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    VIINGEPET 2008 (EXPL-5-JT-135)PLAN DE INTEGRIDAD APLICADO SOBRE OLEODUCTOS

    Ing. Mec. Jose Mauricio Tautenlco, Ing. Mec. Carlos Manfredi, Ing. Mec. Gerardo Soula, Ing. Mec.Juan Manuel Parraga, (GIE S.A.)

    ResumenA partir de una fuga detectada en un oleoducto de 6", en el Area Neuquina, se determin6 la necesidad dela implementacion de un Programa de Gerenciamiento de Integridad con el objeto de disminuir el riesgooperatlvo del mismo. Como parte de este programa se realize un anal isis de riesgo inicial, se colectarony validaron los datos relacionados con integridad, se realizaron ensayos mecanlcos y fractornecanlcos delos materiales y se planifico, ejecuto y verifico el pasaje una herramienta de inspecci6n inteligente (Ill).Por otro lado se realizaron una series de pruebas hldraullcas, con el objeto de corroborar elcomportamiento de las soldaduras longitudinales ante la presencia de un defecto de corrosi6n y validaruna metodologia de calculo para definir la presi6n de falla de estos defectos.Una vez finalizadas las inspecciones y ensayos se realizaron reemplazos de tramos, recoating y algunasreparaciones. Finalmente se realizo un anal isis de riesgo que mostr6 una importante reducci6n en elriesgo relativo del oleoducto alcanzando asl los objetivos propuestos.

    1. lntroducelenOperar eficazmente sus instalaciones de una manera tal que no se produzcan efectos adversos parasus empleados, el medio ambiente 0 el publico en general es una de las metas primarias perseguida portodo operador de ductos de transporte de petr6leo.En este paper se describen las tareas, inspecciones, controles y registros efectuados por el operador deun oleoducto en la cuenca Neuquina de la Republica Argentina con el objeto de cumplir con esta metaprimaria y adernas mantener la integridad de su sistema dentro de los niveles de seguridad,disponibilidad y confiabilidad previamente establecidos en la misi6n, visi6n, valores y metas corporativas.Estas tareas se iniciaron en el ano 2004 y son parte de un plan programado de implementaci6n de unPrograma de Gerenciamiento de la Integridad para el oleoducto. Los elementos claves de este plan sebasan en practlcas de amplia aceptaci6n en la industria como la API 1160 Y el cumplimiento de las leyesregulatorias de la actividad en la Argentina.Los elementos claves de este programa de gerenciamiento son la Identificaci6n de las amenazas a laintegridad, una evaluaci6n inicial del Riesgo, el establecimiento de las estrategias de mitigaci6n delriesgo, la ejecuci6n de inspecciones y reparaciones, el anallsls de los resultados de las inspecciones y elreanalisis del riesgo.

    2. Actividades Desarrolladasa. Descripcion del sistema y Antecedentes:EI oleoducto que es objeto de este trabajo fue construido por la empresa estatal que explotaba elyacimiento en la decada del 80 y en el proceso de privatizaci6n del activo en la decada del 90 paso a seroperada por la companla de capitales privados que opera en la actualidad el yacimiento.Las caracteristicas principales del oleoducto son: C6digo de dlsefio aplicable: ASME 831.4 Ano de construcci6n: 1991. Longitud: 44 Km. Producto transportado: Petr61eo Crudo. Dlarnetro: 6". Espesor: 6.35 mm/4.80 mm. Material: Desconocido Presi6n de Operaci6n: 75 bar Revestimiento externo: Desconocido. Revestimiento interne: No posee.

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    VIINGEPET 2008 (EXPL-5-JT-135) 2Durante el ano 2004 se detecto una fuga en el ducto. La misma se encontraba sobre la soldaduralongitudinal. Como una de las consecuencias directas de esa falla se inicio el programa que se describeen este trabajo.Los antecedentes y datos al inicio del programa eran pobres: no se disponian pianos conforme a obra,no se disponia de las principales caracteristicos del ducto, tales como material, tipo de soldadura, tipo derevestimiento, espesor, historial de protecclon catodlca, no se encontraron datos ace rca del pre-comisionado y comisionado, etc. Se habia realizado una lnspecclon interna de la linea y una seriereparaciones. Sin disponerse de informacion detallada ace rca de los resultados.

    b. Analisis de Riesgo InicialA partir de 1 0 anterior se decldlo la reallzaclon de un anal isis de riesgo inicial con el objetivo de identificary dar prioridad para las actividades de lnspecclon y asi poder mitigar las amenazas que generaban losriesgos mas significativos.EI anal isis de riesgos se base en determinar los tipos de eventos 0 condiciones adversas que puedenimpactar en la integridad del oleoducto, la posibilidad de que estos eventos 0 condiciones conduzcan aun incidente, y la severidad de las consecuencias que puedan ocurrir a contlnuaclon de una falla.EI proceso del anal isis de riesgo se lIevo adelante en 3 etapas:1.- ldentlrlcacton de las amenazas: que conslstlo en evaluar cuales son las amenazas potenciales quepueden producir una falla del sistema.2.- Segmentacion: que conslstlo en dividir el oleoducto en tramos que posean caracteristicas similarespara poder tratarlos como una unidad.3.- Anallsls de riesgo Inicial cualitativo: que conslstlo en definir la probabilidad de ocurrencia de una falla(probabilidad de falla) deb ida a cada una de las amenazas en cada uno de los tramos en los cualesestara dividido el sistema y determinar el potencial impacto (consecuencia de falla) que una falla deltramo puede tener tanto para las personas, el medio ambiente y la empresa.Para definir la probabilidad de falla de las variables involucradas fueron clasificadas en 39 items y cadauno de estos fue cuantificado 0 utilizando variables medibles cuantitativamente 0 cuando no fue posiblese realizaron valoraciones cualitativas basandose en las mejores practicas de la industria, los juicios ycriterios ingenieriles y la experiencia de los evaluadores ante situaciones similares. EI producto de laProbabilidad de falla por la consecuencia de la falla deflnlo el valor de riesgo relativo del tramo medianteun indice. Las amenazas identificadas como posibles fueron: Corrosion, datto por terceros y dlseno, Laseqrnentaclon dlnarnlca perrnltlo dividir el oleoducto en 15 segmentos. EI Grafico N 1 muestra losresultados obtenidos para cada uno de los 15 tramos en los que se dlvldlo el oleoducto.

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    30000-------------------,Puntajes de Riesgo Relativo (Inicial)

    25000--------------1o>~20000--------------1'"'"~15000----------- .--.r--.l'".Cj 100005000 a--l.--..--.I--I.--.H000

    N M -e - ~ ~ ~ 00 mE E E E E E E E E~ ~ ~ ~ ~ ~ ~ ~ ~f- f- f- f- f- f- f- f- f-Grafico N 1 Anallsls de riesgo Inicial del oleoducto

    EI anallsls de los resultados del Anallsls de Riesgo inicial determine la necesidad de reducir el riesgo enprimera instancia a traves de dos medidas esenciales, la reducclon del fndice de corrosion a traves deuna lnspecclon III y la colecclon y valldaclon de datos poco confiables 0 faltantes

    c. Colecci6n y Validaci6n de datos:La falta de Informacion implica un alto nivel de riesgo, a partir de ello se estableclo un plan pararecolectar, integrar, organizar y revisar todos los datos disponibles y pertinentes a la integridad deloleoducto. Para la lrnplernentaclon de este plan personal capacitado de GIE recorrlo las intalaciones yoficinas. Una vez concluido el plan de colecclon se detecto la informacion esencial faltante 0 noconfiable y se deflnlo una estrategia de recolecclon y valldaclon de la misma.Como resultado de la colecclon de datos se determine que la linea posee dos tipos de materiales eloriginal de construcclon y el correspondiente a una serie de cambios de canerlas realizados en losultlrnos anos, del tipo API SL XS2. Con respecto a aquellas zonas donde el material es el original, no seconoce fehacientemente el tipo de material, se asumlo por ende la necesidad de remover tramos delmaterial y caracierizarlo. En ambos casos se detecto que la soldadura longitudinal era del tipo (ElectricalResistance Welding, ERW).

    i. Caracterizaci6n del Material. Ensayos Mecanicos y FractomecanicosSe extrajeron una serie de muestras del material del ducto, con el objeto de realizar ensayos mecanlcosy fractornecanlcos tanto del material base de la cafierfa como de la soldadura longitudinal. Se realizaronvarios ensayos de tracclon bajo la norma ASTM E 8M-9S1. De estos ensayos 2 correspondieron a metalbase, el restante slrvlo para caracterizar las propiedades mecanlcas de la soldadura. La Tabla N 1resume los resultados de los ensayos de tracclon, Con el objeto de determinar las propiedadesfractornecanlcas de la cafierfa se realizaron de acuerdo a la norma ASTM A-3702 ensayos de tenacidadpor impacto tanto del material base como de la soldadura. La Tabla N 2 resumen los resultados de losensayos Charpy.Tabla N 1

    (Material Tension de Fluencia-[Mpar Tension de Rotura-[Mpar Alargamento T%r Estriccion -[%]lBase 440 593 25 53Base 478 515 21 50

    Soldadura ND 580 ND 53,8

    1 Standard Test Methods for Tension Testing of Metallic Materials (Autor, American Society of Testing ofMaterials, 2004)2 Standard Test Methods and Definitions for Mechanical Testing of Steel Products (Autor, AmericanSociety of Testing of Materials, 2001)

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    VIINGEPET 2008 (EXPL-5-JT-135) 4Tabla N 2

    fMaterial Energia [J] Area ductil [%11Base 105 100Base 103 100Base 96 100

    Soldadura 45 65Soldadura 56 60Soldadura 23 75Soldadura 20 22Soldadura 43 39Soldadura 23 25Soldadura 36 32

    Los resultados de los ensayos de fracclon y qufmicos permitieron determinar que el material original eraAPI 5 L X52, en la Tabla N 3 se ve la Tension de Rotura y de Fluencia para cada Material, esto justifica1 0 dicho anteriormente.Tabla N 3

    Material Tension Fluencia [Mpa] Tension Rotura [Mpa]Oleoducto LLY-LLL 440 515

    API 5 L Gr B 241 413API 5 L X42 289 434API 5 LX 52 358 455API 5 L X60 413 517

    ii. Analisis de las caracteristicas de las Soldaduras ERWUno de los elementos claves en la fabricaclon de las canerlas es el tipo de proceso utilizado paraproducir la soldadura longitudinal de cierre. Uno de los procesos mas comunmente utilizado para laconstrucclon de canerlas es el de Soldadura por Resistencia Electrica Las soldaduras antiguasfabricadas por este proceso (denominadas ERW de baja frecuencia) son proclives a sufrir una grancantidad de fallas 3, 4, 5.Para el caso de las probetas realizadas a fin de evaluar la tenacidad sobre el material de la soldaduraERW se observa en la Tabla N 2 que los valores son como era de esperarse inferiores a los registradospara el material base. EI promedio de energfa de impacto Charpy es de 35 J, mientras que el mfnimo seencuentra en 20 J. Estos valores de tenacidad de la soldadura si bien son inferiores al metal base sonsuperiores a los normal mente esperados para una soldadura ERW de baja frecuencia y se asemejan alos esperables en una soldadura ERW fabricada por el proceso de alta frecuencia.

    d. lnspecclenIIILa segunda actividad definida para disminuir el riesgo fue el pasaje de una herramienta de inspeccioninterna con el objeto de detectar las eventuales perdidas de espesor. La tecnologfa de herramienta delnspecclon seleccionada fue perdida de flujo rnaqnetlco longitudinal, por ende no puede reportar laublcaclon de la soldadura longitudinal. Esto implica que a priori no se conoce cuales defectos reportadospor la herramienta de lnspeccion, adernas la tipologfa de estos defectos presenta mayor longitud queancho en el sentido axial.

    3 The Office of Pipeline Safety, "Alert Notice to pipeline operators who have pipe manufactured by ERW Process" " March 8, 19884 "Low Frequency ERW and Lap Welded Longitudinal Seam Evaluation", Department of transportation, Research and SpecialPrograms Administration, Office of Pipel ine Safety, no 5 (2004)549 CFR 195.452 U ) (6), Pipel ine Safety: High Consequence Areas for Gas Transmission Pipelines (2002).

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    VIINGEPET 2008 (EXPL-5-JT-135) 5Como resultado de la lnspecclon interna surgieron un total de 3649 indicaciones de las cuales casi el90% correspondfan a perdidas de metal externas. Por ello surgio la necesidad de realizar una serie deverificaciones de defectos que presentaban profundidades mayores al 70% y Fer mayor a 1. De estos3649 el 89,9% corresponden a defectos volurnetrlcos de perdida de metal de la pared externa. EI 10,1%restante se reparte entre defectos internos de perdida de metal (3,5%) y un 6,7% de defectos reportadoscomo de fabricaclon entre internos y externos en el Grafico N 2 podemos observar la distrlbuclon de losdefectos por tipologfa. La mayorfa de los defectos corresponden a perdidas de metal de la pared externa,estos se dividieron en 3 intervalos de profundidades. En el Grafico N 3 se presentan como se dividende acuerdo a su profundidad. Se observa que el 32 % poseen profundidades menores al 20% delespesor, el 53% se encuentra en el intervalo entre el 21% al 40% y para defectos al mayor del 40% elporcentaje es del 15%. De estos defectos mayores al 40% de perdlda de espesor la profundidad maximaes del 85% (6 eventos con esa profundidad).

    , D C i l i il ._ 1 1 d a d de~:ef'SC, I I : X T . I P M : . CO I I f i' l :l I il i j; r J > rd = IO E frE C . ,C X T, F f ' :oC a 1 1 ' ! ! i d ad life iiJ ,E F;E C _ I iN T. F F ,:c C an ll!l:lad i rd ~ [)~ ~C .I N T_ I ' \ IM . :

    Para cada una de las diferentes tipologfas de defectos se determino la densidad de los mismos porkllometro a fin de definir areas de concenfraclon de defectos. En el Grafico N 4 se representa el graficopara la secclon 1 del oleoducto, mientras que el Grafico N 5 representa la secclon 2. La ordenadarepresenta la cantidad de defectos mientras que la abscisa representa la distancia recorrida.

    Graflco N 2 Claslflcaclon de los defectos - Porcentajes

    Defectos externos deperdidademetal

    o me no re s " I 2 0% 0m "yo re s "I 20 % Y m en are s " I 4 0% m ay or es a l 4 0%

    Grafico N 3 Claslflcacton por profundidad de los defectos.

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    VIINGEPET 2008 (EXPL-5-JT-135) 6Del anal isis de la lnspecclon interna se determinaron areas de concentraclon de defectos, en estaszonas se recornendo asignar mayor cantidad de recursos a fin de mantener la integridad en un niveladecuado. Particularmente en los defectos que son dependientes del tiempo como los asociados acorrosion, es decir las perdidas de metal externas e internas. De aqui surge la recomendaclon de realizarun cambio de canerla en los primeros 4 km de la secclon, donde se encuentra la mayor densidad dedefectos. Por otro lade se recornendo en aquellas zonas donde la densidad de defectos era menorrealizar una carnpafia de Recoating en una longitud de 1400 mts dentro de la secclon 1, dividida en 7tramos.

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    !iiI.!Grafico N 4 Cantidad de defectos por Km. secclon 1.

    !i!l!

    ". n _ I. I . .' " ~ .Il~ ::!~ ,n~""UI liM .In ZII~ il] ..~HI ....... ~~.." ill II~ 1.". ... 011 .ul ...

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    !III!Graflco N 5 Cantidad de defectos por Km. Seccion 2.

    e. Determinacion Metodologia Calculo Presion de Fallai. Ensayos a Escala RealCon el objeto de establecer un procedimiento para determinar la metodologia de evaluaclon de defectosmas conveniente y el comportamiento de las soldaduras ERW ante la presencia de un defecto deperdida de metal, se realizaron un total de 10 pruebas hldraullcas sobre las muestras conteniendodefectos planares y volurnetrlcos maquinados sobre la zona de la soldadura longitudinal y sobre metalbase, con el proposito de analizar el comportamiento a la rotura de los mismos.En la Tabla N 4 se observan los resultados de las pruebas realizadas. En esta se detallan lascaracteristicas de cada uno de los defectos evaluados. Del total de 10 ensayos se realizaron 6 sobre lasoldadura, 2 sobre metal base y 2 sobre la zona afectada por el calor (ZAC). Por otro lade 5 de los

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    VIINGEPET 2008 (EXPL-5-JT-135) 7defectos evaluados correspondieron a defectos volumetrlcos, mientras que los restantes a planares.Podemos observar que en 4 (correspondientes a la muestra T2) de las pruebas no se produjo la rotura 0pinchadura de la muestra, alcanzandose una presi6n de 165 Kg/cmA2, estas fueron detenidas a lapresi6n maxima de prueba de cabezales y mantenidas 1 hora en esa presi6n sin observarsedesviaciones.Tabla N 4

    ProtUiiitidad j Presi6n d irMuestra Defecta -Ubicacion I-Tipo [ " Lo l : : J ~go[mml rotura-[kq/cm nlVolurnetrico

    T2 T2-1 Metal base Pinhole 85 10 165Volurnetrico

    T2 T2-2 Metal base Generalizado 60 200 165Volurnetrico

    T2 T2-3 Soldadura Pinhole 85 10 165Volurnetrico

    T2 T2-4 Soldadura Generalizado 56 200 165Volurnetrico

    T4 T4-1 Soldadura Generalizado 75 500 131T1 T1-1 Soldadura Planar 82 500 156T4 T4-2 Soldadura Planar 77 200 155T6 T6-1 Soldadura Planar 84 500 76T5 T5-1 Soldadura Planar 75 500 147T5 T5-2 Soldadura Planar 75 200 155

    ii. Analisis ResultadosPruebasHldraullcaeLas Tablas N 5 Y 6 presentan las predicciones de presi6n de falla analizada por las distintasmetodologias para cada uno de los defectos estudiados. La Tabla N 4 muestra los resultados de losensayos a escala real. Como resultado podemos observar que en el 90% de los casos las fallasocurrieron a presiones, por 1 0 menos un 72% mayores que la reportada de operaci6n (75 bar). Solo enun caso la presi6n de rotura fue inferior a la de operaci6n (T6). En este caso la presi6n de rotura fue un0,005% inferior a la de operaci6n, esto implica que en caso de existir en el oleoducto defectos concaracteristicas similares al ensayado este fallaria durante la operaci6n normal de la linea a MAPO. Cabedestacar que el defecto en cuesti6n es un defectoplanar de 500 mm de longitud con una profundidad del 84 % del espesor de la canerla,Tabla N 5

    ikgo 1 l 1 I l ! 1Presion de falla ~.Plesion de falla

    rMuestra Defecto ublcaclon nPo1 ~rofund-idaa sequn B31G '~~1[%1J [kg/cm 2]] [kg/cm 2]]Volurnetrico

    T2 T2-1 Meta l base Pinhole 85 10 309 342Volurnetrico

    T2 T2-2 Meta l base Generalizado 60 200 131 196Volurnetrico

    T2 T2-3 Soldadura Pinhole 85 10 378 417Volurnetrico

    T2 T2-4 Soldadura Generalizado 56 200 172 249Volurnetrico

    T4 T4-1 base/Soldadura General izado 75 500 75 105

    Tabla N 6P r o l u r n n a a a Largo Profundidad Largo Presion de f alla I ~ ~ ~ de fal laMuestra Defecto Ubicaci6n Til"'.... Critica Critico sequn B31G segun~I~[~lr- [lTlITll Corlas % l r - - Corlas mm ka/cm 21 rKci lcm 2

    T1 T1-1 Soldadura Planar 82 500 49 221 67 113T4 T4-2 Soldadura Planar 77 200 67 146 91 193T6 T6-1 Soldadura Planar 84 500 85 288 58 83T5 T5-1 Soldadura Planar 75 500 47 237 94 126T5 T5-2 Soldadura Planar 75 200 77 121 100 142

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    Figura N.1

    Figura N.3

    8

    Figura N.2

    Figura N.4En las Figuras N 1 a 4 se pueden ver los detalles de las Pruebas Hidraullcas realizadas. De acuerdo alos resultados de las comparativas entre pruebas hldraullcas y metodologfas de predicclon se observaque mediante las metodologfas 8 31.G Y RSTRENG se puede determinar la presion de falla de losdefectos volurnetricos ubicados sobre el material base conslderandolos como colapso plastlco de lapared remanente. Para el caso de defectos sobre la soldadura 0 que presenten una rajadura lametodologfa 8 31 G es la adecuada ya que si bien en algunos casos resulta excesivamenteconservativa, fue en todos los casos fue conservativo 1 0 que aumenta la seguridad de las evaluaciones.Por ello en las verificaciones a realizar se adopto como metodologfa de evaluaclon la del ASME 831.G.

    f. Campana de RecoatingUna vez que se habfa definido las propiedades tanto mecanlcas como fractomecanlcas del metal base yde soldadura, se decldlo realizar una carnpana de recoating donde se realizarfa la veriflcaclon de losdefectos detectados, evaluando en primera instancia si estos defectos se encontraban ubicados sobre lasoldadura longitudinal 0 no. Los tramos de recoating fueron seleccionados buscando los segmentosdonde se presentaba mayor densidad de defectos.Desde abril de 2005 hasta junio de 2006 se realize una campafia de recoating sobre el oleoducto. Dichacarnpana conslstlo en la reallzaclon de 7 tramos de recoating. Ademas de estos 7 tramos, se realize laevaluaclon de 10 defectos individuales, los cuales por su ublcaclon no pudieron ser evaluados dentro delos tramos de recoating. Como resultado de estas intervenciones se caracterizaron y evaluaron 326defectos externos de perdida de metal asociados a procesos corrosivos y un defecto externo de perdidade metal asociado presumiblemente a dana mecanlco, tal como se indica mas abajo.De acuerdo a la severidad de los defectos se recomendo el tipo de reparaclon aplicable. Se realize elrecoating de 1446,79 metros y se colocaron un total de 26 refuerzos. Como resultado de la carnpafia derecoating y las anteriores se observa que el 5,5% de la longitud del tramo se encuentra revestida,adernas el 23,8% ha side removido en un corte de cafierla realizado en el ario 2005.

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    VIINGEPET 2008 (EXPL-5-JT-135) 9Se realize un anal isis de los resultados correspondientes a las diferentes fases de evaluaclon yreparaclon, Este analisls se encuentra resumido en el Grafico N 6. Del anal isis correspondiente a lascarnpanas de verificaciones, reparaciones y recoating, realizadas sobre la linea, se observa que se hanevaluado 317 defectos volurnetricos durante la carnpana de recoating. Las barras que se observan sobrela canerla con diferentes colores resumen la cantidad de defectos, tipos, severidad y reparacionesinformadas por la herramienta de lnspecclon interna en 2004. En la parte inferior del cafio se resumenaquellos defectos que se encuentran en la linea y el estado actual de los mismos luego de la fase III derecoating, realizada en Junio de 2006.En el grafico N 5 se puede ver que en los primeros 5000 metros de la cafierla, donde se concentrabanla mayor cantidad de defectos reportados, se realize un cambio de cafierla de aproximadamente 4200metros, rernovlendose asl unos 1600 defectos.En total restan 752 defectos externos asociados a psrdlda de metal, los cuales no han sido evaluados,por 1 0 tanto se desconoce si coinciden con las soldaduras longitudinales. Se destaca que ninguno deellos corresponde a defectos con profundidades mayores al 40% del espesor, debido a que han sidoevaluados todos aquellos defectos que posefan profundidades mayores al 40%.

    ,H

    Grafico N 6

    t I " ,l~-. , . . .-OS- _ _

    F . . : - rGraflco N 6

    ~. s, -_-_-F- _-_-_ - Graflco N 6

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    VIINGEPET 2008 (EXPL-5-JT-135) 10Como vemos de las carnpafias de reparaci6n y verificaciones realizadas en la actualidad la cantidad dedefectos remanentes que no han side reparados 0 verificados se ha reducido de manera considerable.Adernas cabe destacar que se han evaluado todos aquellos defectos mas criticos, restando defectos conprofundidades menores al 40% de perdida de metal y ninguno de ellos con Fer mayor a 1.

    i. Verificaciones en Campo y Asistencia en definicion de ReparacionesEsta carnpana de Recoating incluyo la Verificaciones en campo, para 1 0 cual Gie provey6 losevaluadores de integridad. Previo al inicio de las tareas se realiz6 un anallsls previo de la informaci6nreportada por la herramienta de inspecci6n. Como resultado de este anal isis se realiz6 un esquema depriorizaci6n de defectos a evaluar en funci6n de los lineamientos definidos en la Parte 195 del Titulo49(Transportation Of Hazardous Liquids By Pipeline). Estas se incluyeron aquellos defectos quepresentaban FER (Factor Estimado de Reparaci6n) mayor a 1 y aquellos defectos con profundidadesque exceden el 70% de perdida de metal. Durante la carnpana de verificaciones y debido a que losresultados de los primeros defectos presentaban profundidades mayores a las reportadas, se decidi6incluir en las verificaciones todos aquellos defectos que presentaban profundidades mayores al 50%Por otro lado se definieron criterios de reparaci6n los cuales implicaban la colocaci6n de refuerzos deuni6n recta 0 de refuerzos de matriz de materiales compuestos. Para los defectos con FER mayor a 1 yque presentan una perdlda de material entre 70%

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    Figura Nr. 7

    Figura Nr. 9

    11

    Figura Nr. 10

    III. Analisis Comparativo del Reporte de mspecclenLa herramienta de lnspecclon reporto un total de 3649 eventos como defectos con diferentescaracterfsticas. De estos, 326 eventos fueron evaluados, que representa un 9% del total. En los GraficoN 7 Y 8 se presenta como se dividieron el total de eventos respecto a cada una de las tipologfasreportadas.Se realize el anal isis comparativo de los resultados de la lnspecclon interna versus 10 relevado encampo. En estas se incluyeron aquellos defectos evaluados en las anteriores fases de obra, esto resultaen una poblaclon de 326 defectos. Con respecto a la profundidad se observa que el 3% de los defectos(11 defectos) se encuentran fuera de 10 especificado para el anal isis realizado por el proceso automat lco,De aquellos defectos fuera de especlflcaclon se observa que el 1% (4 defectos) se encuentra en el areaNO conservativa del grafico, esto es profundidad del defecto en campo mayor a la reportada. Losresultados se pueden observar en el Grafico N 7.Con respecto a la longitud se observa que el 25% de los defectos (83 defectos) se encuentran fuera de10 especificado para el anal isis realizado por el proceso automatlco, De aquellos defectos fuera deespecltlcaclon se observa que el 20% (65 defectos) se encuentra en el area NO conservativa del grafico,esto es la longitud del defecto en campo es mayor a la reportada. Los resultados se pueden observar enel Grafico N 8. La diferencia en la longitud puede verse asociada a la lnteracclon de defectos. Delanal isis de ambos graficos se observa que para la especlflcaclon automatlca la herramienta funclonodentro de 10 normal en la caracterlzaclon de la profundidad de los defectos, no ocurriendo esto en lacaracterizaclon de la longitud.

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    VIINGEPET 2008 (EXPL-5-JT-135) 12Profundidad Campo vs III

    40%

    .Fase III: IIFase I.Fas e II

    100%1------------1I:::~----- --c~)l-------__1- , .0%--------------------.lIItoo----=-y- &-------l_ . - - , .

    ..:.. .. I: ? ..80%-----~~---. __7 ' f b ' " : . . . ~ . I 1 - . _ . _ : - ' , . ~. . . .~ -~ . -1VF___=_~ --------1- " ' . . . : . o J . . . L- --.~ " I e . ' . a o ~ - r : " " . . . . . -~ ,. ... ~/ ... 4 _ _ ,.- : , .x . : . ~ - J ! _ " - . : . - : ; w , ._ w ;:::'!_ ~ ~... -------------1_ _.. ..;t ... I P~ ~ " .. !. .20%1---~~_1~_~------------------___1. , . _ & ~ - .-%~----~---~----~----~----~-~0% 20% 40% 80%

    Profulldldad III80% 100%

    Grafico N 7

    Longltud Campo VB ILl

    350r------------------------------------------------------------,3001---------------------~~--

    2501-_--------.----~------- 2001----'L_------"--------=---__:,~-. - -150 '... . . . . . . I "! I100 ~.,.V ... /~.--------.---------lo---~---------__j

    ~ ~ . . ~ ~ . J C

    ~ . , - . 4 . f I '

    50 ~il ,.__ ~,.~ ~~-~---------___1 J lK l I$ .. lK JC

    50 100

    g. Re-analisis de RiesgoUna vez concluidas las actividades descriptas se realiz6 un nuevo anal isis de riesgo y se 1 0 compar6 conel anal isis de riesgo inicial. Los Graficos N 9 Y 10 muestra los resultados de ambos anal isis es claro ladisminuci6n del riesgo obtenida a traves de la aplicaci6n del sistema de gerenciamiento.

  • 5/10/2018 Integridad en Oleoductos

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    VIINGEPET 2008 (EXPL-5-JT-135) 13

    Puntajes de Riesgo Relativo (lnicial)

    300,00

    250,00 f- f-0>~ 200,00 r- r-jII:0 D Corrosion'"11 150,00 D ise noIIii : DDanoII"C11 1 100,00 f- - - - l-r- - -.2

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    VIINGEPET 2008 (EXPL-5-JT-135) 143. Conclusiones:y Debido al descubrimiento de una fuga en el Oleoducto de 6", se decidi6 la implementaci6n de un

    Programa de gerenciamiento de Integridad de la linea.y Las actividades implementadas para reducir el riesgo fueron desarrolladas en oficina, laboratorioy campo e incluyeron un anallsls de riesgo, colecci6n, validaci6n y anal isis de informaci6n,

    verificaciones en campo, anal isis de las inspecciones, y ensayos de Pruebas hldrostatlcas,y Se definieron una serie de tareas a realizar en el mediano y largo plazo. Estas incluyeron la

    realizaci6n de reparaciones mayores donde la densidad de defectos era importante, continuarcon la carnpafia de Recoating.y Por otro lado se valido una metodologfa de calculo para definir la aptitud para el servicio dedefectos sobre la soldadura ERW, se comprob6 que las propiedades de esta ultima cumple conlas recomendadas por la normativa aplicable. Se defini6 como metodologfa de evaluaci6n ASMEB 31G por presentar un mayor range de conservadorismo.y Se realizaron estudios para determinar la fiabilidad de la herramienta de Inspecci6n Interna. Loscuales demostraron que la misma se encuentra dentro de la especificaci6n requerida.y Como resultado de los trabajos se observa que el 5,5% de la longitud del tramo se encuentracon revestimiento nuevo, adernas el 23,8% ha sido removido en un corte de canerla realizado enel ano 2005.y Se estableci6 un plan de Inspecci6n a largo plazo en funci6n de los resultados recibidos.

    y A la fecha la implementaci6n del plan a permitido un nivel segura de operaci6n de la misma,mitigando la amenaza de corrosi6n externa. Desde el inicio del plan no se han registrado fugasen el ducto.y EI plan ha permitido al operador un manejo previsible de los recursos a fin de mantener un nivelde riesgo dentro 1 0 considerado por la industria como aceptable. Contribuciones Econ6micas.y Disminuci6n de costos en el mantenimiento del trarno, debido a la eliminaci6n de lascontingencias por perdldas de producto.y Disminuci6n de costos en la remediaci6n de suelos debido a contaminaci6n.

    y EI poder manejar los recursos de manera previsible implica un ahorro en termlnos Financieros.

    Bibliografia1. NAG 100 (Normas Argentinas Mfnimas de Seguridad para el Transporte y Distribuci6n de Gas

    Natural y otros Gases por Canerlas)2. ASME B31.4 (Pipeline Transportation Systems for Liquid Hydrocarbons and OtherLiquids),3. Resoluci6n 1460/2006(Reglamento Tecnlco de Transporte de Hidrocarburos Uquidos por

    canertas),4. Pipeline Repair Manual to Line Pipe Research Supervisory Committee by Kiefner, Bruce,

    Stephens,5. ASME B31G (Manual For Determining the Remaining Strength of corroded pipelines)6. Api 1160 Managing System Integrity for Hazardous Liquid Pipelines,7. Pipeline Risk Management Manual, W. Kent Muhlbauer