CTI
Consultores de Tecnologí
Tecnología e Ingenierí
Ingeniería Solari y Asociados SRL
SISTEMAS DE GESTIÓN DE INTEGRIDAD
DE TUBERÍAS DE TRANSPORTE DE
GAS Y PETRÓLEO
Dr.Dr.-Ing. Mario Solari
ASME Authorized Global Instructor
CTI Solari y Asociados SRL
Florida 274 Piso 5 Oficina 51
Buenos Aires (1005) - Argentina
Tel/Fax:
Tel:
+54 11 4390 4716
Tel/Fax: +54 11 4326 2424
Tel:
e-mail: mariosolari@ctisolari.com.ar
http://www.ctisolari.com.ar
http://www.ctisolari.com.ar
CTI Solari y Asociados SRL
CTI
1
Consultores de Tecnologí
Tecnología e Ingenierí
Ingeniería Solari y Asociados SRL
Contenido del curso
„
Introducció
Introducción. Iniciativas basadas en Riesgo y en Integridad
Estructural
„
Desarrollo e implementació
implementación de un Sistema de Gestió
Gestión de
Integridad
„
El Proceso de Integridad en lí
líneas de transporte de hidrocarburos
„
Desarrollo e implementació
implementación de un programa de inspecció
inspección
basada en riesgo para equipos está
estáticos (recipientes y cañ
cañerí
erías)
segú
según metodologí
metodología API 580/581
„
Evaluació
Evaluación de la aptitud para el servicio
„
Sistema integrado de aná
análisis de riesgo, aptitud para el servicio y
aná
análisis de fallas
„
Conclusiones
CTI Solari y Asociados SRL
2
CTI
Consultores de Tecnologí
Tecnología e Ingenierí
Ingeniería Solari y Asociados SRL
Contenido del curso
„
Introducción. Iniciativas basadas en Riesgo
y en Integridad Estructural
„
Desarrollo e implementació
implementación de un Sistema de Gestió
Gestión de Integridad
„
El Proceso de Integridad en lílíneas de transporte de hidrocarburos
„
Desarrollo e implementació
implementación de un programa de inspecció
inspección basada en riesgo
para equipos está
estáticos (recipientes y cañ
cañerí
erías) segú
según metodologí
metodología API 580/581
„
Evaluació
Evaluación de la aptitud para el servicio
„
Sistema integrado de aná
análisis de riesgo, aptitud para el servicio y aná
análisis de
fallas
„
Conclusiones
CTI Solari y Asociados SRL
3
¿QUE ACTIVOS DEBEMOS
GESTIONAR?
“SISTEMA”
CTI Consultores de Tecnología
e Ingeniería
S.R.L.
CTI Solari
y Asociados
SRL
4
ESTRATEGIAS PARA MINIMIZAR RIESGOS
INSPECCION
BASADA EN
RIESGO
DISEÑO
BASADO EN
RIESGO
FACTOR
ECONOMICO
INICIATIVAS
BASADAS EN
RIESGO
ANALISIS DE RIESGO
HAZOP, FMEA, WI, FTA, RCA
MODELOS DE OPTIMIZACION
REPARACION
INTEGRIDAD ESTRUCTURAL
CALCULOS FEA
MANTENIMIENTO
BASADO EN
RIESGO
VIDA REMANENTE
CIENCIA MATERIALES
SOLDADURA, etc.
INICIATIVAS
APTITUD
PARA EL
SERVICIO
BASADAS EN
ANALISIS
DE
FALLAS
FACTOR
HUMANO
INTEGRIDAD ESTRUCTURAL
CTI
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Ingeniería Solari y Asociados SRL
PETROBRÁS
TALARA
PLUSPETROL
MALVINAS
REPSOL LA
PAMPILLA
PLUSPETROL
PISCO
PETROBRÁS
BOLIVIA
PLUSPETROL
RAMOS
YPF LUJAN
DE CUYO
YPF EL PORTON
PAE
ACAMBUCO
IMPLEMENTACION
INSPECCIÓN
BASADA EN
RIESGO
CTI
SOLARI Y
ASOCIADOS SRL
ACINDAR
YPF RLP
YPF CIE
PETROBRÁS S. CHATA
YPF LOMA LA LATA
PAE CERRO DRAGON
PETROBRÁS EL
CONDOR
PAE TIERRA DEL FUEGO
PETROBRÁS R NEUQUEN PETROBRÁS E LOMAS
YPF C. SECO
YPF LAS HERAS
ENAP
SIPETROL
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6
CTI
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Aspectos claves a considerar en una operación
Seguridad: El sistema debe ser de bajo riesgo para los
potenciales receptores
Efectividad: El sistema debe ser capaz de suministrar el
producto en forma continua desde los proveedores a los
consumidores
Costo-Efectividad: El suministro del producto debe
realizarse a un precio de mercado atractivo, tal que genere
tasas de retorno de la inversión aceptables
Compatibilidad: Las operaciones del sistema deben
satisfacer la legislación y regulaciones (nacionales e
internacionales) vigentes
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CTI
7
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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
.
CTI Solari y Asociados SRL
8
CTI
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Peligros, Amenazas, Vulnerabilidad y Riesgos
Peligro (Hazard)
Hazard) o Amenaza (Threat):
Threat): es la condició
condición
que causa heridas o muerte, pé
pérdida de equipos o
propiedades, deterioro ambiental.
Concentración de energí
energía –
ambiental. (Ej. Concentració
„
mecá
mecánica, té
térmica, quí
química, etc.etc.- con posibilidad de liberarse, explosió
explosión,
incendio, temperaturas altas o bajas, errores humanos,)
„
Vulnerabilidad: factibilidad de que un sujeto o sistema
expuesto sea afectado por el fenó
fenómeno que caracteriza a
la amenaza o peligro.
„
Riesgo (Risk):
Risk): es la posibilidad de que suceda o no un
dañ
daño, es la contingencia de un dañ
daño. Al riesgo se lo interpreta como
la combinació
combinación entre la probabilidad (o frecuencia de ocurrencia) y las consecuencias
(o severidad) de un peligro. Limitá
Limitándose su alcance a un ambiente especí
específico y durante
un perí
período de tiempo determinado.
RIESGO = PROBABILIDAD X CONSECUENCIAS
-Ing yMario
Solari
Dr.
CTIDr.Solari
Asociados
SRL
CTI
9
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Categorías Generales de Riesgos
„
„
Financieros
Operacionales (interrupció
(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)
-Ing yMario
Solari
Dr.
CTIDr.Solari
Asociados
SRL
10
CTI
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Categorización por Grado de Control
Grado de control del
Riesgo
Riesgos específicos
No controlables
Riesgos externos
Desastres naturales,
polí
políticos, econó
económicos.
Influenciables
Parcialmente externos
Competencia, reputació
reputación,
leyes y regulaciones
Controlables
Riesgos de la empresa
Estraté
Estratégicos, Recursos
Humanos, Tecnoló
Tecnológicos,
Seguridad, Operacionales
-Ing yMario
Solari
Dr.
CTIDr.Solari
Asociados
SRL
CTI
11
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Sistema de Gestión de Riesgos
„
Actividades coordinadas para dirigir y
controlar una organización con relación
a los riesgos. Incluye:
„ Evaluación del Riesgo
„ Reducción o Mitigación del Riesgo
„ Aceptación del Riesgo
„ Comunicación del Riesgo
CTI Solari y Asociados SRL
12
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Modelo Básico de Sistema de Gestión de
Integridad de Activos Físicos
Adopció
Adopción de polí
políticas y estrategias referidas a
la integridad,
Organizació
rganización, definició
definición de roles y
responsabilidades, control, comunicació
comunicación,
competencia y cooperació
cooperación,
Desarrollo de planes y procedimientos,
procedimientos, má
más los
medios de implementar la evaluació
evaluación de los
riesgos a la integridad, inspecció
inspección basada en
riesgo, almacenamiento de la informació
información,
aná
análisis de datos, informes, acciones correctivas,
Adopció
Adopción de mé
métodos para medir la
performance del sistema respecto de los criterios
predeterminados, KPI,
Uso sistemá
sistemático y regular de revisió
revisión “in house”
house”
de la performance del sistema de gestió
gestión, se
emplean medidas proactivas y reactivas,
Empleo de auditorias perió
periódicas para la gestió
gestión
y monitoreo del sistema, asegurando que opera
correctamente, y que se aprenden las lecciones
empleá
empleándolas para mejoras futuras.
„
„
„
„
„
„
Políticas
Organización
Planificación e
Implementación
Auditorías
Medición de
Performance
Revisión de
Performance
CTI Solari y Asociados SRL
CTI
13
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El Proceso Operativo de Gestión de la Integridad
„
„
„
„
„
Identificació
Identificación preliminar de
amenazas o peligros y Recolecció
Recolección
de Datos
Identificar el potencial de peligros,
peligros,
evaluació
evaluación de Riesgos, estimá
estimándose
la probabilidad y consecuencias de
potenciales eventos no deseados.
Definir un ranking de riesgos.
riesgos.
Desarrollar planes de inspecció
inspección
basados en riesgo (Qué
(Qué, Dó
Dónde,
Cómo, Cuá
á
ndo
Inspeccionar)
y definir
Cu
estrategias y tá
tácticas de
mantenimiento.
mantenimiento.
Evaluar la Integridad que incluye:
„
„
„
„
Inspecció
Inspección y ensayo
Evaluació
Evaluación de las indicaciones
resultantes
Determinació
Determinación de la integridad por
medio de aná
análisis de Aptitud para el
Servicio.
Respuesta a los resultados de la
evaluació
evaluación de integridad y mitigació
mitigación
Identificación
de Amenazas
Integración de
Datos
Evaluación de
Riesgos
NO
Evaluaron
todas las amenazas ?
Respuesta a la
Evaluación de
Integridad y
Mitigación
CTI Solari y Asociados SRL
SI
Evaluación de
Integridad
14
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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.
„
-Ing yMario
Solari
Dr.
CTIDr.Solari
Asociados
SRL
15
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Ingeniería SRL
Gestión de Integridad según API y ASME
„
„
„
„
„
„
“MANAGING SYSTEM INTEGRITY OF GAS PIPELINES”
PIPELINES”
ASME B 31.8 SS-2010
“MANAGING SYSTEM INTEGRITY FOR HAZARDOUS LIQUID
PIPELINES”
PIPELINES” API STANDARD 1160, NOV 2001
“RISK – BASED INSPECTION TECHNOLOGY”
TECHNOLOGY” American
Petroleum Institute,
Institute, API 581,
581, Recommended Practice,
Practice, First
Edition, May 2000, Second Edition September 2008 / API RP 580
May 2002..
“FITNESSFITNESS-FORFOR-SERVICE”
SERVICE”- API RP 579579-1, American Petroleum
Institute,
Institute, API, Recommended Practice,
Practice, First Edition, January
2000. Second Edition June, 2007.
“RISKRISK-BASED METHODS FOR EQUIPMENT LIFE CYCLE
MANAGEMENT”
MANAGEMENT”, CRTD - Vol. 41, ASME International,
International, 2003.
“INSPECTION PLANNING USING RISKRISK-BASED METHODS”
METHODS”,
ASME PCCPCC-3-2007.
CTI Solari y Asociados SRL
16
CTI
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Tecnología e Ingenierí
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Contenido del curso
„
Introducció
Introducción. Iniciativas basadas en Riesgo y en Integridad Estructural
„
Desarrollo e implementación de un Sistema
de Gestión de Integridad
„
El Proceso de Integridad en lílíneas de transporte de hidrocarburos
„
Desarrollo e implementació
implementación de un programa de inspecció
inspección basada en riesgo
para equipos está
estáticos (recipientes y cañ
cañerí
erías) segú
según metodologí
metodología API 580/581
„
Evaluació
Evaluación de la aptitud para el servicio
„
Sistema integrado de aná
análisis de riesgo, aptitud para el servicio y aná
análisis de
fallas
„
Conclusiones
CTI Solari y Asociados SRL
CTI
17
Consultores de Tecnologí
Tecnología e Ingenierí
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CONTENIDO DEL CURSO
„
Desarrollo e implementación de un Sistema de
gestión de Integridad según los lineamientos
de:
„
Managing System Integrity for Hazardous Liquid
Pipeline.
Pipeline. API Standard 1160, (2001)
„
Managing System Integrity of Gas Pipelines ASME B
31.8 S, (2010)
CTI Solari y Asociados SRL
18
CTI
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¿Que Debemos Evitar?
CTI Solari y Asociados SRL
CTI
19
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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)
CTI Solari y Asociados SRL
20
CTI
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Consecuencias de una Falla (CoF)
RBI considera primariamente las fallas
que llevan a una pérdida de
contención de un recipiente.
La pérdida puede formar una nube,
que puede provocar los siguientes
efectos para la seguridad,
confiabilidad y rentabilidad:
•
•
•
•
•
Tóxicos
Incendio
Explosión
Ambientales
Económicos (interrupción del negocio)
Para API RPI
Falla = “Loss of containment”
CTI Solari y Asociados SRL
CTI
21
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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
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22
CTI
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Degradación de los Ductos
„
„
La degradación de las líneas de transporte de
hidrocarburos es el resultado de ataques del
ambiente sobre los materiales que lo componen
(cañería, recubrimientos, soldaduras, etc.)
Los factores que pueden prevenir o contribuir a la
iniciación de los ataques a la integridad de los
ductos incluyen a los siguientes:
„
„
„
„
„
„
Recubrimiento
Protecció
Protección cató
catódica
Condiciones del suelo
Temperatura
Tensiones
Efectos de cargas cí
cíclicas
CTI Solari y Asociados SRL
CTI
23
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Factores que pueden prevenir o contribuir a la
iniciación de los ataques
„ Recubrimiento: la cañ
cañerí
ería puede protegerse
del ambiente al que esta expuesta por medio de un
recubrimiento. La tecnologí
tecnología de los materiales de los
recubrimientos ha variado sustancialmente con los
años. En los añ
años 40 y 50 se empleaban cintas de
vinilo, alquitrá
alquitrán de hulla es un lílíquido de elevada
viscosidad formado por la unió
unión de hidrocarburos
aromá
aromáticos, bases nitrogenadas y fenoles (coal tar),
tar),
en los 60 se usaron asfaltos y desde los 70 se
emplean recubrimientos epoxy (fusion bond epoxy).
epoxy).
Cintas de polietileno y encamisados de polietileno
extrudado son tambié
también empleados desde los añ
años 50
hasta el presente.
CTI Solari y Asociados SRL
24
CTI
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Factores que pueden prevenir o contribuir a la
iniciación de los ataques
„ Protección catódica: la introducció
introducción de una
corriente elé
eléctrica sobre una cañ
cañerí
ería permite crear un
ambiente en el que se reducen las pé
pérdidas de material.
Las condiciones del suelo, tales como humedad y
caracterí
características mineraló
mineralógicas, así
así como el tipo de
recubrimiento tienen una influencia sobre la efectividad
de la protecció
protección cató
catódica.
„ Condiciones del suelo: factores tales como
concentració
concentración de CO2, conductividad elé
eléctrica, tipo de
suelo, drenaje, temperatura, etc. , pueden contribuir a
crear un ambiente corrosivo alrededor de la cañ
cañerí
ería.
„ Temperatura: la temperatura del suelo y de la
cañ
cañerí
ería pueden favorecer la degradació
degradación. Por ejemplo
en los gasoductos la temperatura varia entre 40°
40°C
cerca de las estaciones compresoras hasta 5°
5°C lejos de
la estació
estación.
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CTI
25
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Factores que pueden prevenir o contribuir a la
iniciación de los ataques
Tensiones (aplicadas y residuales): las
tensiones mecá
mecánicas residuales debidas al proceso
de manufactura, las de origen externo generadas
durante el montaje (soldadura, curvado, etc.), la
presió
presión de operació
operación así
así como las debidas a
movimientos de suelos contribuyen a degradar la
integridad del ducto, tanto por SCC como
disminuyendo el tamañ
tamaño de defecto critico.
„ Efecto de cargas cíclicas: la presió
presión de
operació
operación continuamente varí
varía debido a la carga y
descarga de productos así
así como la actividad de las
bombas. Aunque esto ocurre en el transporte de
gases y lílíquidos en estos últimos es mas relevante.
„
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26
CTI
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Contenido del curso
„
Introducció
Introducción. Iniciativas basadas en Riesgo y en Integridad Estructural
„
Desarrollo e implementació
implementación de un Sistema de Gestió
Gestión de Integridad
„
El Proceso de Integridad en líneas de
transporte de hidrocarburos
„
Desarrollo e implementació
implementación de un programa de inspecció
inspección basada en riesgo
para equipos está
estáticos (recipientes y cañ
cañerí
erías) segú
según metodologí
metodología API 580/581
„
Evaluació
Evaluación de la aptitud para el servicio
„
Sistema integrado de aná
análisis de riesgo, aptitud para el servicio y aná
análisis de
fallas
„
Conclusiones
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CTI
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Contenido del curso
„
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 (The
Scoring System).
„ Determinación del Overall Risk Store
„ Desarrollo de Planes de Inspección prescriptivos
„ Criterios para la Evaluación de la integridad
„ Evaluación técnico económica.
„
„
CTI Solari y Asociados SRL
28
CTI
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Tecnología e Ingenierí
Ingeniería Solari y Asociados SRL
„“Managing
System Integrity for
Hazardous Liquid Pipeline”,
API Standard 1160, (2001)
„“Managing
System Integrity of Gas
Pipelines”,
ASME B 31.8 S, (2010)
CTI Solari y Asociados SRL
CTI
29
Consultores de Tecnologí
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Ingeniería Solari y Asociados SRL
CTI Solari y Asociados SRL
30
CTI
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Tecnología e Ingenierí
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Objetivos API STD 1160
„
El objetivo del operador de una línea de
conducción es operar de tal manera que
no se produzcan efectos adversos a los
empleados, al ambiente, al público o a sus
clientes como resultado de sus acciones,
mientras satisface las necesidades de sus
clientes y tiene un beneficio económico.
CTI Solari y Asociados SRL
CTI
31
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5 Programa de Gestión de Integridad
CTI Solari y Asociados SRL
32
CTI
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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 incidentes
„ Evaluar la probabilidad y consecuencias
potenciales de los incidentes
„
CTI Solari y Asociados SRL
CTI
33
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Programa de integridad
„
„
„
„
„
La integridad del sistema (lí
(línea de conducció
conducción) se
construye inicialmente desde la planificació
planificación, proyecto y
construcció
construcción, y continú
continúa durante la operació
operación y
mantenimiento, que debe ser realizada por personal
calificado y con procedimientos adecuados.
El programa debe ser flexible.
La integració
integración de la informació
información es clave.
Es un proceso contí
contínuo.
nuo.
Se toman decisiones sobre mitigació
mitigación
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CTI
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API STANDARD 1160, NOV 2001
Programa de Gestión de Integridad
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35
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API STANDARD 1160, NOV 2001
CTI Solari y Asociados SRL
36
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Tipos de anomalías en líneas de conducción
de petróleo y gas
API Standard 1160 Apéndice A
AWS Pipeline Welding Inspection
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CTI
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Mecanismos de Falla vs. Tiempo
Mecanismo de Falla
Dependencia del Tiempo
Tendencia
Corrosió
Corrosión
Dependiente del Tiempo
Aumenta
Fisuració
Fisuración
Dependiente del Tiempo
Aumenta
Dañ
Daño por Terceros
Al azar
Constante
Laminació
Laminación/ blistering
Al azar
Constante
Movimiento de Tierra
Al azar
Constante
Degradació
Degradación de
materiales
Dependiente del Tiempo
Aumenta
Defectos en los
materiales
Al azar
Constante
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Apéndice A API 1160 - Tipos de Anomalías
„
API STD 1160 agrupa las
discontinuidades o anomalías en dos
grupos:
A1
„A2
„
Pérdida de Metal (Corrosión)
Daños de construcción/terceros
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A 1.1 PÉ
PÉRDIDA DE METAL POR CORROSIÓ
CORROSIÓN
„
„
„
La corrosió
corrosión es un fenó
fenómeno electroquí
electroquímico que
tiene el potencial de reducir la vida de diseñ
diseño debido
a una degradació
degradación prematura de la integridad
Consiste en una disminució
disminución del espesor por pé
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 cá
cátodo,
un ánodo,
un camino metá
metálico que conecta el cá
cátodo con el ánodo (el
ducto) y
un electrolito (el suelo o el agua para los ductos
sumergidos)
CTI Solari y Asociados SRL
40
CTI
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Los mecanismos de corrosión que generalmente
se observan en los ductos son:
„
„
„
„
„
„
Corrosió
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.
Corrosió
Corrosión por picado: que se produce en forma localizada.
Corrosió
Corrosión en rendijas (Crevice
(Crevice corrosion)
corrosion) : se produce
en forma localizada
Corrosió
Corrosión Intergranular:
Intergranular: se produce asociada a los bordes
de grano del metal.
Corrosió
Corrosión Erosió
Erosión : causada por turbulencias en flujos de
líquidos a velocidades elevadas.
Fisuració
Fisuración inducida por el ambiente: resulta de la
combinació
combinación de la acció
acción de las tensiones mecá
mecánicas y la corrosió
corrosión,
la Corrosió
Corrosión Bajo Tensiones (SCC) esta incluida en este grupo.
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CORROSION EN DUCTOS
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42
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A 1 Perdida de Metal (Corrosión)
A 1.1 Corrosión Externa
A 1.2 Corrosión Selectiva en ERW
A 1.3 Corrosión Externa Axial localizada
A 1.4 Corrosión Interna
A 1.5 Corrosión bajo depósitos
A 1.6 Otros tipos de Corrosión
A 1.6.1 Corrosión Bacteriana
A 1.6.2 Corrosión Galvánica
A 1.6.3 Corrosión Bajo Tensiones
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CTI
43
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A 1.1 Corrosión Externa
„
„
Corrosión generalizada
Corrosión localizada (picado)
Corrosión bacteriana
„ Concentración diferencial de oxigeno
„ Corrientes erráticas (interferencias)
„ Corrosión galvánica
„
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CORROSIÓN LOCALIZADA
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CORROSION LOCALIZADA
„
Corrosió
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 formació
formación de canales
por unió
unión de pits
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46
CTI
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CORROSION LOCALIZADA
„
Ejemplo de estrías
formadas por
corrosión. Afectan el
empleo de UT por
reflexión de las
señales
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CTI
47
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CORROSION
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48
CTI
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Corrosión CO2
„
Descripción del Daño / API 571
La 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 Afectados
Aceros al carbono y de baja aleación
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CTI
49
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Corrosión CO2
„
Factores Crí
Críticos
a) Presió
Presión parcial de CO2, pH y temperatura.
b) Un incremento en Presió
Presión parcial de CO2
disminuye el pH del condensado y aumenta la
velocidad de corrosió
corrosión.
c) La corrosió
corrosión ocurre en fase lílíquida, generalmente
en lugares donde el CO2 se condensa a partir de
la fase vapor.
d) Incrementando la temperatura se incrementa la
velocidad de corrosió
corrosión hasta el punto en que se
vaporiza el CO2 .
e) Incrementando el nivel de Cr no se mejora la
resistencia a la corrosió
corrosión por CO2 hasta alcanzar
el 12%.
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50
CTI
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Corrosión CO2
„
Morfología del daño
a) Pé
Pérdida de espesor localizada corrosió
corrosión por picado
(Figure 44-41, Figure 44-42 and Figure 44-43 / API 571).
b) El acero al C sufre picado profundo y “grooving”
grooving” en
áreas de turbulencias (Figure 44-44 / API 571).
c) Corrosió
Corrosión generalizada en áreas de turbulencias y
“impingement”
impingement” y algunas veces en la raí
raíz de las
soldaduras.
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CTI
51
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Corrosión CO2
Pérdida de espesor localizada / corrosió
corrosión por picado
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52
CTI
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Corrosión CO2
„
Prevención / Mitigación
a) Los inhibidores de corrosió
corrosión pueden reducir la
corrosió
corrosión in corrientes de vapor condensado.
b) Incrementando el pH del condensado a mas de 6
puede reducir la corrosió
corrosión.
c) Los careos inoxidables de la serie 300 son altamente
resistentes a la corrosió
corrosión en la mayorí
mayoría de las
aplicaciones. Su empleo es generalmente requeridos
en unidades diseñ
diseñadas para remover CO2
d) Los aceros inoxidables Serie 400 y dú
dúplex son
tambié
también resistentes
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CTI
53
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Corrosión CO2
Inspecció
Inspección y Monitoreo
a) Té
Técnicas de inspecció
inspección VT, UT y RT para corrosió
corrosión
localizada y generalizada.
b) Corrosió
Corrosión en soldaduras pueden requerir UT angular o
RT.
c) La corrosió
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.
tees.
d) Se debe monitorear analizando el agua (pH, Fe, etc.)
para determinar cambios en las condiciones de
operació
operación.
„
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54
CTI
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Corrosión por CO2
CTI Solari y Asociados SRL
CTI
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Corrosión por CO2
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56
CTI
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Corrosión por CO2
ACERO
ACEROAL
ALCARBONO
CARBONO
CON
CONVANADIO:
VANADIO:
PICADO
PICADOEN
ENCO2
CO2
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CTI
57
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A 1.2 Corrosión Selectiva en ERW
„
„
„
Corrosión 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
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58
CTI
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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.
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CTI
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A 1.4 Corrosión Interna
„
„
„
„
Similar a la corrosió
corrosión externa pero debida a los
productos quí
químicos transportados, en particular los
contaminantes y bacterias que contienen.
La protecció
protección cató
catódica no es un mé
método efectivo para
evitar la corrosió
corrosión interna.
El empleo de bactericidas, inhibidores combaten este
tipo de corrosió
corrosión.
El empleo de “pigs”
pigs” a intervalos regulares y
tratamientos quí
químicos son los mé
métodos mas
empleados para su prevenció
prevención control al eliminar
agua y depó
depósitos.
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60
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A 1.5 Corrosión bajo depósitos
„
„
„
Se produce corrosió
corrosión interna localizada bajo los
depó
depósitos ubicados en el cuadrante inferior del cañ
caño.
Puede ser de origen bacteriano o no.
El agua depositada, conteniendo cloruros o ácidos
gaseosos disueltos, provee del electrolito. Tambié
También de
nutrientes para bacterias sulfato reductoras.
Es difí
difícil de controlar ya que los depó
depósitos dificultan la
acció
acción de los inhibidores y biocidas y tambié
también la
remoció
remoción del ambiente corrosivo.
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CTI
61
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CORROSION
CORROSIONLOCALIZADA
LOCALIZADA- CORROSION
CORROSIONEN
ENRENDIJAS:
RENDIJAS:
ESTADIO
ESTADIOAVANZADO
AVANZADO
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62
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A 1.6.1 Corrosión Bacteriana
„
Descripció
Descripción del dañ
daño:
„
„
„
„
„
„
Es una forma de corrosió
corrosión causada por organismos vivos tales
como bacterias, algas y hongos.
La presencia de bacterias aeró
aeróbicas o anaeró
anaeróbicas (no utilizan
oxigeno) pueden causar corrosió
corrosión interna o externa.
Las bacterias sulfato reductoras producen acido sulfú
sulfúrico que
ataca el metal y ademá
además consumen el hidrogeno que
incrementa el consumo de corriente para una efectiva
protecció
protección cató
catódica.
Las bacterias aeró
aeróbicas pueden producir ácidos carbó
carbónico,
nítrico, lá
láctico, acé
acético, cí
cítrico, etc.
Algunos coating pueden ser atacados por bacterias aeró
aeróbicas
por contener materiales orgá
orgánicos.
Materiales afectados:
„
Los aceros al carbono, y baja aleació
aleación, aceros inoxidables
serie 300 y 400, aluminio, cobre y algunas aleaciones de
níquel.
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CTI
63
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A 1.6.1 Corrosión Bacteriana
Factores Crí
Críticos
a) 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
introducció
introducción de microorganismos que se multiplican y
crecen hasta que se los controla.
d) Los organismos se nutren de diversos nutrientes
incluso sustancias inorgá
., sulfur,
inorgánicas (e.g
(e.g.,
sulfur, ammonia,
ammonia,
H2S) y orgá
., hydrocarbons,
orgánicas (e.g
(e.g.,
hydrocarbons, organic acids).
acids).
CTI Solari y Asociados SRL
64
CTI
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A 1.6.1 Corrosión Bacteriana
„
Morfología del Daño
a) 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.
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CTI
65
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A 1.6.1 Corrosión Bacteriana
CTI Solari y Asociados SRL
66
CTI
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A 1.6.1 Corrosión Bacteriana
Corrosión Bacteriana
MIC en acero
inoxidable 304
presentando
cavidades
subsuperficiales
(tunneling).
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CTI
67
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A 1.6.1 Corrosión Bacteriana
CTI Solari y Asociados SRL
68
CTI
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A 1.6.1 Corrosión Bacteriana
CORROSION
de
CORROSIONMICROBIOLOGICA:
MICROBIOLOGICA:
CTI Solari ySistema
Asociados
SistemaSRL
debombeo
bombeode
deagua
aguasubterránea
subterránea69
CTI
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A 1.6.2 Corrosión Galvánica
„
Descripción del Daño:
„
„
„
„
Es una forma de corrosió
corrosión que puede ocurrir en la unió
unión de
metales disí
disímiles cuando está
están unidos entre si en presencia
de un electrolito adecuado tal como humedad o ambiente
acuoso, o suelos hú
húmedos.
El contacto entre dos o mas metales por medio de un
electrolito origina una corriente elé
eléctrica causante de una
corrosió
corrosión galvá
galvánica.
El contacto de cobre o acero inoxidable con acero al carbono,
o el contacto de un cañ
caño nuevo con uno viejo, pueden
causarla.
Zonas con grandes tensiones mecá
mecánicas (soldaduras,
curvas, etc.) así
así como zonas cubiertas por concreto tambié
también
contribuyen.
CTI Solari y Asociados SRL
70
CTI
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A 1.6.2 Corrosión Galvánica
Niple de acero al carbono
en un recipiente de acero
inoxidable
CTI Solari y Asociados SRL
CTI
71
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A 1.6.2 Corrosión Galvánica
„
„
Materiales afectados:
„ Todos los metales excepto los mas
nobles.
Factores Críticos
„ Se deben dar tres condiciones:
Presencia de un electrolito.
ii) Dos materiales en contacto con el electrolito
(ánodo y cá
cátodo – material má
más noble)
iii) Una conexió
conexión elé
eléctrica entre el ánodo y el cá
cátodo
i)
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72
CTI
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A 1.6.2 Corrosión Galvánica
„
„
Factores Crí
Críticos
„ Posició
Posición de los materiales en la tabla
„ Relació
Relación de superficies expuestas
„ Si hay una cupla galvá
galvánica se debe recubrir el metal
noble.
„ El mismo material puede actuar de cá
cátodo y ánodo si
esta parcialmente recubierto por films superficiales
(óxidos)
Apariencia del dañ
daño:
„ El material mas activo puede perder espesor o sufrir
formas de corrosió
corrosión localizada tipo crevice,
crevice, picado
dependiendo de la driving force,
force, conductividad y área
cátodo/á
todo/ánodo
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CTI
73
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Corrosió
Corrosión Galvá
Galvánica
Serie en Agua de Mar
Corroded End Anodic—
Anodic—More Active
Magnesium
Magnesium alloys
Zinc
Aluminum
Aluminum alloys
Steel
Cast iron
Type 410 SS (active state)
state)
NiNi-Resist
Type 304 SS (active state)
state)
Type 316SS (active state)
state)
Lead
Tin
Nickel
Brass
Copper
Bronze
CopperCopper-Nickel
Monel
Nickel (passive state)
state)
Type 410 SS
(passive state)
state)
Type 304 SS (passive
(passive state)
state)
Type 316 SS (passive
(passive state)
state)
Titanium
Graphite
Gold
Platinum
Protected End—
End—Cathode - More Noble
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74
CTI
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A 1.6.2 Corrosión Galvánica
„
Prevención y Mitigación
El 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 Monitoreo
„
Inspección visual y por medición de
espesores con UT
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CTI
75
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A 1.6.2 Corrosión Galvánica
CORROSION
CORROSIONBIMETALICA:
BIMETALICA: Se
Setrata
tratade
deun
unfenómeno
fenómenoque
quese
sepresenta
presenta
frecuentemente
frecuentementepero
peroque
queno
noes,
es,en
enrigor,
rigor,una
unaforma
formade
decorrosión
corrosiónpues
pues
adopta
adoptalalaforma
formaque
quedeterminan
determinanelelmaterial
materialyyelelmedio
medio
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76
CTI
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CTI Solari y Asociados SRL
CTI
77
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Corrosión Bajo Aislación
(Corrosion Under Insulation - CUI)
Descripción del Daño
Corrosión en tuberías, recipientes a
presión y componentes estructurales
resultante de la humedad atrapada debajo
de la aislación o recubrimientos.
„ Materiales Afectados
Carbon steel, low alloy steels, 300 Series
SS and duplex stainless steels.
„
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78
CTI
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Corrosión Bajo Aislación
(Corrosion Under Insulation - CUI)
CTI Solari y Asociados SRL
CTI
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Corrosión en interfaz suelo aire
CTI Solari y Asociados SRL
80
CTI
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A 1.6.3 Corrosión Bajo Tensiones
„
Fisuras originadas en la superficie de un metal
susceptible, sometido a tensiones de tracció
tracción y en un
ambiente agresivo, su susceptibilidad depende de:
„
„
„
„
Las aleaciones empleadas en lílíneas de conducció
conducción son
susceptibles al SCC. Mayor resistencia mecá
mecánica / dureza mayor
susceptibilidad.
La temperatura y concentració
concentración de los agentes agresivos (Cl, H2S,
etc.), diferentes terrenos/ suelos, condiciones seco/hú
seco/húmedo. (alto
pH >9 o pH entre 5.5 y 7.5). El tipo y condició
condición del coating son
importantes.
Niveles de tensiones: Tensiones residuales y de operació
operación,
concentradores de tensiones locales, y cargas cí
cíclicas
Las fisuras son en general transcristalinas y pueden
producirse y crecer en dí
días o añ
años. La severidad de la
CBT depende de
CTI Solari y Asociados SRL
CTI
81
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A 1.6.3 Corrosión Bajo Tensiones
SCC en el metal base
SCC en una soldadura
soldadura
SCC en la lí
línea de fusió
fusión.
Naturaleza ramificada de la SCC
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82
CTI
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A 1.6.3 Corrosión Bajo Tensiones
„
„
Mientras 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.
CTI Solari y Asociados SRL
CTI
83
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A 1.6.3 Corrosión Bajo Tensiones
„
Corrosión Bajo
Tensiones cáustica
en un acero al
carbono de baja
aleación A 193 B 7 de
tensiones de tracción,
NaOH y temperatura
200°C.
CTI Solari y Asociados SRL
84
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Las tres condiciones para la Corrosió
Corrosión Bajo Tensiones SCC
Susceptibilidad del Material
de la cañería
•Condición Superficial
•Microestructura metalúrgica
Tensiones de Tracción
Ambiente
Fabricación
•Temperatura
•Tensiones residuales
•Condición del recubrimiento
Servicio
•Condiciones del suelo
•Presión de operación
•Niveles de protección catódica
•Cargas cíclicas
•Humedad y CO2
•Velocidad de deformación
•pH
•Cargas secundarias
CTI
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Corrosió
Corrosión Bajo Tensiones SCC
Factor
pH casi neutro
Alto pH (SCC Clá
Clásica)
65% ocurren entre la estació
estación
compresora y la 1ra vá
válvula de
bloqueo aguas abajo (16 a 30 km)
km)
Dentro de los 20 km aguas abajo del
compresor
12% ocurre entre la 1ra y 2 vá
válvula
El numero de fallas disminuye
significativamente al incrementarse la
distancia entre el compresor y las
bajas temperaturas del cañ
caño
5% ocurre entre la 1ra y 2 vá
válvula
Localizació
Localización
18% ocurre aguas abajo de la tercera
válvula
SCC asociada con terrenos
especí
específicos donde se alternan
condiciones de humedad y sequí
sequía o
suelos que tienden a despegar o
dañ
ñ
ar
el
revestimiento
da
No se correlaciona con la temperatura
del cañ
caño
Temperatura
Ocurre en climas frí
fríos donde la
concentració
concentración de CO2 en el agua
subterrá
á
nea
es
alta
subterr
CTI Solari y Asociados SRL
SCC asociada con terrenos
especí
específicos donde se alternan
condiciones de humedad y sequí
sequía o
suelos que tienden a despegar o
dañ
dañar el revestimiento
La velocidad de crecimiento disminuye
exponencialmente con la disminució
disminución
de temperatura
86
CTI
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Corrosió
Corrosión Bajo Tensiones SCC
Factor
pH casi neutro
Alto pH (SCC Clá
Clásica)
Electrolito
asociado
Solució
Solución diluida de
bicarbonato con un pH ne
el rango de 5.5 a 7.5
Solució
Solución concentrada de
bicarbonato con un pH
mayor a 9,3
Potencial de corrosió
corrosión -760
a -790 mV (Cu/CuSO4
(Cu/CuSO4))
Potencial de corrosió
corrosión -600
a -750 mV (Cu/CuSO4
(Cu/CuSO4))
La protecció
protección cató
catódica no
alcanza la superficie del
cañ
caño en los sitios con SCC
La protecció
protección cató
catódica es
efectiva para lograr esos
potenciales
Fisuras transgranulares
anchas con significativa
corrosió
corrosión de las paredes de
la fisura
Fisuras intergranulares
finas sin evidencia de
corrosió
corrosión secundaria de las
paredes de la fisura
Potencial
Electroquí
Electroquímico
Morfologí
Morfología de las
Fisuras
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A 1.6.3 Corrosión Bajo Tensiones
SCC aislada
Colonias de SCC
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88
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A 1.6.3 Corrosión Bajo Tensiones
„
Combinació
Combinación de
corrosió
corrosión y fisuració
fisuración
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90
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DETECCIÓ
DETECCIÓN DE FISURAS SUPERFICIALES por SCC
„
Determinació
Determinación de las fisuras (bell
(bell holing)
holing)
„
„
„
„
Determinació
Determinación de la profundidad
„
„
„
Empleo de bell holing (pozo para exponer la superficie del
cañ
caño y remoció
remoción parcial del coating
Inspecció
Inspección visual (no efectivo)
MT (Partí
(Partículas magné
magnéticas)
UT (Ultrasonidos)
Amolado
Para fisuras por CBT las ramificaciones dificultan el
dimensionamiento.
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Datos- Fallas por Corrosión
Oleoducto de 40 Km construido en el año 1962, con 3400 tubos de 6, 8, 10 y 12’’
de Diámetro.
El ducto transporta 400 m3/día de petróleo y en caso de reparación se debe parar por
un tiempo estimado de 3 días. La reparación de una pinchadura cuesta U$S 3000 y
limpieza U$S 10 por m2.
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92
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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 Solutions
Bernard S. Covino, Jr., Sophie J. Bullard, Stephen D. Cramer,
Gordon R. Holcomb, y Margaret ZiomekZiomek-Moroz – Departamento de
Energí
Energía de los Estados Unidos de Amé
América, Centro de Investigació
Investigación
de Albany Brian Meidinger – Rocky Mountain Oilfield Testing Center
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Métodos de monitoreo de la corrosión
„
„
La red de tuberí
tuberías de acero en US y Canadá
Canadá tiene má
más
de 50 añ
años y ha sufrido gran deterioro debido a la
corrosió
corrosión.
La corrosió
corrosión interna de los ductos de transmisió
transmisión de gas
depende, principalmente, de su pureza.
„
„
El agua, las sales, orgá
orgánicos, CO2, O2, H2S, y las bacterias
pueden iniciar y acelerar el proceso de corrosió
corrosión en los
gasoductos.
Los mé
métodos actuales que sirven para evaluar el dañ
daño
producido por la corrosió
corrosión en gasoductos se basan en:
„
„
„
Técnicas indirectas (predicciones y aná
análisis)
Evaluació
Evaluación a largo plazo con cupones
Inspecciones perió
periódicas y restrospectivas (chanchos
inteligentes, por ejemplo)
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94
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Corrosión de Ductos y Tuberías
„
„
En los EUA y Canadá
Canadá, 20 a
50% de las fallas se deben a
la corrosió
corrosión interna.
Las dos fallas má
más importantes
del sistema de gasoductos que
produjeron cambios fueron:
„
La rotura de un gasoducto
principal de alta presió
presión que
serví
servía al estado de
Washington occidental.
„
„
Se estableció
estableció que la rotura se
debió
debió a la corrosió
corrosión.
La rotura de un gasoducto en
Nuevo Mé
México.
„
Una reducció
reducción en el espesor de la
pared debido a la corrosió
corrosión
interna, picaduras y MIC.
sión
C o rro
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Nueva Estrategia para el Monitoreo de la
Corrosión
„
La recomendació
recomendación de la investigació
investigación fue el revisar la Ley Federal
de Regulació
Regulación, USA, para solicitar que los ductos nuevos o que son
reemplazados sean:
„
„
„
„
Una nueva estrategia de monitoreo de la corrosió
corrosión incluye el uso de
sensores de corrosió
corrosión en tiempo real:
„
„
„
„
Configurados para reducir la acumulació
acumulación de lí
líquidos
Equipados para que se pueda extraer el lí
líquido
El uso de mecanismos de monitoreo de la corrosió
corrosión en lugares donde
existen altas probabilidades de que la corrosió
corrosión interna ocurra.
En secciones crí
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 má
más pronto.
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96
CTI
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Nuevos métodos de monitoreo
„
„
Una revisió
revisión preliminar de los mé
métodos de monitoreo realizada por
el Departamento de Energí
Energía de los EUA*, estableció
estableció que el mejor
mecanismo como instrumento de campo fue el utilizar un
mecanismo encargado de brindar monitoreo electroquí
electroquímico de
técnicas mú
múltiples.
ltiples.
La combinació
combinación que resultó
resultó en la mejor respuesta y má
más exacta fue
el acoplar tres té
técnicas:
„
„
„
„
„
Resistencia a la Polarizació
Polarización Lineal -Linear Polarization Resistance
(LPR)
Aná
Análisis de Distorsió
Distorsión Harmó
Harmónico -Harmonic Distortion Analysis (HDA)
Ruido Electroquí
Electroquímico -Electrochemical Noise (ECN).
Esta combinació
combinación brinda una evaluació
evaluación de la tasa de corrosió
corrosión y
de la actividad de la corrosió
corrosión localizada (picaduras).
Estas tecnologí
tecnologías han mejorado lo suficiente hoy en dí
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 (petró
(petróleo/gas/agua), los sistemas deshidratados de
gas y MIC.
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CTI
97
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Tecnología de probetas y equipos de medición
SuperSuper-LPR™
LPR™ online utilizados - HONEYWELL
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Monitoreo de los gasoductos
„
„
Hay una falta de datos del proceso en tiempo real para poder
evaluar la gravedad de la corrosió
corrosión.
Es, entonces, importante el cambiar el paradigma para/de
monitoreo de la corrosió
corrosión.
„
„
„
„
No utilizar tasas de corrosió
corrosión promedio.
La corrosió
corrosión es una variable de tiempo real.
Identificar los eventos.
analizar los picos.
correlacionar los procesos.
Controlar los procesos para
reducir los casos de corrosió
corrosión
aumentar la confiabilidad y
seguridad de los ductos y
procesos.
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CTI Consultores de Tecnología e Ingeniería S.R.L.
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.
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100
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A2
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, gauges, scratches, pérdida de
soportación, cambios en la alineación, pérdida
de cobertura.
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RIESGOS
HIDROLOGICOS
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Exposición de la cañería al agua
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REPARACIONES
FUERA DE DISEÑO
Y SIN REGISTRO
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RIESGO
GEOLOGICO
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DESLIZAMIENTOS
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DESLIZAMIENTOS
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CRUCE AEREO DE RIOS
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RIESGOS GEOLOGICOS
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INESTABILIDAD DE TALUDES
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INESTABILIDAD DE TALUDES
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RIESGO POR
TERCEROS
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FALLAS
CONSTRUCTIVAS
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DEFICIENCIAS PREVIAS AL SERVICIO
„
Las deficiencias previas al servicio pueden ser:
„
„
„
„
„
Discontinuidades en los materiales
Discontinuidades relacionadas con corte y soldadura
Discontinuidades relacionadas con la fabricació
fabricación
mecanizado, estampado, doblado, enderezado, etc)
etc)
Discontinuidades o fragilizació
fragilización causadas por los
tratamiento té
térmico
Las tensiones residuales causadas por los diversos
procesos de fabricació
fabricación.
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TIPOS DE DISCONTINUIDADES EN SOLDADURAS
Fisuras
Discontinuidades Planas
Falta de Fusió
Fusión
Socavaduras (1)
Solapado
Discontinuidades no Planas
Imperfecciones de Forma
(1)
(2)
Cavidades (2)
Inclusiones só
sólidas (2)
Falta de alineació
alineación
Perfil imperfecto
En algunos caso pueden ser considerados como imperfecciones de forma
En algunos casos pueden ser considerados como discontinuidades
discontinuidades planas
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SOLICITACIONES MECANICAS DURANTE EL MONTAJE
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APENDICE A API 1160
A2
„
„
„
„
„
„
„
„
„
Daños de construcción/terceros
A 2.1 Abolladuras (Dent
(Dent))
A 2.2 Cavidades por remoció
remoción mecá
mecánica de material
(Gouges)
Gouges)
A 2.3 Dañ
Daños por arcos (Arc Burns)
A 2.4 Accesorios soldados a la lílínea
A 2.5 Pandeo (Wrinkle
(Wrinkle Bends/
Bends/Buckles)
Buckles)
A 2.6 Reparaciones previas
A 2.7 Fisuras
A 2.8 Anomalí
Anomalías de manufactura
A 2.9 Marcas del curvado en campo
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A 2.1 Abolladuras o Indentaciones (Dent)
2.1.1 Plain Dents: (FIG 3)cambios locales en
la superficie que no están acompañados por
concentradores de tensiones (analizar fatiga).
Solo se reparan a partir de cierto tamaño
segun Code of Federal Regulation Parts 192
y 195
2.1.2 Dents con concentración de tensiones
(FIG 4) : ranuras, quemado por arco, fisuras
localizadas en la indentación son defectos
serios que generalmente deben removerse o
repararse
2.1.3 Double dent (analizar fatiga)
2.1.4 Dents that affect welds (FIG 5 y 6)
son defectos serios que generalmente deben
removerse o repararse. Evaluar fatiga. Consultar
PRCI Report PR 218 9822
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Accidente asociado a dents y gauges
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A 2.2 Cavidades por remoció
remoción mecá
mecánica de material
(Gouges)
Gouges)
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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
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137
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A 2.4 Accesorios soldados a la línea
„
Cualquier trozo de metal soldado al caño
puede potencialmente originar anomalías.
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A 2.5 Pandeo (Wrinkle Bends/Buckles)
„
Las tensiones de compresión
longitudinales pueden causar inestabilidad
elástica que conduzca al pandeo del caño.
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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
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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.
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Fractura Frágil
Descripción del Daño
„ La fractura frágil es una fractura rápida
producida bajo tensiones (residuales o
aplicadas) con poca o ninguna evidencia de
ductilidad o deformación plástica.
Materiales afectados
„ Los mas críticos son los aceros al carbono o de
baja aleación, en particular aceros antiguos. Los
aceros de la serie 400 también son
susceptibles.
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Fractura Frágil
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FRACTURA FRÁGIL
„
„
„
La mas comú
común fractura frá
frágil
en aceros al C y de baja
aleació
aleación es la transgranular
por clivaje.
clivaje. No se observa
deformació
deformación plá
plástica
apreciable asociada con la
fractura. Propagació
Propagación rá
rápida.
Se inicia en concentradores
de tensiones
(discontinuidades)
Las bajas temperaturas y el
envejecimiento por
deformació
deformación pueden causar
fragilidad
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Fractura Frágil
Factores Crí
Críticos
Ocurre por la combinació
combinación de los siguientes tres factores:
a)
i) Tenacidad del material
ii)
ii) El tamañ
tamaño, forma y efecto concentrador de tensiones de un defecto
iii)
iii) El nivel de tensiones aplicadas y residuales sobre la discontinuidad.
discontinuidad.
b) La susceptibilidad a la fractura frá
frágil aumenta se incrementan las
las
tensiones multiaxiales,
multiaxiales, las bajas temperaturas (inferiores
(inferiores a la de
transició
transición dú
dúctil frá
frágil en el ensayo Charpy)
Charpy), y las altas
velocidades de deformació
deformación contribuyen a aumentar el riesgo a la
fractura frá
frágil de los aceros. Los espesores gruesos tambié
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 frá
frágil es calificada
segú
según la capacidad de absorber un cierto nivel de energí
energía en el
ensayo de impacto (Charpy
(Charpy V) en funció
función de la temperatura del
ensayo.
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Probeta Charpy V
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Zona características de una curva
de CHARPY
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Tenacidad a la fractura de la ZAC
„
„
La soldadura deteriora la tenacidad a la fractura de muchos aceros.
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 Té
Térmico (precalentamiento, temperatura entre pasadas,
calor aportado - corriente, tensió
tensión, velocidad - , espesor,
proceso soldadura, material)
„ Composició
Composición quí
química del acero
„ Propiedades mecá
mecánicas del acero
„ Tratamiento Té
Térmico Post Soldadura
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Tendencia a la Fractura Frágil
„
Para minimizar el riesgo a la Fractura Frá
Frágil se debe:
„ Utilizar aceros que garanticen una adecuada tenacidad a la
fractura y controlar cambios metalú
metalúrgicos durante el
servicio
„ Precalentar las chapas gruesas para reducir los picos de
tensiones.
„ Utilizar una secuencia de soldadura adecuada para minimizar
la contracció
contracción.
„ Eliminar las tensiones residuales por medio de un Tratamiento
Térmico de Alivio de Tensiones posterior a la soldadura.
„ Evitar las entallas:act
úan como concentradores de tensiones,
entallas:actú
esquinas, orificios, dañ
daños mecá
mecánicos, grandes inclusiones,
solapes, laminaciones originadas durante la fabricació
fabricación.
Segregaciones, porosidades,
„ Evitar fisuras por fatiga, fragilidad por hidró
hidrógeno, SCC.
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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.
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FRACTURA POR FATIGA
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FRACTURA POR FATIGA
„
„
Se presenta causada por
solicitaciones de tracció
tracción,
alternativas
Las fisuras por fatiga son
generalmente transcristalinas sin
ramificaciones. Exhiben las
caracterí
características marcas que indican
diversas posiciones del frente de
fractura durante su crecimiento
(beach marks)
marks)
Se presentan tres etapas:
iniciació
iniciación, propagació
propagación progresiva
y fractura rá
rápida de la secció
sección
remanente.
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EFECTO DE LA CORROSIÓN SOBRE LA FATIGA
Amplitud de Tensiones Cíclicas
„
Fatiga sin Corrosión
Limite de fatiga (Endurance limit)
Fatiga con Corrosión
No existe un Límite de Fatiga definido con corrosión
Log Ciclos hasta la Fatiga (N)
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Fatiga en Soldaduras de Equipo de
Bombeo de Petróleo
Resistencia a la Fatiga
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Fractura de un perno de pie de biela unidad
de bombeo mecánica Lufkin
Beach
marks
de fatiga
Fractura por FATIGA de un perno de pie de biela de una unidad de
bombeo mecá
mecánica Lufkin (Material SAE 4140 T+R a 33 HRC)
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Fractura de un perno de pie de biela
unidad de bombeo mecánica Lufkin
Pitting por
Freeting
Freeting
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FISURA POR FATIGA
Fisura por fatiga que crece a partir de
dañ
daño por desgaste, marcas
circunferenciales, en un vá
vástago de
válvula globo un acero inoxidable tipo
416.
La fisura esta localizada pró
próxima a la
fractura con mú
múltiples inicios por fatiga
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Caso: Falla por Fatiga en Compresor
Fisura en el fondo del filete de una rosca mecanizada (bul
ón B 7)
(buló
Rosca mecanizada
Rosca laminada
Fisura
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EFECTO DE LA CORROSIÓN SOBRE LA FATIGA
Amplitud de Tensiones Cíclicas
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Fatiga sin Corrosión
Limite de fatiga (Endurance limit)
Fatiga con Corrosión
No existe un Límite de Fatiga definido con corrosión
Log Ciclos hasta la Fatiga (N)
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A 2.8 Anomalías de manufactura
„
„
„
„
„
„
„
„
„
Blister
Marcas por deformació
deformación en frí
frío
Ovalizació
Ovalización
Laminaciones e inclusiones (en
presencia de SH2 producen
fisuras o blisters)
blisters)
Fusió
Fusión incompleta
Puntos duros
Hook cracks (en ERW)
Penetradores (ERW)
Soldaduras Frí
Frías (ERW)
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A 2.8 Anomalías: Blister
DAÑO
DAÑOPOR
PORHIDROGENO:
HIDROGENO:BLISTERING
BLISTERING
Fisuras
Fisurassupsuperficiales
supsuperficialesyycambios
cambios
dimensionales
dimensionales
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A 2.8 Anomalías: Laminaciones y bandeado
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A 2.8 Anomalías: Fusión incompleta
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A 2.8 Anomalías: puntos duros
„
„
Los puntos duros (Hard
(Hard
Spots) (critica es una
dureza mayor a 35 Rc )
está
están asociados a
Martensita no revenida
localizada, resultan
peligrosos en medios
ácidos o con el Hidrogeno
generado por la protecció
protección
cató
catódica.
La dureza requerida para
trabajos en medios ácidos
es 22Rc. Pueden o no estar
fisurados por hidrogeno.
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A 2.8 Anomalí
Anomalías: ERW Hook Crack, Soldadura frí
fría, etc
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A 2.8 Anomalías: ERW Penetradores
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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
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Envejecimiento de los activos
„
„
Los equipos comienzan a envejecer tan pronto como
han sido construidos.
La curva de la “bañ
bañera”
era” deja las siguientes lecciones:
„ La “inspecció
inspección en garantí
garantía” intenta determinar vicios
de fabricació
fabricación o errores de diseñ
diseño minimizando el
riesgo alto inicial.
„ Aunque parece que las cosas van mejor despué
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.
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Períodos en la Vida de un equipo
Mortalidad
Infantil
Tasa de
falla,
Riesgo o
Hazard
function
Vida útil
Fallas por
Desgaste
Curva característica
FALLAS RELACIONADAS CON EVENTOS AL AZAR
Fallas de
inicio Calidad
Fallas por
desgaste
Tiempo
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Accidentes en ductos
„
En el curso analizaremos causas
históricas de fallas en ductos y aquellas
condiciones o acciones que tienen
impacto sobre el potencial de falla. Estas
listas son resultado de Hazop realizados
por diversos autores y estadísticas de
organismos de USA.
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Errores Humanos
„
„
„
En algunas industria como la aviación, química,
naval, etc. Los errores humanos son causal del
80 al 90% de los accidentes. La necesidad de
analizar los errores humanos resulta crucial.
Se han desarrollado metodologías para analizar
los errores humanos , lideradas por los
desarrollos de la NASA
HF PFMEA “Human Factors Process Failure
Mode and Effect Analysis”.
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API STANDARD 1160, NOV 2001
Programa de Gestión de Integridad
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API STANDARD 1160, NOV 2001
6 Áreas de Grandes Consecuencias
„
Identificación de áreas de grandes
consecuencias, HCA, (donde los impactos
sobre la población son mas adversos):
„
„
ver 49 CFR Part 195.450
La identificación de la HCA se emplea en
la evaluación de riesgos, la inspección y
mitigación.
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API STANDARD 1160, NOV 2001
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CTI
175
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Tecnología e Ingenierí
Ingeniería Solari y Asociados SRL
API STANDARD 1160, NOV 2001
7 Obtención de datos, revisión e integración
„
Fuentes de datos
Registros de materiales, diseño, y
construcción
„ Registros para identificar la localización de la
línea
„ Registros de operación, mantenimiento,
inspección y reparación.
„ Registros que identifican secciones
potencialmente peligrosas
„ Registros de incidentes y riesgos
„
CTI Solari y Asociados SRL
176
CTI
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Tecnología e Ingenierí
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API STANDARD 1160, NOV 2001
7 Obtención de datos, revisión e integración
„
Identificación y localización de los datos
Identificación de los datos necesarios
„ Localización de los datos
„
„
„
„
Establecer un sistema común de
referencias (ej. Unidades comunes)
Recolectar los datos
Integración de datos
CTI Solari y Asociados SRL
CTI
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Tecnología e Ingenierí
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177
API STANDARD 1160, NOV 2001
CTI Solari y Asociados SRL
178
CTI
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API STANDARD 1160, NOV 2001
CTI Solari y Asociados SRL
CTI
179
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API STANDARD 1160, NOV 2001
CTI Solari y Asociados SRL
180
CTI
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Tecnología e Ingenierí
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API STANDARD 1160, NOV 2001
CTI Solari y Asociados SRL
CTI
181
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API STANDARD 1160, NOV 2001
CTI Solari y Asociados SRL
182
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API STANDARD 1160, NOV 2001
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CTI
183
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Tecnología e Ingenierí
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API STANDARD 1160, NOV 2001
8 Implementación de la evaluación de riesgos
CTI Solari y Asociados SRL
184
CTI
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8.1 Desarrollo de Risk Assessment Approach.
Approach. Definiciones
„
„
„
Riesgo: Combinación de la probabilidad de
un evento y sus consecuencias
Análisis 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.
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CTI
185
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API STANDARD 1160, NOV 2001
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 mitigacion
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.
CTI Solari y Asociados SRL
186
CTI
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Tecnología e Ingenierí
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API STANDARD 1160, NOV 2001
8.1 Desarrollo de Risk Assessment Approach
„ La información necesaria para desarrollar la
evaluación de riesgos tiene las siguientes
características:
„
„
„
„
Pueden ser incompletos.
Cambian en funció
función del tiempo
Se requiere emplear los datos de mejor calidad
y mas completos para el análisis
Sin embargo los datos incompletos pueden ser
empleado en los análisis preliminares para
priorizar porciones del sistema y/o desarrollar un
“baseline inspection plan”.
CTI Solari y Asociados SRL
CTI
187
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Tecnología e Ingenierí
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API STANDARD 1160, NOV 2001
8.1 Desarrollo de Risk Assessment Approach
„
Para seleccionar el método de evaluación de
riesgos se debe responder a:
„
„
„
„
Que decisiones gerenciales deben basarse en los
resultados de la evaluació
evaluación de riesgos
Que resultados especí
específicos son requeridos para
soportar los procesos de decisió
decisión?
Que nivel de recursos son requeridos para lograr
que su implementació
implementación sea exitosa?
Cuanto tiempo se dispone para su implementació
implementación?
CTI Solari y Asociados SRL
188
CTI
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API STANDARD 1160, NOV 2001
8.1 Desarrollo de Risk Assessment Approach
„ 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?
CTI Solari y Asociados SRL
CTI
189
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API STANDARD 1160, NOV 2001
„
8.3 Estimación del Riesgo
Se debe distinguir entre
„
„
Risk Assessment:
Assessment: Proceso global de aná
análisis de
riesgo y evaluació
ó
n
de
riesgo
evaluaci
Gestió
Gestión del Riesgo: Proceso continuo de
actividades coordinadas para dirigir y controlar una
organizació
organización en relació
relación al riesgo. Esto incluye
Aná
Análisis de Riesgo, Evaluació
Evaluación del Riesgo, Mitigació
Mitigación
del Riesgo, Aceptació
Aceptación del Riesgo, y Comunicació
Comunicación
del Riesgo.
CTI Solari y Asociados SRL
190
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Tecnología e Ingenierí
Ingeniería SRL
RIESGO CERO vs. ALARP
„
ALARP (As Low As Reasonably Practical)
Practical)
„
„
„
El riesgo solo puede ser minimizado a un cierto nivel
bajo la tecnologí
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.
CTI Solari y Asociados SRL
CTI
191
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Tecnología e Ingenierí
Ingeniería Solari y Asociados SRL
API STANDARD 1160, NOV 2001
8.4 Caracterí
Características de un adecuada evaluació
evaluación de riesgos
„
„
„
„
„
Estructuración de la metodología
empleada (flexible, rígida )
Recursos humanos adecuados para
realizar el trabajo
Emplear la experiencia de eventos
pasados (historial)
Enfatizar sus aspectos predictivos
Es un proceso iterativo.
CTI Solari y Asociados SRL
192
CTI
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API STANDARD 1160, NOV 2001
8.5 Primer pasa en el proceso de evaluació
evaluación de riesgos
„
„
Designar 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.)
CTI Solari y Asociados SRL
CTI
193
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Tecnología e Ingenierí
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API STANDARD 1160, NOV 2001
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.
CTI Solari y Asociados SRL
194
CTI
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API STANDARD 1160, NOV 2001
8.7 Metodologías de Evaluación del Riesgo
CTI Solari y Asociados SRL
CTI
195
Consultores de Tecnologí
Tecnología e Ingenierí
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API STANDARD 1160, NOV 2001
„
„
„
8.7 Metodologías de Evaluación del Riesgo
Entre las metodologías existentes serán
presentadas las siguientes:
Sistema de indexación
Métodos cuantitativos
CTI Solari y Asociados SRL
196
CTI
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Selección de Técnicas de Evaluación de Riesgos
Para realizar la evaluació
Seleccionar la té
evaluación
técnica:
de:
Estudiar eventos
Árbol de Fallas, FMEA,
especí
í
ficos,
investigar
HAZOP
espec
incidentes ya producidos,
comparar riesgos de fallas
especificas,
Modelar la interacció
interacción entre Modelo de Indexació
Indexación
variables y mecanismos
potenciales de falla
Impacto para las personas, Aná
Análisis de Riesgo
ambiente, infraestructura,
Cuantitativo
CTI
Solari
y
Asociados
SRL
interrupció
interrupción del negocio, etc.
CTI
197
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API STANDARD 1160, NOV 2001
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.
CTI Solari y Asociados SRL
198
CTI
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API STANDARD 1160, NOV 2001
„
„
„
„
„
Sistema de Indexación
Entre las fortalezas de la técnica de indexación
se encuentran:
Respuesta inmediata
Bajo 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
CTI Solari y Asociados SRL
CTI
199
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API STANDARD 1160, NOV 2001
Fuentes de conocimiento empleados en la Evaluació
Evaluación
de Riesgos de Ductos
„ Conocimiento experto (experiencia) o intuitivos
„ Informació
Información estadí
estadística o gené
genérica.
„ Conocimiento especializado proveniente de estudios de
integridad y vida remanente.
„
Evaluació
Evaluación Subjetiva de Riesgos
„
„
Es un componente del sistema de evaluació
evaluación de riesgos
empleando índices (Sistema de Indexació
Indexación).
Cuando los conocimientos son incompletos, y se emplean
ademá
además de la informació
información estadí
estadística recursos basados en la
experiencia, opinió
opinión, intuició
intuición y otros recursos no cuantificables
la evaluació
evaluación resulta al menos parcialmente subjetiva.
CTI Solari y Asociados SRL
200
CTI
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Tecnología e Ingenierí
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API STANDARD 1160, NOV 2001
MODELO PARA EVALUACION DE RIESGOS EN
DUCTOS (The
(The Scoring System)
System)
Se presentara un modelo “hibrido” que emplea
varias de las técnicas mencionadas (FMEA;
FTA) (subjetivo):
„
„ Se
asignan valores numé
numéricos (scores
(scores)) a las
condiciones que contribuyen a la imagen del
riesgo de un sistema de ductos.
„ Los valores numé
numéricos son determinados a partir
de datos estadí
estadísticos y la opinió
opinión experta del
operador.
„ Valores altos representan riesgos altos (altas
probabilidades y consecuencias)
CTI Solari y Asociados SRL
CTI
201
Consultores de Tecnologí
Tecnología e Ingenierí
Ingeniería Solari y Asociados SRL
API STANDARD 1160, NOV 2001
MODELO PARA EVALUACION DE RIESGOS EN
DUCTOS (The
(The Scoring System)
System)
„
„
La té
técnica consiste en examinar el sistema (pipeline
(pipeline)) y dividirlo en
secciones
Cada secció
sección es examinada en dos partes generales:
„
Detallada itemizació
itemización y valorizació
valorización numé
numérica de los eventos
(evaluando probabilidad de ocurrencia) que pueden hacer fallar al
al
ducto. Se divide en cuatro índices que reflejan las áreas tí
típicamente
asociadas con accidentes en ductos
„
„
„
„
„
„
Corrosió
Corrosión
Diseñ
Diseño
Incorrecta operació
operación
Dañ
Daño por terceros
Aná
Análisis de las potenciales consecuencias de las fallas, considerando
considerando
producto transportado (peligrosidad y dispersabilidad),
dispersabilidad), localizació
localización y
condiciones de operació
operación. Se determina un factor de impacto de las
perdidas .
Se combinan los resultados de la indexació
indexación con el factor de impacto
por perdidas para determinar un valor de riesgo relativo para cada
cada
secció
sección.
CTI Solari y Asociados SRL
202
CTI
Consultores de Tecnologí
Tecnología e Ingenierí
Ingeniería Solari y Asociados SRL
MODELO PARA EVALUACION DE RIESGOS EN DUCTOS (The
(The Scoring
System)
System)
Proceso de Análisis de Riesgos en Ductos
Datos obtenidos de
registros y
entrevistas a los
operadores
Índice por corrosión
Índice por Diseño
Índice por operación
incorrecta
Índice por daño de
terceros
Suma de Índices
Factor Dispersión
Peligrosidad
Producto
Factor de Impacto
por perdidas
RIESGO RELATIVO
DE LA SECCION
CTI Solari y Asociados SRL
CTI
203
Consultores de Tecnologí
Tecnología e Ingenierí
Ingeniería Solari y Asociados SRL
PROCESO DE ANÁ
ANÁLISIS DE RIESGOS EN DUCTOS
METODO DE INDEXACION
CTI Solari y Asociados SRL
204
CTI
Consultores de Tecnologí
Tecnología e Ingenierí
Ingeniería Solari y Asociados SRL
FACTORES RELEVANTES PARA EVALUAR
DAÑ
DAÑO POR TERCEROS
CTI Solari y Asociados SRL
CTI
205
Consultores de Tecnologí
Tecnología e Ingenierí
Ingeniería Solari y Asociados SRL
COVERTURA MINIMA
CTI Solari y Asociados SRL
206
CTI
Consultores de Tecnologí
Tecnología e Ingenierí
Ingeniería Solari y Asociados SRL
PROTECCION DE INSTALACIONES EN LA SUPERFICIE
CTI Solari y Asociados SRL
CTI
207
Consultores de Tecnologí
Tecnología e Ingenierí
Ingeniería Solari y Asociados SRL
MODELO DE RIESGOS (INDEXACIÓ
(INDEXACIÓN)
CTI Solari y Asociados SRL
208
CTI
Consultores de Tecnologí
Tecnología e Ingenierí
Ingeniería Solari y Asociados SRL
FACTORES RELEVANTES PARA EVALUAR CORROSIÓ
CORROSIÓN
CTI Solari y Asociados SRL
CTI
209
Consultores de Tecnologí
Tecnología e Ingenierí
Ingeniería Solari y Asociados SRL
INSTALACION TIPICA DE CASING
CTI Solari y Asociados SRL
210
CTI
Consultores de Tecnologí
Tecnología e Ingenierí
Ingeniería Solari y Asociados SRL
PROTECCIÓ
PROTECCIÓN CATÓ
CATÓDICA CON CORRIENTE IMPRESA
CTI Solari y Asociados SRL
CTI
211
Consultores de Tecnologí
Tecnología e Ingenierí
Ingeniería Solari y Asociados SRL
MODELO DE RIESGOS (INDEXACIÓ
(INDEXACIÓN)
CTI Solari y Asociados SRL
212
CTI
Consultores de Tecnologí
Tecnología e Ingenierí
Ingeniería Solari y Asociados SRL
FACTORES RELEVANTES PARA EVALUAR DISEÑ
DISEÑO
CTI Solari y Asociados SRL
CTI
213
Consultores de Tecnologí
Tecnología e Ingenierí
Ingeniería Solari y Asociados SRL
TENSIONES MECÁ
MECÁNICAS
CTI Solari y Asociados SRL
214
CTI
Consultores de Tecnologí
Tecnología e Ingenierí
Ingeniería Solari y Asociados SRL
TENSIONES MECÁ
MECÁNICAS
CTI Solari y Asociados SRL
CTI
215
Consultores de Tecnologí
Tecnología e Ingenierí
Ingeniería Solari y Asociados SRL
TENSIONES MECÁ
MECÁNICAS
CTI Solari y Asociados SRL
216
CTI
Consultores de Tecnologí
Tecnología e Ingenierí
Ingeniería Solari y Asociados SRL
ESQUEMA DE “ESPESORES”
ESPESORES” REQUERIDOS PARA SOPORTAR
CARGAS EXTERNAS E INTERNAS
CTI Solari y Asociados SRL
CTI
217
Consultores de Tecnologí
Tecnología e Ingenierí
Ingeniería Solari y Asociados SRL
MODELO DE RIESGOS (INDEXACIÓ
(INDEXACIÓN)
CTI Solari y Asociados SRL
218
CTI
Consultores de Tecnologí
Tecnología e Ingenierí
Ingeniería Solari y Asociados SRL
FACTORES RELEVANTES PARA EVALUAR OPERACIÓ
OPERACIÓN
INCORRECTA
CTI Solari y Asociados SRL
CTI
219
Consultores de Tecnologí
Tecnología e Ingenierí
Ingeniería Solari y Asociados SRL
SISTEMA SCADA
CTI Solari y Asociados SRL
220
CTI
Consultores de Tecnologí
Tecnología e Ingenierí
Ingeniería Solari y Asociados SRL
MODELO DE RIESGOS (INDEXACIÓ
(INDEXACIÓN)
CTI Solari y Asociados SRL
CTI
221
Consultores de Tecnologí
Tecnología e Ingenierí
Ingeniería Solari y Asociados SRL
FACTORES RELEVANTES PARA EVALUAR EL IMPACTO DE
PERDIDAS
CTI Solari y Asociados SRL
222
CTI Consultores de Tecnologí
Tecnología e Ingenierí
Ingeniería SRL
Evaluación de Riesgo en ductos
Analisis
250
200
150
100
Total Index Sum
Design Index
Corrosion Index
SECTION 29
Third Party Index
SECTION 21
SECTION 25
SECTION 9
SECTION 13
SECTION 17
SECTION 1
Sections
SECTION 5
0
Incorrect Operation
Index
50
Third Party Index
Corrosion Index
Design Index
Incorrect Operation Index
Total Index Sum
CTI Solari y Asociados SRL
CTI
223
Consultores de Tecnologí
Tecnología e Ingenierí
Ingeniería Solari y Asociados SRL
SABOTAGE EN DUCTOS
SABOTAGE MODULE
Mitigation
A
Community Partnering
0-16
select one
x Significant, noticeable, positive impact program
x Regular meetings with community leaders
x Well publicized as a community service
B
Intelligence
0-5
C
Security Forces
0-8
D
Resolve
0-2
E
Threat of punishment
0-2
F
Industry Cooperation
0-2
G
Surface Facilities
-20
Barrier prevention
0-18
Detection type prevention
Casing
-10
Casing
modified
for anti sabotage
CTI Solari
y Asociados
SRL
-3
224
CTI
Consultores de Tecnologí
Tecnología e Ingenierí
Ingeniería Solari y Asociados SRL
MODELO PARA EVALUACION DE RIESGOS EN DUCTOS (The
(The Scoring
System)
System)
Consecuencias
„
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 valor
agregado
Tareas improductivas (eliminarlas)
CTI Solari y Asociados SRL
225
CTI Solari y Asociados SRL
226
CTI
Consultores de Tecnologí
Tecnología e Ingenierí
Ingeniería Solari y Asociados SRL
MODELO PARA EVALUACION DE RIESGOS EN DUCTOS
(The Scoring System)
System)
„
„
„
„
Etapa 1: Dividir la línea de conducción en
secciones apropiadas para su análisis.
Etapa 2: Decidir los riesgos a considerar
Etapa 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)
CTI Solari y Asociados SRL
CTI
227
Consultores de Tecnologí
Tecnología e Ingenierí
Ingeniería Solari y Asociados SRL
MODELO PARA EVALUACION DE RIESGOS EN DUCTOS (The
(The Scoring
System)
System)
Tipo de
Suelo
Tipo de
Atmósfera
Profundidad
del ducto
Densidad
de
Población
Edad del
Sistema
Prueba
Hidráulica
Golpes de
Ariete
Patrullaje
Entrenamiento
Inspecciones
PREVENCIONES
ATRIBUTOS
Atributos y Prevenciones
Acciones
Condiciones
CTI Solari y Asociados SRL
228
CTI
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Tecnología e Ingenierí
Ingeniería Solari y Asociados SRL
MODELO PARA EVALUACION DE RIESGOS EN DUCTOS (The
(The Scoring
System)
System)
Sub división del Sistema
„
„
Criterio introducir un “break point”
point” donde se produzca un cambio
importante. Criterio costocosto-efectivo. Mé
Método Prueba y Error.
Factores a considerar:
„
„
„
„
„
„
Densidad de Població
Población (Ej. Cambios cada 10% de variació
variación)
Condició
Condición de corrosividad del suelo (Ej. Cambios cada 30% de
variació
variación, Ej datos cada 200 m)
Condició
Condición del coating
Edad de la lílínea
DOT considera la definició
definición de població
población en la ruta de los pipeline
cada 1 milla.
Ej. Para un caso tí
típico en 100 km de ductos aproximadamente 30
secciones.
CTI Solari y Asociados SRL
CTI
229
Consultores de Tecnologí
Tecnología e Ingenierí
Ingeniería Solari y Asociados SRL
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 despué
después de los
edificios.
Clase 1: 10 menos unidades de vivienda ocupació
ocupación
humana (tambié
(también para costa afuera)
Clase 2: 10 a 45 unidades de vivienda
Clase 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
CTI Solari y Asociados SRL
230
CTI
Consultores de Tecnologí
Tecnología e Ingenierí
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CTI Solari y Asociados SRL
CTI
231
Consultores de Tecnologí
Tecnología e Ingenierí
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API STANDARD 1160, NOV 2001
„
„
„
8.7 Metodologías de Evaluación del Riesgo
Entre las metodologías existentes serán
presentadas las siguientes:
Sistema de indexación
Métodos cuantitativos
CTI Solari y Asociados SRL
232
CTI Consultores de Tecnologí
Tecnología e Ingenierí
Ingeniería SRL
Análisis Cuantitativo de Riesgos
„
El aná
análisis cuantitativo
asigna valores
numé
numéricos a la
probabilidad de falla y
costos a las
consecuencias.
Construye la curva
Probabilidad de Falla vs.
Tiempo para cada
componente, así
así como
Probabilidades vs.
Consecuencias ($).
CTI Solari y Asociados SRL
CTI
233
Consultores de Tecnologí
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API STANDARD 1160, NOV 2001
8.8 Identificació
Identificación de datos requeridos para la
evaluació
evaluación
„
Las Tablas 8-1 y 8-2 presentan una lista
de variables a considerar por su impacto
sobre los factores de riesgo .
CTI Solari y Asociados SRL
234
CTI
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API STANDARD 1160, NOV 2001
Factores de riesgo
CTI Solari y Asociados SRL
CTI
235
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API STANDARD 1160, NOV 2001
Factores de riesgo
CTI Solari y Asociados SRL
236
CTI
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API STANDARD 1160, NOV 2001
8.9 Validación del modelo
„
Debe 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.
CTI Solari y Asociados SRL
CTI
237
Consultores de Tecnologí
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API STANDARD 1160, NOV 2001
9 Desarrollo e implementació
implementación de un
Plan de Inspecció
Inspección Inicial (Baseline
(Baseline))
CTI Solari y Asociados SRL
238
CTI
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API STANDARD 1160, NOV 2001
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.
CTI Solari y Asociados SRL
CTI
239
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9.1 Plan Inicial (Baseline)
„
El operador debe considerar para desarrollar
su baseline plan:
1.
2.
3.
4.
Anomalí
Anomalías en la lílínea que pueden causar efectos
adversos en su integridad.
Las té
técnicas de inspecció
inspección tí
típicas para las lílíneas
enterradas.
Metodologí
Metodologías para la evaluació
evaluación de los resultados
de la inspecció
inspección
Metodologí
Metodologías de reparació
reparación y otras actividades de
mitigació
mitigación para mejorar la integridad de la lílínea
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240
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9.2 Anomalías y Defectos
„
„
„
El 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.
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241
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9.3 Tecnologí
Tecnologías de Ensayos para Inspecció
Inspección Interna
„
Se describen en esta sección dos técnicas
de ensayos:
„
“In-Line Inspection” (ILI smart pig o
chancho inteligente) (consultar NACE Technical
Committee Report “InIn-Line Nondestructive Inspection of
Pipelines“
Pipelines“)
„
Prueba Hidrostática (consultar API 1110 “Pressure
Testing Liquid Pipelines”
Pipelines”)
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242
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API STANDARD 1160, NOV 2001
9.3.1 Herramientas de inspección interna
„
„
Los chanchos inteligentes 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.
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API STANDARD 1160, NOV 2001
9.3.1.1 Detección de Pérdidas de Metal
„
„
„
Standard Resolution Magnetic Flux Leakage
(MFL): empleando un campo magné
magnético axial,
generado por imanes permanentes o electroimanes,
y por sus caracterí
características o desviaciones se inducen
en forma indirecta diversas anomalí
anomalías. Tiene
limitaciones para detectar discontinuidades
longitudinales.
High Resolution Magnetic Flux Leakage (MFL):
Con mas sensores que el mé
método standard,
standard, permite
dimensionar las anomalí
anomalías y determinar la
resistencia remanente del cañ
caño. Tambié
También si la
corrosió
corrosión es interna e interna. Tiene limitaciones
para detectar discontinuidades longitudinales.
Ultrasonido:
Ultrasonido: mide en forma directa el espesor del
cañ
caño
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RELEVAMIENTO, DETECCION Y SEGUIMIENTO
„
„
„
„
„
Mediciones eléctricas
Testigos de corrosión
Velocidad teórica de corrosión
Observación directa
Pigging
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HERRAMIENTA DE DETECCION: MFL
Magnetic 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)
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9.3.1.2 Detección de Fisuras
„
„
„
Se 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, hook
cracks, SCC, cavidades, narrow axial corrosion
(ERW).
Tiene un nivel de sensibilidad superior a la
prueba hidrostática.
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9.3.1.3 Herramientas Geométricas
„
„
„
Caliper:
Caliper: mide desviaciones en la geometrí
geometría (diá
(diámetro,
ovalizació
ovalización, dents,
dents, buckles,
buckles, perdida de espesor,
curvado, etc. ) y sirve para determinar si pueden pasar
otras herramientas. Se combina con excavaciones.
Deformació
Deformación: hay herramientas mas sensibles que
localizan circunferencialmente el defecto y lo miden con
precisió
precisión. Se combina con excavaciones.
Mapeo: establece las coordenadas geográ
geográficas de la
línea empleando navegació
navegación inercial y puede determinar
desplazamientos.
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CALIPER Y GEOPIG
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Efectividad Inspecció
Inspección
Pérdida de Espesor Componentes Enterrados (1)
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Efectividad Inspecció
Inspección
Pérdida de Espesor Componentes Enterrados (2)
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Efectividad Inspecció
Inspección
Pérdida de Espesor Componentes Enterrados (3)
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9.4 Determinació
Determinación de la Frecuencia de Inspecció
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.
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9.4 Determinació
Determinación de la Frecuencia de Inspecció
Inspección
Anomalí
Anomalías
Factores a considerar
Frecuencias de Inspecció
Inspección
Corrosió
Corrosión
Externa
Edad del cañ
caño, Espesor, Tipo y condició
condición coating,
coating,
Estado protecció
protección cató
catódica, Potencial suelosuelo-cañ
caño,
Historial cañ
caño
Velocidad de corrosió
corrosión estimada por
excavaciones.
Frecuencia igual a la mitad de la vida
remanente. API 570
Corrosió
Corrosión
Interna
Edad del cañ
caño, Espesor, Fluido transportado
(presencia de agua, CO2, H2S, salinidad agua,
bacterias), estado cupones de corrosió
corrosión, empleo de
pigs a intervalos regulares, uso inhibidores y
biocidas, caudales, historial de perdidas del cañ
caño
Velocidad de corrosió
corrosión estimada por
excavaciones.
Frecuencia igual a la mitad de la vida
remanente. API 570
Dents o
Buckles
D/t, espesor, edad cañ
caño, numero y rango de ciclos
de presió
presión empleados (ver API 1156)
Evaluació
Evaluación de la probabilidad de
movimientos de tierra, dañ
daño de
terceros,
Fisuras
espesor, edad cañ
caño, numero y rango de ciclos de
presió
presión empleados , tipo de costura longitudinal,
propiedades mecá
mecánicas, niveles de presió
presión de las
pruebas hidrá
hidráulicas, Modelos fractomecá
fractomecánicos.
nicos.
Determinada empleando modelos
fractomecá
fractomecánicos
Edad del cañ
caño, Espesor, Tipo y condició
condición coating,
coating,
Estado protecció
protección cató
catódica, ciclos de presió
presión,
desplazamientos suelo,
Determinada empleando modelos
fractomecá
fractomecánicos y excavaciones.
Determinar tipo de SCC alto pH o near
neutral pH
Longitudinales
Corrosió
Corrosión
Bajo
Tensiones
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9.5 Prueba hidrostática
„
„
„
„
„
Es un mé
método aceptado para ensayar la integridad de
una lílínea.
En lílíneas que han estado en servicio tiene dificultades
con la contaminació
contaminación del agua. Pero cuando hay
dificultades con otros mé
métodos esta prueba es empleada.
Se la usa sola o combinada con mé
métodos de inspecció
inspección
interna.
ASME B 31.4 requiere 1.25 MOP cuatro horas con
inspecció
inspección visual o mas de ocho horas a 1.1 MOP
cuando la lí
línea no es inspeccionada visualmente.
Como alternativa el “spike test”
test” a 1.39 MOP durante 30
min. para detectar defectos longitudinales.
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9.5.2 Limitaciones de la prueba hidrostática
„
„
„
„
La prueba hidrostá
hidrostática es una herramienta para
remover en forma destructiva los defectos que tienen
un tamañ
tamaño critico.
La lílínea puede fallar a menor presió
presión que la alcanzada
en la prueba si algú
algún defecto llego a crecer hasta casi
el tamañ
tamaño critico durante la prueba inicial, y durante la
descarga continua creciendo. Si esto ocurre la lílínea
puede fallar a presiones bajas.
La prueba hidrostá
hidrostática puede iniciar defectos que luego
crezcan por fatiga o SCC o corrosió
corrosión.
No es un mé
método efectivo para detectar corrosió
corrosión
localizada (picado)
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9.5.3.1 Determinació
Determinación de la frecuencia para prueba
hidrostá
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.
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9.6 Estrategias para responder a las anomalí
anomalías
detectadas en la inspecció
inspección
La informació
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
reparació
reparación y mitigació
mitigación.
Los resultados definitivos de las inspecciones pueden tardar
180 dí
días, y los preliminares 30. Se deben hacer acciones de
mitigació
mitigación temporaria dentro de los 5 dí
días de recibido el
informe preliminar. Las reparaciones dentro de los 30 dí
días de
dicho informe.
Las recomendaciones finales deben implementarse dentro de
los siguientes 180 dí
días.
ASME B 31.4 sec 451.6 y 49 CFR Part 195.452 proveen
limites especí
específicos para ciertos defectos.
Por ejemplo se reparan gauges superiores a 12,5% del
espesor o perdidas de metal superiores a 50% del espesor, o
dents mayores a 6% del diá
diámetro.
„
„
„
„
„
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CTI
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9.7 Métodos de Reparación
„
„
El 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)
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10 Opciones de Mitigación
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10.1 Prevención de daño de terceros (TPD)
„
„
TPD es la mayor causa de perdidas de lí
líneas (aproximadamente 25% de los incidentes)
Se deben considerar las siguientes actividades de mitigació
mitigación:
1. One Call Utility Location System (programa de prevenció
prevención de excavaciones)
2. Mejoras en la señ
señalé
alética (carteles con TE emergencias, desde cada localizació
localización se
deben ver dos carteles en las áreas de gran actividad, etc.)
3. Detecció
Detección electró
electrónica u óptica (incluye un cable metá
metálico o fibra óptica instalado
aprox. 50 cm del suelo destinado a monitorear con instrumentos la
la lílínea. Si el cable
se dañ
daña los instrumentos de medició
medición integrados con PLCs – Controladores
Lógicos Programables – y el SCADA (Supervisory
(Supervisory Control And Data Acquisition)
Acquisition)
4. Incrementar la profundidad de la cobertura hasta ciertos limites (1,5 m de
profundidad) y emplear coberturas de concreto.
5. Mejorar la educació
educación publica
6. Mantenimiento del corredor (Right
(Right--of -Way),
Way), incluye acciones de limpieza,
control de la vegetació
vegetación, reemplazo de carteles, desarrollo de guí
guías para
excavació
excavación, etc.
7. Mejora en las frecuencias de inspecció
inspección y mantenimiento del corredor ROW
8. Protecció
Protección mecá
mecánica de la lí
línea (recubrimientos externos de concreto sin contacto
con el metal)
9. Espesor de pared adicional.
10. Cintas o mallas de advertencia enterradas sobre la lí
línea.
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10.2 Control de Corrosión
„
„
„
„
El recubrimiento mas la protección
catódica proveen de una protección sobre
corrosión
Mantenimiento de la protección catódica,
debe cumplir NACE RP 01 69
Evaluación, monitoreo y mantenimiento
del coating.
Limpieza interna periódica de las líneas
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10.3 Detecció
Detección y minimizació
minimización de perdidas no
intencionales de producto en lí
líneas
1.
2.
3.
4.
Reducción del tiempo requerido para la
detección de la perdida
Reducción del tiempo para localizar la
perdida
Reducción del volumen que puede
perderse
Reducción del tiempo de respuesta a
emergencias
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10.4 Reducción de la Presión de Operación
„
„
La 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.
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275
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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 Integridad
Con 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 mitigacion.
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12 Gestió
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 es
poco aplicable a las plantas)
„
Datos requeridos
„ Historial
de incidentes
„ Datos de las instalaciones
„
Opciones de Mitigacion
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12 Gestió
Gestión de Integridad de Estaciones de Bombeo
y Terminales
Opciones de Mitigació
Mitigación:
„
1.
2.
3.
4.
5.
6.
7.
Inspecciones (API 570 es una guí
guía aceptada, API 581)
Mantenimiento de elementos de protecció
protección (vá
(válvulas de control,
alarmas, etc.)
Control de corrosió
corrosión (protecció
(protección cató
catódica, inhibidores, biocidas)
Tanques (API 653 para inspecció
inspección , reparació
reparación y mantenimiento
junto con API 581 Apé
Apéndice O)
Detecció
Detección de perdidas (sensores
(sensores para detectar hidrocarburos,
gases, ensayos de perdidas prueba hidrostá
hidrostática y neumá
neumática,
trazadores quí
químicos)
Capacidad de respuestas a emergencias
Consideraciones para mejorar diseñ
diseños (limitar cañ
cañerí
erías enterradas,
evitar dead legs y bajos caudales, accesibilidad para inspecció
inspección,
etc.)
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13 Evaluación del Programa
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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.
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13.6 Mejora de la Performance
„
„
Los resultados de las mediciones de
performance 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.
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Gestión de Cambios
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Gestión de Cambios
„
„
Una 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
despué
después de que se produzcan
Asegurarse que los cambios no aumentan los riesgos
Actualizar el programa de integridad para la secció
sección
afectada
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GESTION DE CAMBIOS
„
„
„
„
„
„
¿Tiene la planta un procedimiento escrito de Gestió
Gestión de
los Cambios que deba ser usado siempre que se agregan
nuevas facilidades o se hacen cambios a algú
algún proceso?
¿El Documento esta aprobado por la empresa y esta en
vigencia?
¿El documento contiene procedimientos de autorizació
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 implementació
implementación?
¿Se identifican los cambios que requieren modificar el
programa de integridad de activos fí
físicos por alterar los
factores de riesgo?
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286
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GESTION DE CAMBIOS
„
¿Está
Están incluidos los siguientes cambios de naturaleza
técnica, fí
física, procedimientos, y organizacionales en el
procedimiento de Gestió
Gestión de Cambios?
„
„
„
„
„
Cambios fí
físicos en la planta, que no sean reemplazos, por
ejemplo el agregado, supresió
supresión o modificació
modificación del
equipamiento, expansiones, modificaciones de equipos,
revisiones de sistemas de alarma o instrumentos, etc.
Cambios en los productos quí
químicos de proceso (Cambios en el
fluido, alimentació
alimentación, catalizadores, solventes, etc.)
Cambios en condiciones de proceso (condiciones de operació
operación,
cambios de caudal, cambios de presió
presión y temperaturas de
operació
operación, etc.),
Cambios significativos en procedimientos de operació
operación
(secuencias de arranque o parada, cantidad o responsabilidad
del personal, etc.)
Cambios en las regulaciones legales.
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GESTION DE CAMBIOS
„
¿Se entiende claramente en la planta qué
constituye un "cambio temporal" y uno
“permanente”?
„
„
„
Segú
Según la Gestió
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
despué
después de un tiempo razonable, o son reclasificados
como permanentes?
El procedimiento hace recomendaciones sobre la
Puesta en marcha de equipos retirados de servicio
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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 inspecció
inspección, prevenció
prevención, o mitigació
mitigación.
Documentar los cambios que afectan el programa de integridad
Modificar los P&ID,
P&ID, lílímites operativos, Hojas de Datos de
Seguridad de Materiales, y toda otra informació
información de seguridad
de proceso afectada.
Requerimiento de comunicació
comunicación a todas las partes afectadas
Notificar 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
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GESTION DE CAMBIOS
„
„
„
„
„
„
„
¿Cuando se hacen cambios en el proceso o en procedimientos
operativos, hay procedimientos escritos que requieran que el impacto
impacto
de estos cambios en los equipos y materiales se revise para
determinar si pueden causar un aumento en la velocidad de deterioro
deterioro
o falla, o producirá
producirán mecanismos de falla diferentes en los equipos
del proceso?
¿Cuando se cambian equipos o materiales de fabricació
fabricación por Ítems
de mantenimiento, hay algú
algún sistema para revisar formalmente
cambios metalú
metalúrgicos para asegurar que el nuevo material es
adecuado para el proceso?
¿El impacto del cambio tiene algú
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 calificació
calificación del personal y
reentrenamiento para una correcta implementació
implementación?
¿Si se introducen nuevas tecnologí
tecnologías se comunica adecuadamente
al staff y accionistas?
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Reconocer los cambios antes o inmediatamente
despué
después de que se produzcan
„
Ejemplos de cambios son:
„
„
„
„
„
„
„
El agregado o eliminació
eliminación de equipamiento de la
línea
Cambio en el fluido transportado
Cambios en la presió
presión o caudal
Reingreso de equipos fuera de servicio
Cambios en los procedimientos
Cambios en la ROW (Right
(Right--OfOf-Way)
Way) cambios en el
uso de la tierra sobre la lílínea.
Cambios en las regulaciones
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Actualizar el programa de integridad para la secció
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 lílínea 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
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Managing System
Integrity
of Gas Pipelines
ASME B31.8S-2010
(Revision of ASME B31.8S-2004)
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ASME B 31.8 S-2010
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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.)
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296
CTI
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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.
CTI Solari y Asociados SRL
CTI
297
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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.
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298
CTI
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ASME B31.8S- 1.3 Principios Fundamentales
„
„
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.
CTI Solari y Asociados SRL
CTI
299
Consultores de Tecnologí
Tecnología e Ingenierí
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ASME B31.8S- 1.3 Principios Fundamentales
„
„
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.
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300
CTI
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ASME B 31.8 S-2004
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CTI
301
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ASME B31.8S- 2.1 Introducción al Programa de
Gestión
„
„
„
Existen dos aproximaciones posibles para la gestió
gestión de
integridad: el mé
método prescriptivo y el mé
método basado en
la performance.
El mé
método prescriptivo requiere un nú
número menor de
datos. Esta basado en analizar el peor caso para la
propagació
propagación de los defectos.
El mé
método basado en la performance requiere un
aná
análisis má
más detallado y por consiguiente un nú
número
mayor de datos. Este mé
método se basa en un aná
análisis de
integridad previo.
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302
CTI
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ASME B31.8S- 2.1 Introducción al Programa de
Gestión
El método basado en la performance debe
incluir los siguientes puntos:
1.
2.
3.
4.
Descripció
Descripción del mé
método de aná
análisis de riesgo.
Documentació
Documentación de los datos aplicados en el aná
análisis
de cada segmento.
Aná
Análisis documentado del mé
método para determinar
intervalos de ensayos de integridad y mitigació
mitigación.
Una matriz de performance para medir los resultados
de la implementació
implementación.
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CTI
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303
ASME B 31.8 SS-2004
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.
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304
CTI
ASME B 31.8 SS-2004
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Peligros potenciales que tienen impacto en la integridad
Corrosió
Corrosión Externa
Dependientes del
Tiempo
Corrosió
Corrosión interna
Corrosió
Corrosión Bajo tensiones (SCC)
Fatiga y Corrosió
Corrosión -Fatiga
Defectos relacionados
con la manufactura
Soldadura longitudinal defectuosa
Cañ
Caño defectuoso
Soldadura circunferencial defectuosa
Soldaduras de fabricació
fabricación defectuosas
Estables en el tiempo
Defectos relacionados con la soldadura y
montaje
Curvado de cañ
caños defectuosos
Rotura de cañ
caños
Fallas en juntas (O(O-ring)
ring)
Mal funció
función del equipamiento de control alivio
Equipamiento
Fallas en empaquetadura/ sellos de bombas
Miscelá
Miscelánea
Dañ
Daños inmediatos por terceros
Dañ
Daños previos (demorados)
Dañ
Daño mecá
mecánicos por terceros
Vandalismo
Independientes del
Tiempo
Incorrecto procedimiento de operació
operación
Clima frí
frío
Dañ
Daños relacionados con el clima y fuerzas
externas
Incendios
Fuertes lluvias
Movimientos de Tierra
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CTI
305
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ASME B 31.8 SS2004
Risk assesment:
proceso sistemático para identificar
el potencial de peligros estimándose
la probabilidad y consecuencias de
potenciales eventos adversos.
Integrity assesment:
proceso que incluye
•
Inspección y ensayo de las instalaciones,
•
Evaluación de las indicaciones resultantes
de las inspecciones, y ensayos
•
Caracterización de las evaluaciones por
tipo de defectos y severidad
•
Determinación de la integridad de la
cañería por medio de análisis
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306
CTI
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ASME B31.8S- 3 CONSECUENCIAS
„
Área Potencial de Impacto:
El área potencial de dañ
daño en gasoductos es
funció
función del diá
diámetro de la tuberí
tubería y de su presió
presión.
r = Área de impacto en ft (m)
d = Diámetro en in (mm)
p = presión (MAOP) psig (kPa)
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CTI
307
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ASME B31.8S- 3 CONSECUENCIAS
„
Resultado:
En un ducto de 30’’
30’’ de diá
diámetro, que tiene una
2), el rádio de
MAOP de 1000 psi (70,3 Kg/cm
/cm
Kg
impacto calculado será
será de 660 pies (201 m).
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309
ASME B31.8S- 3 CONSECUENCIAS
CTI Solari y Asociados SRL
310
ASME B31.8S- 3 CONSECUENCIAS
„
„
Use of this equation shows that failure of a smaller diameter, lower
lower
pressure pipeline will affect a smaller area than a larger diameter,
diameter, higher
pressure pipeline.
NOTE: 0.69 is the factor for natural gas using U.S. Customary units
units and
0.00315 is the factor using metric units. Other gases or rich natural
natural gas
shall use different factors.
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311
CTI
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ASME B31.8S- 3 CONSECUENCIAS
„
Área Potencial de Impacto:
En el caso que se transporten otros gases
distintos del gas natural el área de impacto se
calcula:
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CTI
312
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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 gestió
gestión de integridad.
Los sistemas de gestió
gestión de informació
información MIS, o
sistemas geográ
geográficos de informació
información GIS son
fuentes muy importantes de datos.
Los datos empleados en un aná
análisis de integridad
prescriptivo será
serán:
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313
CTI
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ASME B31.8S- 4 Datos para Plan Prescriptivo.
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314
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ASME B31.8S- 4 Datos para Plan Prescriptivo
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315
CTI
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ASME B31.8S- 4 Datos para El Programa de
Gestión de Integridad
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316
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ASME B31.8S- 4 Colección, revisión e
integración de datos.
„
„
„
El proceso de colecció
colección de datos necesita verificar
la calidad y consistencia de los datos.
Es importante evaluar el potencial impacto de la
variabilidad y precisió
precisión de los datos empleados en
los aná
análisis. Esta informació
información se conoce como
metadata (datos, o informació
información, de los datos)
Es importante tener en cuenta la resolució
resolución y las
unidades de los datos recolectados.
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317
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ASME B31.8S- 5 Análisis de RiesgoDefiniciones.
„
„
El aná
análisis de integridad prescriptivo se realizará
realizará de
acuerdo a los requerimientos del apé
apéndice A de la
norma.
El riesgo total de falla de un sistema estará
estará dada
por la suma de los riesgo de los distintos eventos
posibles (en este caso será
será la suma de los riesgos
de las nueve categorí
categorías de amenaza).
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CTI
318
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ASME B31.8S- 5.3 Objetivos de los Análisis de
Riesgo
„
„
„
„
„
Priorizar los ductos/segmentos para realizar el
aná
análisis de integridad y aplicar acciones
mitigativas.
Analizar los beneficios derivados de las acciones
mitigativas.
Determinar las acciones mitigativas má
más efectivas
para cada amenaza.
Analizar el impacto sobre la integridad de los
intervalos de inspecció
inspección.
Mayor efectividad en la disposició
disposición de los recursos.
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319
CTI
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ASME B31.8S- 5.3 Desarrollo de las
aproximaciones al análisis de riesgo
„
„
„
„
„
Se pueden emplear diferentes mé
métodos que
faciliten las tomas de decisiones.
Los mé
métodos pueden ser de gran complejidad y
tener un gran nú
número de variables de entrada.
Las metodologí
metodologías de aná
análisis por si mismas no son
completamente confiables en estimar los riesgos.
Se debe incorporar al aná
análisis el conocimiento y la
experiencia del personal (opinió
(opinión subjetiva del
personal familiarizado con las instalaciones).
Todos los procesos de aná
análisis deben quedar
documentados.
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CTI
320
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ASME B31.8S- 5.3 Aproximaciones al análisis
de riesgo- Cualitativo
„
„
Para organizar el aná
análisis de los segmentos del
ducto se puede establecer las prioridades. Esto se
puede hacer mediante el empleo de un nú
número
que valore probabilidad de falla y un nú
número que
valore consecuencias de falla. El aná
análisis puede
ser simple y emplear escalas de 1 a 3.
El operador puede emplear uno o má
más modelos de
aproximació
aproximación y aná
análisis de riesgo.
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321
CTI
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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.
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CTI
322
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ASME B31.8S- 5.3 Modelos de Análisis de
Riesgo.
„
Subject Matter Experts (SMEs).
Parte del aná
análisis realizado por expertos de la
compañí
a o consultores, combinada con
compañía
informació
información obtenida de bibliografí
bibliografía té
técnica.
Se puede usar para obtener valores relativos para
las probabilidades de falla de cada amenaza
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323
CTI
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ASME B31.8S- 5.3 Modelos de Análisis de
Riesgo.
„
Modelos de Análisis Relativo de Riesgos
Parte de la experiencia especí
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 má
más relevantes en los historiales de
operaciones. “Scoring Method”
Method”
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CTI
324
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ASME B31.8S- 5.3 Modelos de Análisis de
Riesgo.
„
Modelos Basados en los Escenarios
Crea modelos de aná
análisis que generan una
descripció
descripción de una serie de eventos que conducen
a un nivel de riesgos, e incluye la probabilidad y las
consecuencias para cada evento. Este mé
método
usualmente incluye la construcció
construcción de árboles de
eventos, árboles de decisiones y árboles de falla. A
partir de esta metodologí
metodología se determinan los
valores del riesgo.
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325
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ASME B31.8S- 5.3 Modelos de Análisis de
Riesgo.
„
Modelos Probabilistas
Este modelo es el má
más complejo y demandante
respecto de las necesidades de datos. El resultado
del riesgo obtenido es comparable a las
probabilidades establecidas por el operador.
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CTI
326
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ASME B31.8S- 5.3 Análisis de Riesgo para
Programas Prescriptivos.
„
„
El análisis permite priorizar los segmentos.
Apé
Apéndice A para cada amenaza.
Una vez que se calcula la integridad del segmento
se emplea la siguiente tabla para determinar
perí
períodos de reinspecció
reinspección.
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327
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ASME B31.8S- 5.3 Análisis de Riesgo para
Programas Prescriptivos.
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328
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ASME B31.8S- 5.3 Análisis de Riesgo para
Programas Prescriptivos.
Ejercicio:
Calcular el perí
período hasta una nueva
prueba hidrá
hidráulica para un ducto de 20’’
20’’ que
transporta gas a una presió
presión de 126 Kg/cm
Kg/cm2 (1800
psi).
psi). El espesor de la pared del ducto es de 22 mm
(0,866’’
).
(0,866’’).
La prueba hidrá
hidráulica inicial fue realizada en el añ
año
2
2003 y la presió
presión empleada fue de 337 Kg/cm
Kg/cm
(4805 psi).
psi).
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329
CTI
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ASME B31.8S- 6 Análisis de Integridad
Inspección ILI.
„
„
Permite localizar y caracterizar indicaciones de
pérdida de material (disminució
(disminución de espesor de
pared) en el ducto. La efectividad depende de la
condició
condición del segmento de ducto analizado y de
que la herramienta elegida sea la má
más adecuada
para los objetivos buscados en la inspecció
inspección.
Se aplica como mé
método de aná
análisis de integridad
para las amenazas de corrosió
corrosión, SCC, fallas de
fabricació
fabricación y para determinar indicios de dañ
daños
producidos por terceros.
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330
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ASME B31.8S- 6 Análisis de Integridad
Inspección ILI.
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331
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ASME B31.8S- 6 Análisis de Integridad
Prueba Hidráulica
„
„
„
Ratifica la integridad al momento de la prueba,
demostrando la operatividad del ducto respecto de la
Máxima Presió
Presión Operativa (MOP). Cuanto mayor sea la
relació
relación entre la presió
presión de prueba y la MOP mas
efectivo será
será el test. ASME B31.4 actualmente requiere
una presió
presión de prueba de no menos de 1,25 veces la
MOP sostenida en un perí
período de tiempo no menor a 4
horas.
Una prueba alternativa llamada comú
comúnmente “test
spike”
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
construcció
construcción.
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CTI
332
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ASME B31.8S- 6 Análisis de Integridad
Direct Assesment
„
Es un mé
método que utiliza un proceso estructurado,
a travé
través del cual, el operador es capaz de integrar
el conocimiento de caracterí
características fí
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).
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333
CTI
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ASME B31.8S- 6 Análisis de Integridad
Direct Assesment
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 dañ
daño.
En funció
función del mecanismo de dañ
daño detectado y de
la velocidad determinada de propagació
propagación se
obtienen las frecuencias de reinspeccion más
adecuadas.
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CTI
334
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ASME B31.8S- 6 Análisis de Integridad
Direct Assesment
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 acumulació
acumulación de agua).
En General se aplican inspecciones directas sobre
el ducto por UT o por Radiografí
Radiografía.
En estas zonas detectadas se puede ademá
además
intalas cupones o sistemas de monitoreo de la
corrosió
corrosión.
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335
CTI
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ASME B31.8S- 6 Análisis de Integridad
Direct Assesment
Otros Métodos de Análisis
Se pueden emplear otros mé
métodos para el aná
análisis
de la integridad de los ductos. Este tipo de
técnologias adicionales debe ser aprovada y
publicada por el está
estándar industrial.
Las metodologí
metodologías de aná
análisis deben quedar
documentadas.
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CTI
336
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Tecnología e Ingenierí
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Trabajo Practico B 31.8S
PROGRAMA DE GESTION DE INTEGRIDAD
Grupo Grupo Grupo Grupo
1
2
3
4
Grupo 5
Grupo Grupo
6
7
Leer Párrafos 1.1, 1.2, 1.3 y 2.1
Elaborar
Plan de
Integridad
A1
Elaborar
Plan de
Integridad
A 2
Elaborar
Plan
Performance
Par. 9
Elaborar
Plan
Performance
Par. 9
Elaborar
Plan Performance
Par. 9
Elaborar
Plan de
Integridad
A 3
Elaborar
Plan de
Integridad
A4
Elaborar Plan de
Integridad
A5yA6
Elaborar
Plan de
Integridad
A7
Elaborar
Plan de
Integridad
A8y9
Elaborar
Plan Gestió
Gestión de Cambios
Par 11
Elaborar
Plan de
Calidad
Par 12
Elaborar
Plan de
Calidad
Par 12
Elaborar
Plan
Elaborar
Plan
Comunicaciones
Comunicaciones
Par. 10
Par. 10
Elaborar
Plan Comunicaciones
Par. 10
Elaborar
Plan Gestió
Gestión de Cambios
Par 11
CTI Solari y Asociados SRL
Elaborar
Plan de Calidad
Par 12
337
CTI
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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 pró
próxima inspecció
inspección.
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CTI
338
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ASME B31.8S- 7 Respuestas al Análisis de
Integridad (Reparación y Prevención)
Respuesta Inmediata
„
„
„
„
Respuesta Inmediata: Aquellas que pueden causar
perdidas en un tiempo muy cercano. Esto incluye
zonas corroí
corroídas que tienen presiones de falla
calculadas (con ASME B31G u otros mé
métodos) de
1,1 veces la MAOP o menores.
Tambié
También se incluyen todos los defectos
longitudinales detectados en tuberí
tuberías ERW.
Se deben examinar estas indicaciones en un
perí
período no mayor a los 5 dí
días.
La acció
acción en presencia de estos defectos es la
reparació
reparación o la remoció
remoción de los mismos.
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339
CTI
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ASME B31.8S- 7 Respuestas al Análisis de
Integridad (Reparación y Prevención)
Respuesta Planificada
„
„
Esto incluye zonas corroí
corroídas que tienen presiones
de falla calculadas (con ASME B31G u otros
métodos) de má
más de 1,1 veces la MAOP.
En este caso se pueden establecer los tiempos
máximos para una respuesta.
La respuesta puede ser una reparació
reparación, una
remoció
remoción o una nueva inspecció
inspección.
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CTI
340
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ASME B31.8S- 7 Respuestas al Análisis de
Integridad (Reparación y Prevención)
Respuesta a la detección de Fisuras
„
Todas las indicaciones de detecció
detección de fisuras
causadas por SCC requieren una acció
acción inmediata
en un lapso de tiempo no mayor a 5 dí
días.
„
Las respuestas pueden ser la reparació
reparación, la
remoció
remoción o una disminució
disminución de la presió
presión de
operació
operación.
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341
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ASME B31.8S- 7 Respuestas al Análisis de
Integridad (Reparación y Prevención)
Respuesta a la detección de Daños por
Terceros
„
„
„
Todas las indicaciones de Dents que excedan un
6% del diá
diámetro nominal en ductos que operan por
sobre el 30% de SMYS requieren una accíó
n
accíón
inmediata
Todos los Dents con fisuras que excedan un 2%
del diá
diámetro del ducto o Dents en soldaduras poco
dúctiles requieren acció
acción inmediata.
Estas indicaciones se deben examinar
extensivamente en un perí
período no mayor a 1 añ
año.
De ser necesario se debe reparar o remover el
defecto o disminuir las presiones operativas.
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CTI
342
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ASME B31.8S- 7 Respuestas al Análisis de
Integridad (Reparación y Prevención)
Limitaciones en los tiempos de respuesta en
amenazas dependientes del tiempo.
„
„
En general se recomienda emplear mé
métodos de
evaluació
evaluación para determinar las velocidades de
propagació
propagación de los defectos (GRI(GRI-00/0230).
Si de los aná
análisis surge que el tiempo a la falla
determinado con estas metodologí
metodologías es menor que
el determinado en la norma el operador debe tomar
acciones de mitigació
mitigación (reducció
(reducción de presió
presión, etc).
etc).
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343
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ASME B31.8S- 7 Respuestas al Análisis de
Integridad (Reparación y Prevención)
Extensión de los tiempos de respuesta en
Planes de Integridad basados en la
Performance.
„
„
Un aná
análisis crí
crítico de ingenierí
ingeniería (ECA) puede
determinar que los tiempos necesarios para la
reparació
reparación y/o reinspecció
reinspección pueden ser mayores a
los determinados por la norma.
El operador debe documentar el tipo de defecto/s
analizado/s y el mé
método ECA utilizado en dicho
aná
análisis.
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344
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ASME B31.8S- 7 Respuestas al Análisis de
Integridad (Reparación y Prevención)
Respuesta a la prueba hidrostática
„
„
„
Todos los defectos que producen una falla de la
prueba hidrostá
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 presió
presión de
operació
operación se eleve por sobre el nivel de presiones
histó
histórico de los últimos 5 añ
años.
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345
CTI
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Tecnología e Ingenierí
Ingeniería Solari y Asociados SRL
ASME B31.8S- 7 Respuestas al Análisis de
Integridad (Reparación y Prevención)
Criterios de Reparación
„
„
„
Existe una tabla que muestra los mé
métodos de
reparació
reparación aceptados para cada amenaza.
La gestió
gestión de integridad debe incluir
procedimientos documentados de reparació
reparación
Todas las reparaciones se deben realizar con los
materiales y procesos adecuados para las
condiciones de operació
operación de acuerdo con los
requerimientos de ASME B31.8.
CTI Solari y Asociados SRL
CTI
346
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Tecnología e Ingenierí
Ingeniería Solari y Asociados SRL
Análisis de Riesgo
Cuantitativo
Análisis de Consecuencias
CTI Solari y Asociados SRL
347
CTI
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Tecnología e Ingenierí
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TERMINOLOGÍA
Explosió
Explosión: Reacció
Reacción brusca de oxidació
oxidación o descomposició
descomposición que
lleva consigo una elevació
elevación de temperatura, de presió
presión o de ambas
simultá
simultáneamente.
Deflagració
Deflagración: Onda de combustió
combustión que se propaga a velocidad
subsó
subsónica (velocidad del sonido 340m/seg
340m/seg en aire)
Detonació
Detonación: Explosió
Explosión que se propaga a velocidad supersó
supersónica y
que lleva asociado una onda de choque.
Llama: Zona de combustió
combustión en fase gaseosa con emisió
emisión de luz.
Fuego: Combustió
ó
n
caracterizada
por
una
emisió
ó
n
Combusti
emisi de calor
acompañ
acompañada de humo, de llamas o de ambos.
Incendio: Fuego que se desarrolla sin control en el tiempo y
espacio.
„
„
„
„
„
„
CTI Solari y Asociados SRL
CTI
348
Consultores de Tecnologí
Tecnología e Ingenierí
Ingeniería Solari y Asociados SRL
TIPOS DE EVENTOS ACCIDENTALES
Secuencia accidental: (se puede dar en forma completa o parcial)
1.
2.
3.
Emisión (fugas): derrame (líquidos) o escape
(gases y vapores) generalmente por pérdida de
contención de los fluidos. Puede generar
efectos tóxicos, incendios o explosiones.
Incendio: combustión de los fluido contenidos
o emitidos, generando calor, humos sofocantes
y/o tóxicos, onda explosiva o de sobrepresión,.
Explosión: anterior o posterior a la emisión
generando ondas de presión o de sobrepresión
dañinas, con posible propagación de
proyectiles.
CTI Solari y Asociados SRL
349
CTI
Consultores de Tecnologí
Tecnología e Ingenierí
Ingeniería Solari y Asociados SRL
TIPOS DE EVENTOS ACCIDENTALES
1.
Emisión (Fugas): escapes y derrames.
La evolución accidental depende de
1.
2.
3.
Las condiciones (presión, temperatura,
cantidad), y estado físico del fluido,
Naturaleza química (inflamabilidad,
toxicidad)
Condiciones del entorno hacia el que se
produce la fuga
CTI Solari y Asociados SRL
CTI
350
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CAUSAS DE DERRAMES DE LIQUIDOS
ASOCIADAS CON LOS DUCTOS O
INSTALACIONES
CTI Solari y Asociados SRL
351
CTI
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FUENTES DE DERRAMES EN AGUAS
CONTINENTALES
CTI Solari y Asociados SRL
CTI
352
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FUENTES DE DERRAMES EN TIERRA
CTI Solari y Asociados SRL
353
CTI
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CAUSAS DE DERRAMES EN OLEODUCTOS
CTI Solari y Asociados SRL
CTI
354
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CAUSA DE ROTURAS EN SERVICIO
CTI Solari y Asociados SRL
355
CTI Consultores de Tecnologí
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Ingeniería SRL
Problemas de Corrosión en Prudhoe Bay Oil Field
Alaska
„ Después de descubrirse corrosión severa y
pequeñas pérdidas en el pipeline de Prudhoe
Bay oil field se cerro el campo petrolero
reduciendo en 400.000 barriles la producción
diaria proveniente de Alaska. Se empleo
información de un smart pig que revelo 16
anomalías in 12 localizaciones en una línea de
transito.
„ Los espesores resultaron menores de los
requeridos por los criterios de BP. Las perdidas
pequeñas correspondían a 4 o 5 barriles diarios.
CTI Solari y Asociados SRL
CTI
356
Consultores de Tecnologí
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Ingeniería Solari y Asociados SRL
TIPOS DE EVENTOS ACCIDENTALES
1.
Incendios (reacciones de oxidació
oxidación, generalmente
con aire como comburente)
1.
2.
3.
4.
Incendio de lí
líquidos en disposició
disposición abierta, no presurizada (de
pileta o charco, “poolpool-fire”
fire”), produce radiació
radiación y humos.
Incendio de lí
líquidos con rebosamientos violentos (“
(“boilboil-over”
over” y
“slopslop-over”
over”) por ebullició
ebullición de agua en el fondo y proyecció
proyección de
liquido hacia fuera del tanque.
Incendio de gases o vapores en nube abierta (bola de
fuego,“
fuego,“firefire-ball”
ball”) llama radiante en forma de hongo con
sobrepresió
sobrepresión no significativa.
Fuga de gases o vapores presurizada (dardo, “jetjet-fire”
fire”)
CTI Solari y Asociados SRL
357
CTI
Consultores de Tecnologí
Tecnología e Ingenierí
Ingeniería Solari y Asociados SRL
TIPOS DE EVENTOS ACCIDENTALES
Explosiones, son fenó
fenómenos caracterizados por el desarrollo de
una presió
presión (dentro de sistemas cerrados) o de una onda de
sobrepresió
sobrepresión en espacios abiertos
3.
1.
Explosiones iniciadoras de fugas en sistemas cerrados (CVCE “confined
vapor cloud explosion”
explosion”)
1.
2.
2.
Explosiones iniciadoras de fugas en sistemas semi abiertos
1.
2.
3.
3.
4.
5.
Por exceso de presió
presión (dilatació
(dilatación de lí
líquidos, golpes de ariete, combustiones
explosivas, reacciones exoté
exotérmicas)
Por falla de contenció
contención (corrosió
(corrosión, desgaste, SCC)
Fuga controlada
Fuga con ebullició
ebullición por despresurizació
despresurización sú
súbita de lí
líquidos,
quidos, segú
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
evaporació
evaporación rapida con efectos limitados,
limitados, si el sobrecalentamiento es superior al
valor critico la ebullició
ebullición será
será súbita y masiva con un aumento de volumen tal
que determinara una onda de sobre presió
presión con efectos catastró
catastróficos (BLEVE,
“boiling liquid expansion vapor explosion”
explosion”)
Rxplosiones confinadas de polvos suspendidos.
Explosiones como consecuencias de fugas (ignició
(ignición diferida de gases o
vapores o polvos, UVCE “unconfined vapor cloud explosion”
explosion”)
Explosiones como consecuencias de incendios
Explosiones como consecuencia de otras explosiones
CTI Solari y Asociados SRL
CTI
358
Consultores de Tecnologí
Tecnología e Ingenierí
Ingeniería Solari y Asociados SRL
CUANTIFICACIÓN Y ALCANCE DE LAS
CONSECUENCIAS
„
„
Se elaboran modelos matemá
matemáticos que permiten
evaluar las circunstancias en el lugar de origen de un
siniestro y las consecuencias en funció
función de la
distancia desde el mismo.
La secuencia de sucesos suele ser
1.
2.
3.
4.
5.
6.
7.
8.
Emisió
Emisión
Dispersió
Dispersión de gases y vapores
Efectos tó
tóxicos, nocivos y molestos
Inflamació
Inflamación (si el gas o vapor es inflamable)
Incendio
Efecto de la radiació
radiación té
térmica
Explosió
Explosión (Deflagració
(Deflagración detonació
detonación)
Efectos de la onda de presió
presión
CTI Solari y Asociados SRL
359
CTI
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Tecnología e Ingenierí
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ORIGEN Y PROPAGACIÓ
PROPAGACIÓN DE EMISIONES, EXPLOSIONES Y
FUEGO, ASÍ
ASÍ COMO ALCANCE DE SUS EFECTOS EN EL ESPACIO
CTI Solari y Asociados SRL
CTI
360
Consultores de Tecnologí
Tecnología e Ingenierí
Ingeniería Solari y Asociados SRL
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 cá
cálculos de la onda de choque
(explosiones).
Para definir las presiones a que se verá
verán sometidos
los edificios en planta y viviendas linderas. Se definen
criterios para asociar las ondas de presió
presión con sus
consecuencias (Ej. 0,15 psi rotura de vidrios; 1 psi,
psi,
resistencia a la explosió
explosión de los edificios de
construcció
construcción ordinarios, etc.).
CTI Solari y Asociados SRL
361
CTI
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Tecnología e Ingenierí
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ANALISIS CUANTITATIVO DE
CONSECUENCIAS
„
„
„
Como herramienta de calculo se pueden emplear
software para dispersió
dispersión atmosfé
atmosférica con el que se crea
una pluma o huella contaminante de dispersió
dispersión de
gases.
Empleando un visualizador cartográ
cartográfico se puede
observar espacialmente los resultados de los cá
cálculos.
Una vez que se han creado las plumas de dispersió
dispersión
los resultados pueden integrarse con Sistema de
Informació
Información Geográ
Geográfico SIG (reservas naturales, zonas
urbanas, espejos de agua, zonas de derrumbe, lílímites
internacionales, etc.) que restringen las posibles
soluciones y mediante el aná
análisis de superposició
superposición
estiman las zonas de exposició
exposición y la població
población
afectada.
CTI Solari y Asociados SRL
CTI
362
Consultores de Tecnologí
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ANALISIS CUANTITATIVO DE
CONSECUENCIAS
„
„
„
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.
CTI Solari y Asociados SRL
363
CTI
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ANALISIS CUANTITATIVO DE
CONSECUENCIAS
„
„
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.
E.P.A.
(Environmental Protection Agency)
Agency) en su secció
sección de
emergencias quí
químicas (Chemical
(Chemical Emergency
Preparedness And Prevention Office), y por la agencia
NOAA (National
(National Oceanic And Atmospheric
Administration),
Administration), de la divisió
división de respuesta ante
riegos materiales (Hazardous
(Hazardous Materials Response
Division).
Division).
CTI Solari y Asociados SRL
CTI
364
Consultores de Tecnologí
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ANALISIS CUANTITATIVO DE
CONSECUENCIAS
„
Se consideran cuatro parámetros básicos:
„
„
„
„
„
„
Localizació
Localización,
Sustancia quí
química que se emite
Condiciones meteoroló
meteorológicas, y
Tipo de emisió
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.
CTI Solari y Asociados SRL
365
CTI
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ANALISIS CUANTITATIVO DE
CONSECUENCIAS
„
Las condiciones meteoroló
meteorológicas: Pueden introducirse
manualmente o conectarse con una estació
estación meteoroló
meteorológica
móvil (Station
(Station for Atmospheric Measurement – SAM) para
introducir los datos de manera directa.
Entre la informació
información meteoroló
meteorológica requerida se destaca:
„ velocidad y direcció
dirección del viento,
„ altura de la medida meteoroló
meteorológica.
„ caracterí
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 atmosfé
atmosférica,
„ posible existencia de inversió
inversión té
térmica y
„ humedad del ambiente.
CTI Solari y Asociados SRL
CTI
366
Consultores de Tecnologí
Tecnología e Ingenierí
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ANALISIS CUANTITATIVO DE
CONSECUENCIAS
„
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 presió
presión,
el diá
diámetro del orificio de salida en caso de rotura,
si ha sido por emisió
emisión brusca o continuada,
el tiempo transcurrido durante la emisió
emisión, etc.
CTI Solari y Asociados SRL
367
CTI
Consultores de Tecnologí
Tecnología e Ingenierí
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FACTORES EMPLEADOS EN LA EVALUACIÓN
DE CONSECUENCIAS PARA UN GASODUCTO
CTI Solari y Asociados SRL
CTI
368
Consultores de Tecnologí
Tecnología e Ingenierí
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MODELADO DE LAS AMENAZAS
CTI Solari y Asociados SRL
369
CTI
Consultores de Tecnologí
Tecnología e Ingenierí
Ingeniería Solari y Asociados SRL
ZONAS DE AMENAZA POR RADIACIÓN
• La huella contaminante obtenida se aplica a lo largo del gasoducto.
gasoducto.
• Existe un radio exterior dentro del cual se producen dañ
daños dentro del minuto posterior al accidente,
un segundo anillo donde se pueden sufrir quemaduras de segundo grado
grado y un tercer anillo interior con
riesgo potencial de muerte.
CTI Solari y Asociados SRL
CTI
370
Consultores de Tecnologí
Tecnología e Ingenierí
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ZONAS DE AMENAZA POR TOXICIDAD
CTI Solari y Asociados SRL
371
CTI
Consultores de Tecnologí
Tecnología e Ingenierí
Ingeniería Solari y Asociados SRL
EVALUACIÓN DE LOS EFECTOS DE LA
SOBREPRESIÓN POR EXPLOSIÓN
CTI Solari y Asociados SRL
CTI
372
Consultores de Tecnologí
Tecnología e Ingenierí
Ingeniería Solari y Asociados SRL
EVALUACIÓN DE LOS EFECTOS DE LA
RADIACIÓN
CTI Solari y Asociados SRL
373
CTI
Consultores de Tecnologí
Tecnología e Ingenierí
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LOCALIZACION ESPACIAL
CTI Solari y Asociados SRL
CTI
374
Consultores de Tecnologí
Tecnología e Ingenierí
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LOCALIZACIÓN ESPACIAL DE LAS
AMENAZAS Y CONSECUENCIAS
CTI Solari y Asociados SRL
375
CTI
Consultores de Tecnologí
Tecnología e Ingenierí
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LOCALIZACION ESPACIAL DE LAS AMENAZAS
Y CONSECUENCIAS
CTI Solari y Asociados SRL
CTI
376
Consultores de Tecnologí
Tecnología e Ingenierí
Ingeniería Solari y Asociados SRL
PLAN DE CONTINGENCIA
„
„
Se 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 econó
económica.
El Plan de Contingencia es el conjunto de normas y
procedimientos que, basado en el aná
análisis de riesgos,
permite a la organizació
organización encargada de ejecutar un
proyecto y/o operar instalaciones industriales, actuar
durante y despué
después de un evento de contaminació
contaminación o
emergencia, de manera rá
rápida y efectiva.
CTI Solari y Asociados SRL
377
CTI
Consultores de Tecnologí
Tecnología e Ingenierí
Ingeniería Solari y Asociados SRL
Contenido del curso
„
Introducció
Introducción. Iniciativas basadas en Riesgo y en Integridad Estructural
„
Desarrollo e implementació
implementación de un Sistema de Gestió
Gestión de Integridad
„
El Proceso de Integridad en lílíneas de transporte de hidrocarburos
„
Desarrollo e implementación de un programa
de inspección basada en riesgo para
equipos estáticos (recipientes y cañerías)
según metodología API 580/581
„
Evaluació
Evaluación de la aptitud para el servicio
„
Sistema integrado de aná
análisis de riesgo, aptitud para el servicio y aná
análisis de
fallas
„
Conclusiones
CTI Solari y Asociados SRL
378
CTI Consultores de Tecnología e Ingeniería S.R.L.
RELACION ENTRE LOS DOCUMENTOS API
API RP 750
API 581 BRD
Management of
Process Hazards
RISK BASED
INSPECTION
API
API MPC FITNESS
FOR SERVICE
API
API 510
RP 580
Pressure Vessel
API 570 Piping
API 653 Tank
DOCUMENTOS DE TRABAJO
DOCUMENTOS DE
INVESTIGACIÓN
-Ing yMario
Solari
Dr.
CTIDr.Solari
Asociados
SRL
RP579
DOCUMENTOS DE TRABAJO
379
CTI
Consultores de Tecnologí
Tecnología e Ingenierí
Ingeniería Solari y Asociados SRL
Contenido del curso
„
Introducció
Introducción. Iniciativas basadas en Riesgo y en Integridad Estructural
„
Desarrollo e implementació
implementación de un Sistema de Gestió
Gestión de Integridad
„
El Proceso de Integridad en lí
líneas de transporte de hidrocarburos
„
Desarrollo e implementació
implementación de un programa de inspecció
inspección basada en
riesgo para equipos está
estáticos (recipientes y cañ
cañerí
erías) segú
según
metodologí
metodología API 580/581
„
Evaluación de la aptitud para el servicio
„
Sistema integrado de aná
análisis de riesgo, aptitud para el servicio y
aná
análisis de fallas
„
Conclusiones
CTI Solari y Asociados SRL
399
CTI Solari y Asociados SRL
400
CTI Consultores de Tecnología e Ingeniería S.R.L.
Sistemas corroídos
Evaluación de adecuación al objetivo o propósito
Evaluación de defectos en oleoductos y gasoductos
ASME B31.G
RSTRENG
DNV RP-F101
API RP 579-1/ASME FFS-1 2007
CTI Solari y Asociados SRL
401
CTI Consultores de Tecnología e Ingeniería S.R.L.
Origen de los defectos
• Manufactura (Laminación)
• Transporte (Fisuración por Fatiga)
• Fabricación (Defectos en la soldadura)
• Instalación (Abolladuras)
• En servicio (Corrosión Interna y Externa)
• Interferencias (Abolladuras y Arrancaduras)
CTI Solari y Asociados SRL
402
CTI Consultores de Tecnología e Ingeniería S.R.L.
Evaluación de defectos en ductos
Etapa 1
Cualitativo
Dimensiones del defecto y
tipo
Código interno/Nivel de operario
Etapa 2
Cuantitativo
Lo anterior + datos del
ducto, presión de servicio
Código ASME B31.G
Etapa 3
Cuantitativo
Lo anterior + datos
adicionales del ducto, del
defecto y del material
Nivel experto
Cálculo Fractomecánico
Etapa 4b
Cuantitativo
Lo anterior + muestra del
ducto y propiedades del
material
Etapa 4a
Experimental
Análisis Numérico
Ensayo a Plena Escala
Lo anterior + Traza del
sistema, datos del material y
del defecto
Etapa 5
Probabilístico
Rechazado
Aceptado
CTI Solari y Asociados SRL
403
CTI Consultores de Tecnología e Ingeniería S.R.L.
ZAC
Material
Formación de
fisuras
Crecimiento
de fisuras
Tipo de Falla
Interno
Picaduras
Perforaciones
Arrancaduras
Fisuras
Avalancha
Stress
Externo
Variable
Tensión
Fatiga
Tensión
Presión
Iniciador
Corrosión
Temperatura
Transición dúctil-frágil
Fatiga
Varios
Ovalidad
Desgarros
Laminación
Fuerzas
externas
Ciclos
Tenacidad a
la fractura
Geometría
Defectos en
Manufactura
Tipo de material
Concentrador de
tensiones
Fisuras
Métodos de
detección
SCC
Perforaciones
Entallas
Arrancaduras
Abolladuras
Profundidad
Geometría
Superficial
CTI Solari y Asociados SRL
404
CTI
Consultores de Tecnologí
Tecnología e Ingenierí
Ingeniería Solari y Asociados SRL
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
•
•
•
•
•
•
CTI Solari y Asociados SRL
CTI
405
Consultores de Tecnologí
Tecnología e Ingenierí
Ingeniería Solari y Asociados SRL
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
CTI Solari y Asociados SRL
406
CTI
Consultores de Tecnologí
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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.
CTI Solari y Asociados SRL
CTI
407
Consultores de Tecnologí
Tecnología e Ingenierí
Ingeniería Solari y Asociados SRL
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.
CTI Solari y Asociados SRL
408
CTI Solari y Asociados SRL
CTI
409
Consultores de Tecnologí
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EVALUACIÓN DE DISCONTINUIDADES
¿ Se detectaron
discontinuidades?
No
Si
¿ Las discontinuidades
exceden los niveles de
aceptabilidad
especificaciones de
control de calidad
aplicables?
Aceptación automática
(no se requieren acciones
posteriores)
No
Si
Aplicar la metodología para la
aceptabilidad de discontinuidades
CTI Solari y Asociados SRL
410
CTI
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Tecnología e Ingenierí
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Campo de tensiones en una fisura
CTI Solari y Asociados SRL
CTI
412
Consultores de Tecnologí
Tecnología e Ingenierí
Ingeniería Solari y Asociados SRL
PROCESO DE FRACTURA DÚCTIL
(Iniciación y crecimiento estable de fisura)
• 1- El vértice de la fisura adquiere una forma roma con
las primeras cargas (blunting).
• 2- A partir de la punta roma de la fisura se inicia una
nueva fisura aguda.
• 3- Se produce el crecimiento estable (desgarre dúctil) de
la fisura.
• 4- La fisura se inestabiliza ( inestabilidad dúctil).
CTI Solari y Asociados SRL
413
CTI
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Tecnología e Ingenierí
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MECÁNICA DE LA FRACTURA EN EL CAMPO LINEALELÁSTICO
• Bajo las hipótesis consideradas: comportamiento linealelástico y plasticidad en pequeña escala, existe un
PARÁMETRO que gobierna el estado de tensiones en
la punta de la fisura K I .
• Cualquiera sea la condición de : Geometría, Carga y
Longitud de Fisura, K I puede ser calculado.
• Cuando este parámetro alcanza un valor crítico,
denominado K IC , la fisura se inestabiliza y comienza
a crecer
CTI Solari y Asociados SRL
CTI
414
Consultores de Tecnologí
Tecnología e Ingenierí
Ingeniería Solari y Asociados SRL
PARÁMETRO K IC
• Es característico de cada material, estado
termo mecánico y temperatura
• El mismo se determina experimentalmente
mediante ensayos normalizados.
CTI Solari y Asociados SRL
415
CTI
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Tecnología e Ingenierí
Ingeniería Solari y Asociados SRL
MECÁNICA DE LA FRACTURA EN EL CAMPO ELASTOPLÁSTICO
• Relaciona : Tensión Aplicada, Tamaño de Fisura y
Tenacidad a la Fractura del Material
• En todos los casos la fractura (dúctil o frágil) ocurre
después de una deformación plástica significativa.
CTI Solari y Asociados SRL
416
CTI Solari y Asociados SRL
417
CTI
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CTI Solari y Asociados SRL
CTI
418
Consultores de Tecnologí
Tecnología e Ingenierí
Ingeniería Solari y Asociados SRL
Solución para el Factor de Intensificación de Tensiones K para
una chapa semi- infinita con una fisura central
CTI Solari y Asociados SRL
419
CTI
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Factor de Intensificación de Tensiones (KI)
CTI Solari y Asociados SRL
CTI
420
Consultores de Tecnologí
Tecnología e Ingenierí
Ingeniería Solari y Asociados SRL
VIDA ÚTIL EN SERVICIO
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421
CTI
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Caracterización de las discontinuidades para LBB
2ccrit
2cLDS
•Tamañ
Tamaño de fisura de
referencia
•Longitud de fisura
detectable: 2cLDS
•Longitud de fisura pasante
crí
crítica: 2ccrit
•Longitud de fisura que
origina pé
pérdida de fluido:
2cLeak
Defecto de
referencia
2cLeak
GEOMETRÍA DE LAS FISURAS
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422
ESTRATEGIAS PARA UNA GESTIÓ
GESTIÓN INTEGRAL
Managing Integrity
System of Gas
Pipeline
API 1160
ISO 14001
Environmental
Management
Managing
System Integrity
for Hazardous
Regulaciones
Liquid Pipelines
Nacionales????
B 31.8S
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423
METODOLOGÍA PROPUESTA POR LA RES SE 1460/06
24/10/2007
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CTI
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METODOLOGÍA PROPUESTA POR LA RES SE 1460/06
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CTI
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METODOLOGÍA PROPUESTA POR LA RES SE 1460/06
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426
515.1 Indicadores Mandatorios
El 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
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427
Respuesta (PR).
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428
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429
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Contenido del curso
„
Introducció
Introducción. Iniciativas basadas en Riesgo y en Integridad Estructural
„
Desarrollo e implementació
implementación de un Sistema de Gestió
Gestión de Integridad
„
El Proceso de Integridad en lí
líneas de transporte de hidrocarburos
„
Desarrollo e implementació
implementación de un programa de inspecció
inspección basada en
riesgo para equipos está
estáticos (recipientes y cañ
cañerí
erías) segú
según metodologí
metodología
API 580/581
„
Evaluació
Evaluación de la aptitud para el servicio
„
Sistema integrado de aná
análisis de riesgo, aptitud para el servicio y aná
análisis
de fallas
„
Conclusiones
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430
Conclusiones
„
„
Se presentaron los lineamientos básicos para
implementar un sistema destinado a gestionar la
integridad de los equipos e instalaciones
El 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.
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431
APENDICE A
„
Factores a considerar para mejorar la
gestión de los riesgos
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CTI
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Gestión de Procesos Peligrosos API
„
De acuerdo con “Management of Process
Hazards” 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.
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Áreas que deben gestionarse
Liderazgo y administració
administración
Informació
Información sobre seguridad de los procesos
3. Aná
Análisis de peligros de procesos
4. Gestió
Gestión de Cambios
5. Procedimientos Operativos
6. Practicas seguras de trabajo
7. Entrenamiento
8. Aseguramiento de la calidad e Integridad mecá
mecánica
9. Revisió
Revisión de seguridad previo al arranque
10. Respuesta a emergencias
11. Investigació
Investigación de Incidentes
12. Contratistas
13. Auditoria del sistema de gestió
gestión de procesos peligrosos
1.
2.
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CTI
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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 seguridad
Debe haber un Comité de Seguridad en el sitio.
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435
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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.
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3. Análisis de Peligros de Procesos PHA
„
„
„
„
„
Todas las instalaciones que manejan procesos
peligrosos deben contar con un PHA (Process
(Process Hazard
Analysis)
Analysis) con el propó
propósito de reducir la probabilidad y
consecuencias de las liberaciones peligrosas mediante
la identificació
identificación, evaluació
evaluación y control de los eventos que
podrí
podrían provocar pé
pérdidas.
„ Identificació
Identificación de escenarios peligrosos
„ Evaluació
Evaluación cuali o cuantitativa de riesgos
Aná
Análisis inicial
Aná
Análisis Perió
Periódico (segú
(según API RP 750 de 3 a 10 añ
años,
para OSHA cada 5 añ
años)
Team multidisciplinario
Documentació
Documentación del PHA
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4. Gestión de Cambios
„
„
Las instalaciones está
están sujetas a cambios continuos
para incrementar eficiencia, mejorar operatividad y
seguridad, incorporar innovaciones té
técnicas y mejoras
mecá
mecánicas. Tambié
También se realizan reparaciones
temporarias, conexiones, bypasses, etc.
„ Cambios en tecnologí
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, comunicació
comunicación de los cambios,
documentació
documentación necesaria, duració
duración del cambio,
autorizaciones requeridas, etc.
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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.
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6. Prácticas Seguras de Trabajo
„
„
„
Deben establecerse prá
prácticas de trabajo para alcanzar
seguridad en la operació
operación, mantenimiento y actividades
de modificació
modificación, así
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,
izaje, bloqueo de fuentes elé
eléctricas, etc.
Control de materiales: Deben controlarse las materias
primas, catalizadores y otros materiales de proceso que
podrí
podrían afectar la seguridad. Deben documentarse
especificaciones e inventarios, establecié
estableciéndose
procedimientos de control para asegurar que todos los
materiales identificados cumplen con las
especificaciones.
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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 operació
operación,
arranque y paradas.
Entrenamiento perió
periódico (al menos cada 3 añ
años)
Entrenamiento ante cambios en los procedimientos
operativos
Se deben implementar procedimientos y criterios
escritos para asegurar la calificació
calificación del instructor.
instructor.
El entrenamiento debe estar documentado
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„
„
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:
„
„
„
„
Fabricació
Fabricación:
Instalació
Instalación:
Mantenimiento
Inspecció
Inspección y ensayos
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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
especificaciones
„ Se 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.
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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”
Plans” 29 Code of
Federal Regulations Sect 1910.38
“Hazardous Waste Operations and Emergency Response”
Response” 29 Code of
Federal Regulations Sect 1910.120
“Fire Brigades”
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 telé
teléfonos del personal, material té
técnico, acceso a datos
metereoló
metereológicos,
gicos, etc.
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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 incidente
Los factores que contribuyeron al incidente
Los cambio recomendados como resultado de la
investigació
investigación
Se debe asegurar el seguimiento de las
recomendaciones para su efectiva ejecución.
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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.
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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.
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