolle antes de que se propague en forma dúctil una fisura a partir de una entalla (defecto no pasante) en la superficie interior. Al incrementarse la resistencia se incrementa la relación entre la fluencia y rotura (YS/TS). API 5L permite valores de YS/TS hasta 0,93.



596




Se recomienda limitar la relación entre la resistencia a la fluencia y la resistencia a la tracción a un máximo de 0,85 (para algunos autores el limite es de 0,90) con el objeto de incrementar la tolerancia a los defectos, al aumentar la resistencia a la inestabilidad plástica. Valores mayores de YS/TS resultan en condiciones inseguras especialmente cuando ocurre una deformación plástica importante como es el caso de deslizamientos por lluvias.



597


La selección de ductos de menor resistencia, tal como X60/X65, necesariamente con paredes más gruesa, es una alternativa razonable para garantizar una relación YS/TS baja en zonas sísmicas donde se requiera una alta capacidad de resistir deformaciones.



598




Una modificación de los aceros X-70 ó X-80 permite incrementar la capacidad de deformación. Por lo que, para regiones sísmicas, bajas temperaturas o posibilidades de grandes desplazamientos por movimientos de terreno, en caso de emplearse X-70 o superiores, se recomienda especificar aceros de alta deformación (High StrainLP), que presentan 1,5 veces más capacidad de deformación para el mismo diámetro y espesor.



599


El máximo valor de la relación D/t generalmente se fija en 50, mientras que se recomiendan valores más restrictivos de alrededor de 45. Para tuberías off-shore, donde el colapso por la presión exterior es relevante, se llegan a emplear relaciones D/t del orden de 20 con estrictas tolerancias de ovalización.



600




Fatiga de Bajo Número de Ciclos (LCF):Los Códigos de diseño de gasoductos Japoneses consideran minimizar riesgos de pérdidas o interrupción de la operación ante los movimientos sísmicos (deformaciones temporales del terreno).Consideran el número de ciclos de deformaciones para evitar la fatiga de bajo número de ciclos (LCF) bajo movimientos de suelo repetitivos.



601


La Fatiga de bajo número de ciclos o Fatiga de alta deformación se puede producir a un número de ciclos <10 4La ley de COFFIN- MANSON tiene la siguiente expresión:

Donde E es el Módulo de Elasticidad (MPa), u es la tensión de rotura (resistencia a la tracción) (MPa),

La ductilidad esta expresada a partir de la Redución en Área, RA (%). Nf es el número de ciclos hasta la falla

6.0

100100ln

60.012.05.3

fRAfu

t NNE



602




Para los movimientos de tierra mas frecuentes (que ocurren una ó dos veces en la vida de un ducto) se debe verificar una capacidad de deformación por compresión plástica axial La amplitud de deformación admisible es 1% para 50 ciclosó una deformación crítica de compresión axial calculada como 35t/D (%)Esta relación es aplicable para grados X65 o menores según los Códigos Japoneses y considera el efecto de endurecimiento por deformación y el modulo de elasticidad junto con los atributos geométricos (t/D).



603


En caso de deformación de terreno permanentes inducidas por licuefacción se produce flexión, también se aplica el criterio de 35t/D (%) como deformación critica a la compresión (Formula JGA Japan Gas Association). Si se superan las deformaciones criticas se produce una inestabilidad (pandeo local) que lleva a que la tubería se “arrugue” (deformación permanente).



604




Para movimientos de tierra poco probables, pero mas intensos, se emplea como criterio una amplitud de deformación admisible de 3% para 3 ciclos



605


Resistencia a la propagación de fracturasLas líneas de conducción de gas deben ser capaces de resistir el crecimiento de una fisura requiriéndose una adecuada tenacidad a la fractura. Se debe considerar que las tensiones dinámicas pueden causar el crecimiento de defectos que han sobrevivido a las pruebas de presión post construcción por el mecanismo de fatiga. La corrosión agrava el problema al disminuir el límite de fatiga.



606




Amenazas de Fractura rápidaLas tuberías para transporte de gas deben tener una adecuada Resistencia a la propagación de fracturas (Fracture Propagation Resistance) esto se logra con un material de alta tenacidad. Una tenacidad elevada minimiza el riesgo a fractura frágil, aun para daños tipo-fisura superiores a los defectos generalmente asociados a la fabricación y montaje.



607


Las tensiones multiaxiales, las bajastemperaturas, y las altas velocidades de deformación contribuyen a aumentar el riesgo a la fractura frágil de los aceros. Los espesoresgruesos también incrementan el riesgo.La capacidad de minimizar el riesgo a la fractura frágil es calificada según la capacidad de absorber un cierto nivel de energía en el ensayo de impacto (Charpy V) en función de la temperatura del ensayo.



608




Con las tecnologías disponibles en un acero grado X-70, la Ductil-Brittle Transition Temperature, DBTT, puede disminuir hasta valores tan bajos como -80°C. Se emplea un adecuado control del tipo de partículas de segunda fases (Ej, ferrita poligonal) y el tipo de matriz (ferrita acicular /bainita), para lograr un optimo refinamiento de grano.



609

Efecto de la perdida de líquidos con bajo punto de ebullición


PROPAGACION DE LA FRACTURA: Como resultado de la propagación del frente frío delante de la punta de la fisura, el material se fragiliza (T<TTDF) y la fisura se propaga en forma

inestable. Fractura catastrófica (rápida). KI>KMATConvección nnAMBIENT

E

Propagación de la fractura nnAMBIENTE

PERDIDA DE FLUIDO

FLUJO DEL FLUIDO

AMBIENTE

Convección nnAMBIENT

E

Convección nnAMBIENT

EConducción nnAMBIENT

E

FLUIDODINAMICA: Temperatura, presión, perfiles de velocidad a lo largo del

ducto, velocidad de pérdida, ecuaciones de conservación de masa, energía y momento, efectos de fricción, fases del fluido,

equilibrio termodinámico,

TRANSFERENCIA CALORICA: por convección natural y forzada entre el fluido y la pared del tubo, por conducción

dentro de la pared del tubo y por convección natural y forzada entre el tubo y el ambiente.

PARED TUBO

FLUIDO

TENSIONES MECANICAS: Tensiones circunferenciales

(tangenciales) y axiales, térmicas y debidas a la presión interna


610



Evolución de los aceros para líneas de conducción


ALTA TENACIDAD BAJA TENACIDAD

ALTA

RESISTENCIA


611

Influencia del contenido de Azufre sobre la tenacidad



612



Soldabilidad de los aceros



613

Disminución del contenido de C en pipelines



614



CRITERIOS PARA SELECCIÓN DEL MATERIAL

Para la selección del material se deben considerar los siguientes aspectos:




615


Corrosión Bajo Tensiones La susceptibilidad a la Corrosión Bajo Tensiones (SCC), entre los factores importantes se encuentra la relación entre la tensión de operación y la tensión de fluencia. Esta relación permanece independientemente del acero empleado. El fenómeno se minimiza con el empleo de un coating interno/externo adecuado, protección catódica y adecuadas condiciones de operación.Desde el punto de vista de la soldadura los puntos duros son susceptibles (Stress Corrosion Cracking) y al SSC (Sulfide Stress Cracking)/ HSC (HydrogenStress Cracking), el hidrogeno generado por la protección catódica también es importante para limitar la dureza.



616



CRITERIOS PARA SELECCIÓN DEL MATERIALDesde el punto de vista de corrosión, el material debe ser seleccionado de acuerdo con:

temperatura, presión, contenido de CO2 y SH2, azufre libre, velocidad de flujo, composición de hidrocarburos, composición agua y condensados, contenido de arena, pH, presencia de bacterias sulfato reductoras, uso de inhibidores, etc.

El grado PSL2 garantiza mejoras respecto de resistencia a la corrosión.



617


Si hay CO2, empleando tanto el X60 o X65, puede requerirse aplicar coatings internos en los linepipe. Existe el X65 Gr Sour Service, hasta Diámetro exterior de 14". Esos grados tienen un control más estricto de las inclusiones para evitar cualquier HIC, Fisuración Inducida por Hidrogeno, (muy bajo S y estricto tratamiento con Si-Ca para que sólo haya oxisulfurosglobulares y muy pequeños).En general se emplean aceros al C o baja aleación en los materiales para pozos de hasta temperaturas menores a 177 °C, presiones parciales de SH2 menores a 0,05 psi, de CO2 menores a 7 psi sin inhibidor y menos de 20000 ppm de cloruros. También se emplean para 7 psi < P CO2 < 30 psi aceros al carbono con 0,5-1% Cr, sin inhibidor. P CO2 > 30 psi

a) aceros al carbono + inhibidor, b) acero al carbono con 1% Cr (sólo para tubing, puesto que por soldabilidad, para pipeline se limita a 0,5% Cr) + inhibidor.



618



H2S húmedo - Servicio AgrioMaterials for use in H2S-containing Environments in Oil and Gas Production

NACE MR0175/ISO15156







Diagrama de flujo para la especificación de requisitos para upstream service

CRITERIOS PARA LA SELECCIÓN Y ESPECIFICACIÓN DE REQUISITOS ADICIONALES DE MATERIALES PARA ‘SOUR

SERVICE’, G. Malaisi SAM, Septiembre 2007 Volumen 4 N° 2 www.materiales sam.org.ar




H2S húmedo - Servicio AgrioRequisitos adicionales para los aceros





H2S húmedo - Servicio AgrioRequisitos adicionales para los aceros








624




Efecto del envejecimiento por deformación (Effect of Strain Aging)

El envejecimiento por deformación es un fenómeno en que la tensión de fluencia aumenta en el tiempo y la tenacidad a la fractura disminuye.Una exposición a temperaturas elevadas tales como las que se emplean en la aplicación de fusion bonded epoxy (FBE) o three-layer (Trilaminate) coating puede causar este fenomeno.



625

Tendencia al EnvejecimientoCuando se suelda sobre un material previamente deformado en frío puede incrementarse la dureza y la resistencia a la tracción, y simultáneamente reducirse la deformabilidad. Esta fragilización es atribuida a la tendencia al envejecimiento.Los aceros totalmente calmados, en su condición de Normalizados son los mejores para resistir el envejecimiento, dado que el Al controla el N libre.



626








627

Requerimientos de Soldabilidad

Obtener una buena soldabilidadMinimizar tendencia a la Fisuración por Hidrogeno en la ZACMinimizar tendencia a la Fisuras en CalienteAdecuada tenacidad en la ZAC y metal de soldaduraBaja dureza en la ZAC y metal de soldadura para evitar SCC

Empleo de procesos de soldadura de alta tasa de deposición



628




SoldabilidadLa soldadura se puede hacer por los métodos tradicionales de raíz y hot pass con electrodos celulósicos en vertical descendente y relleno con electrodos básicos vertical ascendente o mas recientemente descendentes. También se emplean métodos mixtos con GMAW y alambres autoprotegidos.Los requerimientos de resistencia no son un problema para alcanzar. De la comparación entre gasoductos realizados con X 60 y X 65 en espesores hasta 17 mm surge que se emplean precalentamientos de 100 °C en los X 65 para obtener una baja tasa de fisuras en la operación de soldadura.El precalentamiento puede ser menor dependiendo de la calidad y carbono equivalente del caño. En particular la se debe acotar el carbono equivalente para mejorar la soldabilidad.



629

DETERMINACION DE LA CALIDAD REQUERIDAConsiderando los requerimientos de fabricación y servicio previamente presentados surge que el material de la cañería debe tener una adecuada resistencia mecánica, tenacidad a la fractura, resistencia a la corrosión, y soldabilidad. Otros aspectos como la resistencia al abollamiento dependen de la geometría y del modulo de elasticidad y por lo tanto no cambian con el grado de material elegido. Para optimizar las características de tenacidad a la fractura, resistencia a la corrosión, y soldabilidad se requiere de un material con composición química controlada, en particular el contenido de azufre, fósforo, y practica de acería para lograr un efectivo control de inclusiones no metálicas. El contenido de C y el carbono equivalente deben ser también limitados.La resistencia mecánica debe estar limitada tanto en los valores mínimos de tensión de fluencia como es habitual sino también en los valores máximos. Se debe evitar que como consecuencia de la soldadura queden zonas de alta dureza en la cañería.



630



ESPECIFICACION DE LA CALIDAD REQUERIDA.

La calidad requerida debe ser descripta para la compra de los caños por medio de especificaciones. El documento “SPECIFICATION FOR LINE PIPE” API SPECIFICATION 5 L prevé dos niveles de calidad: PRODUCT SPECIFICATION LEVEL (PSL). Los niveles de calidad definen diferentes requerimientos en carbono equivalente, tenacidad a las entallas, máximos para la tensión de fluencia y de rotura, así como otros aspectos vinculados con trazabilidad y ensayos. Las diferencias entre PSL 1 y PSL 2 se muestran en el Apéndice J En la especificación de compra pueden ser empleados otros requerimientos adicionales descriptos en el Apéndice F.



631

ESPECIFICACION DE LA CALIDAD REQUERIDA.

La información suministrada por el comprador debe de acuerdo con API incluir:



632




Ejemplo de SELECCIÓN DE MATERIALES PARA LINEAS DE CONDUCCION

Las condiciones de diseño son: gas sin tratar, con contenidos no especificados de agua, cloruros, oxigeno, SH2 y CO2, temperatura máxima de 75°C, temperatura mínima de 10 °C, presión de diseño 2300psi (16 MPa) en cabeza de pozo, previsto para 5.000.000 m3/día. Material seleccionado para la construcción de un gasoducto: caños sin costura API 5 L de 14 in de diámetro, 17,4 mm de espesor y con una longitud aproximada de 60 km, sobreespesor de corrosión CA = 0,25 in (6,35 mm). No esta previsto el empleo de recubrimientos internos para protección anticorrosivo. Se emplearan recubrimientos externos tricapa. Se empleara protección catódica e inhibidor de corrosión.Del análisis empleando los criterios descriptos surge que se recomienda especificar para la compra de los caños:

Especificación: API STD 5 LPSL (Product Specification Level): PSL 2 Grado: X 65Tipo: Sin costura



634



Cti Curso Ibr Ductos i Rev 17

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