Integridad de Ductos Panorama Local - Bienvenidos a la ... · Temario • Por qué resultaba...

Integridad de Ductos

Panorama LocalPanorama Local

Eduardo Carzoglio

Transportadora de Gas del Norte S.A.

Jornadas de Producción, Transporte y

Tratamiento de Gas

Temario• Por qué resultaba necesaria una modificación de ASME B31.4 y ASME B31.8

• Suplemento S de ASME B31.8 – Gestión de Integridad de ductos

• Como se incorpora en Argentina la Gestión de Integridad en los ductos argentinos


Tratamiento de Gas

• Incorporación de la Gestión de Integridad de ductos en las normas nacionales

• Impacto de la Gestión de Integridad en la frecuencia de las fallas graves en la operación de los gasoductos de transporte en alta presión

• Importancia de la elaboración de estadísticas

Limitaciones del mantenimiento prescripto por normas y códigos

• ¿Puede una misma norma prescriptiva cubrir adecuadamente la operación y mantenimiento de:

un ducto de 50 años de antigüedad y otro de solo 10 años?

un ducto que se encuentra en un cordón montañoso a 3000 o más metros de altura y otro en una llanura o cruzando un extenso cuerpo


Tratamiento de Gas

metros de altura y otro en una llanura o cruzando un extenso cuerpo de agua?

un ducto que se encuentra en un cordón montañoso cubierto de selva y otro en un cordón completamente árido, o cubierto de nieve en la temporada invernal?

un ducto que se encuentra en una llanura sedimentaria árida y otro en una llanura con actividad agrícola con la napa freática a 0,50 m de profundidad?


• ¿Puede una misma norma prescriptiva cubrir adecuadamente la operación y el mantenimiento de:

un ducto que se encuentra en áreas densamente pobladas y otro en un área sin población ?


Tratamiento de Gas

un ducto en áreas pobladas por una sociedad de alto nivel cultural, acostumbrada a conservar el mobiliario urbano y respetar la señalización pública, y otro en un área poblada por una sociedad de escaso nivel cultural, donde se destruye sistemáticamente el mobiliario urbano y donde constantemente grupos de individuos se afincan irregularmente dentro de la franja de seguridad?.


A medida que aumenta la diversidad en todas sus formas, la probabilidad de que la norma prescriptiva resulte enteramente adecuada y efectiva disminuye.


Tratamiento de Gas

El resultado más probable es que resulte incompleta en algunos aspectos y excesiva en otros.

Inexorablemente se alcanza el punto en que se hace evidente que con solo cumplir la norma no alcanza para evitar la ocurrencia de incidentes graves.


En la década de 1980 en Estados Unidos se desarrollaron nuevas experiencias que permitieron reconocer los potenciales beneficios de implementar un análisis basado en la determinación del riesgo asociado a la operación de los ductos y la posterior aplicación de estrategias de mantenimiento que controlaran que


Tratamiento de Gas

aplicación de estrategias de mantenimiento que controlaran que no creciera el riesgo.

Para aplicar este enfoque la regulación no podía ser exclusivamente prescriptiva.

Este enfoque permitiría a las empresas ser más eficientes y tener mejor perfomance.


En la década de 1990 en Estados Unidos, el US Department of Transportation (DOT)-Office of Pipeline Safety (OPS) y varias empresas decidieron formar un grupo de trabajo a fin de crear regulaciones que tuvieran la flexibilidad necesaria para una óptima reducción del riesgo.


Tratamiento de Gas

reducción del riesgo.

No solo se buscaba lo que fuera mejor para el ente regulador o las empresas, sino también que se obtuvieran mejoras en la perfomance de los ductos y en la protección del medio ambiente.


Con ese objetivo se formó un grupo, Risk Assessment Quality Team, integrado por representantes de los organismos gubernamentales y de empresas de transportes de hidrocarburos líquidos y gaseosos.

Se llegó a desarrollar un ensayo para demostrar que con un plan


Tratamiento de Gas

Se llegó a desarrollar un ensayo para demostrar que con un plan basado en acciones que atendieran a mitigar y controlar el riesgo individualizado en un segmento definido, se obtenían mejores resultados que aplicando la norma prescriptiva basada en el concepto que una regulación cubre todas las alternativas.

En Canadá se desarrolló un movimiento similar en el que participaron NEB, CSA, CEPA.

ASME B31.8S – Managing System Integrity of Gas Pipelines

En el año 2001 se publicó el Suplemento S de B31.8, que establece los elementos de un Plan de Gerenciamiento de la Integridad de Gasoductos.

Se basa en la evaluación de 21 amenazas a la integridad de los ductos, la determinación del riesgo asociado a cada una de ellas y la


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ductos, la determinación del riesgo asociado a cada una de ellas y la elaboración de un plan de gestión que las controle y mitigue.

Permite pasar de un plan inicialmente prescriptivo a otro basado en los resultados obtenidos.

Está abierto a la incorporación de nuevas tecnologías.

ASME B31.8S – Managing System Integrity of Gas Pipelines

En el año 2003 lo establecido en el Suplemento S de B31.8, es incorporado a Code of Federal Regulations, Title 49, Part 192, Transportation of natural and other gas by pipeline: Minimum Federal Safety Standards (CFR 49-192 ) como Part O, Gas TransmissionPipeline Integrity Management.

La Parte O está restringida solamente a las áreas de alta


Tratamiento de Gas

La Parte O está restringida solamente a las áreas de alta consecuencia en caso de un incidente grave y a los gasoductos de transmisión en alta presión.

Es aplicable solamente a segmentos muy particulares de los gasoductos que operan a alta presión.

También permite pasar de un plan inicialmente prescriptivo a otro basado en los resultados obtenidos.

Primeras aplicaciones de la Gestión de Integridad de ductos en Argentina

Entre 1995 y 1999 Oldelval, TGS y TGN comienzan a aplicar los conceptos de Gestión de Integridad en sus ductos.

En esa época todavía no había sido emitido el Suplemento S de


Tratamiento de Gas

En esa época todavía no había sido emitido el Suplemento S de ASME B31.8.

En general ante la ocurrencia de incidentes graves cuyas causas escapaban a los controles prescriptivos en las normas aplicables.

Incorporación de la Gestión de Integridad de ductos en las normas nacionales

En 1993, cuando se privatizó Gas del Estado y se creó el ente regulador del gas, ENARGAS, se emitió NAG 100, “Normas Argentinas Mínimas de Seguridad para el Transporte y Distribución de Gas Natural y Otros Gases por Cañerías”.


Tratamiento de Gas

Se basó en la última revisión de GE-N1-100 (norma interna de Gas del Estado), la versión vigente en 1991 de CFR 49.192 y algunos agregados realizados en ese momento.

Por lo tanto NAG-100 era muy parecida a CFR 49.192 con algunas modificaciones introducidas localmente.


En esa época todavía no había sido emitido el Suplemento S de ASME B31.8.

Entre las modificaciones incorporadas localmente se establecía que en las cañerías de diámetro igual o superior a 10” se debería realizar un monitoreo continuo del espesor, cuya frecuencia se


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realizar un monitoreo continuo del espesor, cuya frecuencia se determinaría de acuerdo a la antigüedad y los datos de corrosión pertinentes.

También se establecía que toda línea de transmisión debería ser inspeccionada como mínimo cada 5 años, con pasaje de scraper instrumentado para detectar fallas que pudieran afectar su seguridad.


En el año 2006 la Secretaría de Energía de la Nación emite, mediante la Resolución 1460, el Reglamento Técnico para el Transporte de Hidrocarburos Líquidos

Se basa en ASME B31.4, Pipeline Transportation Systems for Liquid


Tratamiento de Gas

Se basa en ASME B31.4, Pipeline Transportation Systems for Liquid Hydrocarbons and Other Liquids, y ASME B31.8S.

Es la primera norma nacional en incorporar plenamente la Gestión de Integridad de ductos.

En el año 2010 ENARGAS incorpora a NAG 100 la Parte O, Gerenciamiento de Integridad de Líneas de Transmisión.


Ambas normas extienden el Gerenciamiento de Integridad a toda la longitud de los ductos de transmisión de hidrocarburos dentro del ámbito federal en el espacio público o privado.


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Lo que las normas originales establecen solo para áreas de alta consecuencia en caso de incidentes graves, en las normas nacionales se ha extendido a toda la longitud de los ductos, manteniendo no obstante la obligación de identificar áreas sensibles.

Impacto de la Gestión de Integridad en la frecuencia de las fallas graves en gasoductos

Exposición al daño

Longitud de un gasoducto multiplicada por los años de operación en el período considerado

Exposición al daño acumulada


Tratamiento de Gas

Exposición al daño acumulada

Exposición al daño del sistema de gasoductos troncales desde 1960 hasta el año considerado

Falla grave

Toda falla ocurrida en un gasoducto troncal que por su magnitud obligó a suspender el transporte de gas en forma inmediata

Sistema de Gasoductos 1960-2009

10000

12000

14000

16000G

asod

ucto

s -

Km 280000

320000

360000

400000

440000

480000

Km

.año

14881 km

10644 km

+39,8%

+97,1%

433910 km.año


Tratamiento de Gas

0

2000

4000

6000

8000

1960 1965 1970 1975 1980 1985 1990 1995 2000 2005

Año

Gas

oduc

tos

- K

m

0

40000

80000

120000

160000

200000

240000

Exp

osic

ión

- K

m

Gasoductos - Km Exposición al daño - Km.año

220162 km.año

Total 86

Fallas graves acumuladas 1960-2009


Tratamiento de Gas

Total 67



Tratamiento de Gas

50

60

70

80

90

100

Fal

las

Gra

ves

Evolución de las fallas graves 1960-1992

Total


Tratamiento de Gas

0

10

20

30

40

50

1960 1965 1970 1975 1980 1985 1990 1995 2000 2005 2010

Año

Fal

las

Gra

ves

Corrosión

Daño por terceros

Falla de material

Movimiento del suelo


50

60

70

80

90

100

Fal

las

Gra

ves

Total

Corrosión

35 fallas

26 fallas


Tratamiento de Gas

0

10

20

30

40

1960 1965 1970 1975 1980 1985 1990 1995 2000 2005 2010

Año

Fal

las

Gra

ves

Corrosión

5 años

Total 19



Tratamiento de Gas

Total 19


50

60

70

80

90

100

Fal

las

Gra

ves

Total

Corrosión


Tratamiento de Gas

0

10

20

30

40

50

1960 1965 1970 1975 1980 1985 1990 1995 2000 2005 2010

Año

Fal

las

Gra

ves

Corrosión

Daño por terceros

Falla de material

SCC

Movimiento del suelo

INSPECCIÓN INTERNA Y FALLAS GRAVES

30000

35000

40000

45000

50000

Km Inspeccionados


Tratamiento de Gas

0

5000

10000

15000

20000

25000

30000

1960 1965 1970 1975 1980 1985 1990 1995 2000 2005 2010 Año

Km

Km Gasoductos

Fallas graves

Total

Corrosión

Total 19

Fallas graves y exposición al daño acumulada

2,5E-04

3,0E-04

3,5E-04

Fal

la g

rave

/ km

.año

Fallas graves


Tratamiento de Gas

0,0E+00

5,0E-05

1,0E-04

1,5E-04

2,0E-04

1960 1965 1970 1975 1980 1985 1990 1995 2000 2005 2010 Año

Fal

la g

rave

/ km

.año

Total

Corrosión

Daño de terceros

Otras

2,50E-04

3,00E-04

3,50E-04

4,00E-04

4,50E-04

Fal

la g

rave

/ km

.año

20

25

30

Fallas graves por períodos de 8 años y antigüedad ponderada de los gasoductos


Tratamiento de Gas

0,00E+00

5,00E-05

1,00E-04

1,50E-04

2,00E-04

2,50E-04

1961-68 1969-76 1977-84 1985-92 1993-00 2001-08Período

Fal

la g

rave

/ km

.año

0

5

10

15

Año

s

Total Corrosión Daño por Terceros Otras Fallas Graves Antigüedad ponderada

Tasa de falla cada 1000 km de gasoducto

Corrosión Terceros Otros Total

1961-1968 0,079 0,039 0,039 0,157

1969-1976 0,134 0,134 0,022 0,291

1977-1984 0,141 0,094 0,016 0,251


Tratamiento de Gas

1985-1992 0,336 0,050 0,037 0,423

1993-2000 0,044 0,011 0,065 0,131

2001-2008 0,019 0,009 0,047 0,065

15,4%

5,7%

7th EGIG Report 1970-2007

European Gas Pipeline Incident Data Group (15 operadores)

Gasoductos: 130.000 Km (14.881Km)

Exposición al daño: 3.150.000 Km.año (433.910 Km.año)

Tasa de fallas 1970-2007 0,37 x 10-3 incidente/km.año (0,156 x 10-3 holes y ruptures) (0,198 x 10-3)

1970-1974 0,87 x 10-3 incidente/km.año


Tratamiento de Gas


2003-2007 0,14 x 10-3 incidente/km.añoreducción al 16,1% (22,3%)

48% (22%) daño de terceros, 16% (10%) falla material/const, 15% (58%)corrosión

Incidente: pérdida no intencional de gas en gasoductos de acero, terrestres, MAPO > 15 bar, fuera de los límites de instalaciones de compresión, regulación u otras

6th UKOPA Report 1962-2008United Kingdom Onshore Pipeline Operators Association (9 operadores)

Ductos: 22.300 Km (14.881 Km)

Exposición al daño: 740.000 Km.año (433.910 Km.año)

Tasa de fallas: 1962-2008 0,242 x 10-3 incidente/km.año 0,094 x 10-3 > 6mm (0,198 x 10-3)


Tratamiento de Gas


2004-2008 0,064 x 10-3 incidente/km.añoreducción al 11,7%

30% (10%) falla material/const, 21% (22%) daño por terceros, 20% (58%) corrosión

Incidente: pérdida no intencional de producto transportado por ductos, fuera de los límites del área de compresión, bombeo, regulación u otras

Estadísticas sobre incidentes en ductos

Para la evaluación del riesgo la norma acepta como método válido el juicio experto.

Ha sido el tradicionalmente usado en ductos, logrando frecuencias de falla históricamente mejores que otros sistemas de transporte.


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de falla históricamente mejores que otros sistemas de transporte.

Para pasar a una evaluación probabilística del riesgo y para evaluar la perfomance de los Programas de Gerenciameinto de la Integridad de ductos es necesario contar con frecuencias de falla.

Estadísticas sobre incidentes en ductos

Ambas normas nacionales establecen la obligatoriedad de informar los incidentes acaecidos.

La sistematización de esta información es la llave para contar con frecuencias de falla propias de nuestro país.


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frecuencias de falla propias de nuestro país.

Conclusiones

• En Argentina el Gerenciamiento de Integridad de Ductos viene siendo aplicado desde hace más de 10 años por varias empresas

•Desde el año 2006 en oleoductos y poliductos y desde 2010 en gasoductos las normas lo han incorporado

•En Estados Unidos, Canadá y los países europeos se están poniendo a punto nuevas tecnologías para controlar y mitigar con mejor eficiencia las


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punto nuevas tecnologías para controlar y mitigar con mejor eficiencia las diversas amenazas a la integridad de ductos

•Algunas técnicas hoy ampliamente utilizadas eran desconocidas hace 10 o 15 años

FIN


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