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Sesión técnica, sala Tuzandépetl, Integridad mecánica de ductos no factibles de inspeccionar con equipos instrumentados: comparación entre costo de inspección y costo de falla"

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Sesión técnica, sala Tuzandépetl, Integridad mecánica de ductos no factibles de inspeccionar con equipos instrumentados: comparación entre costo de inspección y costo de falla"

  1. 1. INTEGRIDAD MECANICA DE DUCTOS NO FACTIBLES DE INSPECCIONAR CON EQUIPOS INSTRUMENTADOS: COMPARACIÓN ENTRE COSTO DE INSPECCIÓN Y COSTO DE FALLA Autores: Víctor. M. Nuñez Ledesma, Eloy Pérez Baruch, Alessandro Demma, MJS Lowe Expositores: Víctor. M. Nuñez Ledesma, Alessandro Demma Noviembre 2013
  2. 2. INTEGRIDAD MECANICA DE DUCTOS NO FACTIBLES DE INSPECCIONAR CON EQUIPOS INSTRUMENTADOS: COMPARACIÓN ENTRE COSTO DE INSPECCIÓN Y COSTO DE FALLA Este articulo analiza la relación costo/beneficio de la utilización del método de Ondas Guiadas (GWT) en ductos de Pemex poniendo en relación el costo de la inspección con Ondas Guiadas (incluyendo todos los aspectos desde la preparación hasta la verificación) y el costo de accidentes evitados a causa de la identificación de defectos críticos (en relación a códigos internacionales). Este caso de estudio mostrará la relación entre el costo de inspección utilizando ondas guiadas en ductos no factibles de inspeccionar con equipos instrumentados (no pigable) y el costo de falla.
  3. 3. INTEGRIDAD MECANICA DE DUCTOS NO FACTIBLES DE INSPECCIONAR CON EQUIPOS INSTRUMENTADOS: COMPARACIÓN ENTRE COSTO DE INSPECCIÓN Y COSTO DE FALLA El costo de corrosión en ductos de hidrocarburos se estima en un 31% del costo de corrosión de infraestructuras en los Estados Unidos de América (USA), y aproximadamente representa también un 5% del costo total que genera el problema de la corrosión según un estudio hecho en 2001 por parte de NACE (National Association of Corrosion Engineers). El resultado de la proyección que la NACE hace sobre el costo total de corrosión en los Estados Unidos de América para el 2013, es de 1 trillón de dólares y por consecuencia los costos estimados de corrosión en ductos de hidrocarburos para el año 2013 es de 50 billones de dólares. El World Factbook reportó en 2008 la presencia de más de 1.5 miliones de kilómetros de ductos de hidrocarburos y el Oil and Gas Journal reporto recientemente que en el año 2013, 200 mil kilómetros de ductos están siendo construidos. El costo de sustitución de esta infraestructura seria aproximadamente de 1.2 trillones de dólares y una parte significativa de este costo es el costo de falla de la estructura.
  4. 4. INTEGRIDAD MECANICA DE DUCTOS NO FACTIBLES DE INSPECCIONAR CON EQUIPOS INSTRUMENTADOS: COMPARACIÓN ENTRE COSTO DE INSPECCIÓN Y COSTO DE FALLA Por lo tanto para los dueños y operadores de plantas de petróleo y gas en el mundo, el mantenimiento de tuberías en las refinerías y redes de transmisión es un importante gasto. Fallas de tuberías pueden causar la pérdida inmediata de la producción hasta que se llevan a cabo las reparaciones o rutas alternativas. Las opciones convencionales de inspección incluyen las pruebas hidrostáticas, inspección en línea (ILI) y los métodos ECDA e ICDA propuestos por parte de la NACE.
  5. 5. +F1 -F 1 W -1 0 -F 2 -F 3 T A -S R L -S ... .. .. 3.0 A m p (m V ) La Inspección con Ondas Guiadas permite un enfoque alternativo que proporciona una cobertura del 100% del volumen del material, pero no requiere el acceso dentro de la tubería. Las ondas guiadas ocupan todo el volumen del material, y se reflejan a partir de los cambios geométricos en la pared del tubo, tales como daños locales. Sus resultados no se dan en términos de pérdida de espesor, pero permiten a los inspectores tener información acerca de dónde realizar inspecciones localizadas. Así GWT se utiliza para marcar indicaciones en determinados lugares y estas indicaciones son objeto de verificación con métodos convencionales de inspección. GWT se evaluó mediante pruebas de rendimiento, por ejemplo para la industria del gas en EE.UU., y ahora se acepta para su uso en muchas aplicaciones en la industria del petróleo y gas. A pesar de que utiliza ondas ultrasónicas, es completamente diferente de las pruebas de ultrasonido convencional (UT), por lo que se ha aceptado como un nuevo "Método" de PND. R L -S W -9 .. .. .. .. .. INTEGRIDAD MECANICA DE DUCTOS NO FACTIBLES DE INSPECCIONAR CON EQUIPOS INSTRUMENTADOS: COMPARACIÓN ENTRE COSTO DE INSPECCIÓN Y COSTO DE FALLA 2.0 1.0 0.0 -20.0 -10.0 0.0 Distance (m)
  6. 6. INTEGRIDAD MECANICA DE DUCTOS NO FACTIBLES DE INSPECCIONAR CON EQUIPOS INSTRUMENTADOS: COMPARACIÓN ENTRE COSTO DE INSPECCIÓN Y COSTO DE FALLA La Figura 1 muestra un ejemplo de aplicación del método de GWT. En este ejemplo, el cual corresponde al programa de inspección contemplado en el presente artículo, la tubería está enterrada en el suelo. El acceso para realizar la inspección se logra mediante una serie de excavaciones a lo largo de la longitud de la línea; varias excavaciones de acceso se pueden ver en el fondo de la imagen. Un anillo de transductor (en azul) está acoplado alrededor de la tubería; Este se utiliza tanto para enviar las ondas a lo largo de la tubería, como para recibir los ecos que regresan de defectos u otras características. Las señales se graban en una computadora y se procesan para mostrar la ubicación de los reflectores a lo largo de la longitud de la tubería. Cuando está enterrado el tubo, tal como en este caso, el intervalo de inspección en el peor de los escenarios es 5-10m en cada dirección desde el transductor, debido a la pérdida de sonido en el suelo circundante. Pero para tuberías aéreas es sustancialmente mayor, típicamente decenas de metros. Figura 1.
  7. 7. INTEGRIDAD MECANICA DE DUCTOS NO FACTIBLES DE INSPECCIONAR CON EQUIPOS INSTRUMENTADOS: COMPARACIÓN ENTRE COSTO DE INSPECCIÓN Y COSTO DE FALLA La región estudiada se encuentra a cargo de la Gerencia de Transporte y Distribución de Hidrocarburos Sur, la cual cuenta con 113 Ductos de Hidrocarburos con una longitud total de 2,206.093 Kilómetros y 106 Acometidas (Interconexiones) con una longitud total de 79.21 Km; transportando una producción total de 1,350,000 BPD de aceite y 1,819 MMPCD de gas. Infraestructura de Ductos para Transporte de Hidrocarburos
  8. 8. INTEGRIDAD MECANICA DE DUCTOS NO FACTIBLES DE INSPECCIONAR CON EQUIPOS INSTRUMENTADOS: COMPARACIÓN ENTRE COSTO DE INSPECCIÓN Y COSTO DE FALLA El programa para implementar GWT en esta región fue motivado por los resultados de los programas de ILI de las principales líneas de transmisión en la década del 2000. La corrosión de las líneas principales se identificó, incluyendo algunas de las principales pérdidas de material (por ejemplo, pérdida del 40-50% del espesor de la tubería, la cual posteriormente se reparó). Sin embargo, los cálculos del rateo de incremento de corrosión en general, y las predicciones de éstos durante la vida útil de las líneas incrementaron la preocupación sobre las líneas de interconexión.
  9. 9. INTEGRIDAD MECANICA DE DUCTOS NO FACTIBLES DE INSPECCIONAR CON EQUIPOS INSTRUMENTADOS: COMPARACIÓN ENTRE COSTO DE INSPECCIÓN Y COSTO DE FALLA Las líneas de interconexión, que no podían ser inspeccionadas por ILI, transportan los mismos productos que las líneas principales, y sufren las mismas condiciones ambientales, por lo que se espera que sufran los mismos problemas de corrosión. La única opción convencional para la inspección de estas líneas fue en su momento una medición del espesor de manera muestral. Pero Pemex seguía preocupado por la integridad de estas líneas que debían evaluarse. Además, los limitados resultados no dieron ninguna base para predecir posibles velocidades de corrosión, que serían necesarios para la gestión del mantenimiento de estas líneas. Al mismo tiempo, de acuerdo con las opciones convencionales, la única ruta viable para asegurar la integridad fue la construcción de líneas de interconexión de recambio. Esta opción se examinó pero era prohibitivamente costosa, no sólo por el costo de las nuevas líneas, aunado también al costo de perdida de producción durante los trabajos de interconexión del nuevo ducto construido. El enfoque que se tomó para las campañas de inspección GWT fue impulsado por la naturaleza de la degradación de las principales líneas, observado a partir de los resultados del equipo instrumentado. Esta degradación representaba la pérdida de pared por corrosión interna y externa. Ejemplo de defectos encontrados en la campaña de inspección con GWT
  10. 10. INTEGRIDAD MECANICA DE DUCTOS NO FACTIBLES DE INSPECCIONAR CON EQUIPOS INSTRUMENTADOS: COMPARACIÓN ENTRE COSTO DE INSPECCIÓN Y COSTO DE FALLA Tabla 1. Estadísticas de campañas de inspección con Ondas Guiadas en 2005-2011 Campaña de inspección Longitud total (m) Numero de indicaciones detectadas con NDT en zonas indicadas por (GWT) No. de acometidas / interconexiones intervenidas 2005 6,715 1,697 63 2006-2007 7,825 2,468 27 2008-2009 33,166 6,574 66 2010-2011 8,934 3,277 45 TOTAL: 56,640 14,016 201 Este trabajo se ha dividido en cuatro períodos, con el fin de mostrar el crecimiento del despliegue de GWT debido a la experiencia y la confianza en su valor desarrollado. Las primeras inspecciones, en 2005, examinaron 63 acometidas/interconexiones, lo cual cubrió una amplia gama de tamaños de tuberías {de 6 ", 8", 10 ", 12", 16 ", 18", 20 ", 24", 30 "y 36" Ø}, en una mezcla de condiciones {en tubería superficial, enterrada e inundada}. La longitud total de las tuberías inspeccionadas fue de 6.7km. El número de indicaciones llamadas para darle seguimiento permitió detectar mediante NDT convencionales, 1697 discontinuidades. En el segundo período, 2006-2007, los datos muestran que la longitud de las líneas que se inspeccionaron aumentaron, aunque el número de tubos se reduce. Esto se debe a que muchos de los juicios en 2005 se realizaron en secciones seleccionadas de líneas, mientras que los programas de 2006-2007 pasó a inspeccionar toda la longitud de cada línea. Pasando a los años posteriores, la tabla muestra que el uso de GWT ha crecido de forma espectacular, debido al éxito de las primeras inspecciones, a la fecha más de 100 km de líneas de PEMEX han sido inspeccionadas utilizando GWT y mas de 29,000 discontinuidades de todo tipo han sido detectadas con este método de inspección.
  11. 11. INTEGRIDAD MECANICA DE DUCTOS NO FACTIBLES DE INSPECCIONAR CON EQUIPOS INSTRUMENTADOS: COMPARACIÓN ENTRE COSTO DE INSPECCIÓN Y COSTO DE FALLA Se eligió una selección de los tubos que fueron inspeccionados para discutir en detalle un poco más. Los seis tubos seleccionados fueron ejemplos en los cuales fue necesario realizar reparaciones debido a la corrosión significativa que presentaron. Esta fue una elección deliberada para que podamos tomar como referencia los mismos ejemplos y podamos discutir las implicaciones, en caso de que dichos ductos hubieran fallado. Los datos para la inspección de los ejemplos de seis tubos de interconexión se resumen en la Tabla 2. Todos eran de diámetro relativamente grande, entre 20 y 48 pulgadas, cuatro transportando petróleo y dos transportando gas. Las inspecciones se llevaron a cabo en la primera campaña de inspección GWT entre 2005 y 2006. Tubería Producto Diámetro Espesor Presión Longitud Numero de No. de Indicaciones Corrosión más nominal (mm) (Bar) (m) disparos detectadas con NDT profunda GWT en zonas indicadas (% espesor) para verificación por (tipo) (inch/mm) GTW 1 Gas 36/914 19-22 70 1098 56 89 40 (ext) 2 Gas 20/508 25-32 77 166 10 1567 32 (int) 3 Crudo 48/1219 16-32 27 302 23 222 74 (ext) 4 Crudo 36/914 19-33 27 263 19 136 81 (ext) 5 Crudo 36/914 18-32 27 214 21 175 80 (ext) 6 Crudo 30/762 16-26 27 120 11 89 76 (ext) Tabla 2. Detalles de inspección en tubos que requirieron intervenciones
  12. 12. INTEGRIDAD MECANICA DE DUCTOS NO FACTIBLES DE INSPECCIONAR CON EQUIPOS INSTRUMENTADOS: COMPARACIÓN ENTRE COSTO DE INSPECCIÓN Y COSTO DE FALLA Tubería # 1 es un tubo de gas de 36 pulgadas (914 mm) de diámetro y longitud de 1098 m, que conecta a un complejo procesador de gas con una línea de transmisión. Fue construido en el año 1983. La presión de trabajo fue de 70 bar (7 MPa). Alrededor del 50% de la longitud de la línea es aérea, el 25% está enterrado y el 25% está inundado. La altura del agua del lago varía estacionalmente, por lo que la tubería está seca y expuesta en algunas épocas del año, y en otras épocas del año esta a varios metros bajo el agua. El acceso a la sección aérea requiere poca preparación y los intervalos para la colocación de los anillos de Ondas Guiadas durante la inspección fueron largos, por ejemplo en algunos disparos con Ondas Guiadas se alcanzó una distancia de 200 metros de inspección. El acceso en la sección enterrada se logró utilizando una serie de excavaciones y el acceso en la parte inundada se logró utilizando cajas estancas. En total se hicieron 56 mediciones GWT y se encontraron 89 indicaciones. La verificación confirmo la presencia de defectos de corrosión con una profundidad hasta del 40% del espesor de la pared de la tubería. Siguiendo los cálculos de integridad se rehabilitaron mediante envolventes metálicas tipo “B” varias de estas indicaciones para reparar la línea. Toda la operación de inspección y reparación se completó sin ningún tipo de interrupción en el servicio regular de la línea.
  13. 13. INTEGRIDAD MECANICA DE DUCTOS NO FACTIBLES DE INSPECCIONAR CON EQUIPOS INSTRUMENTADOS: COMPARACIÓN ENTRE COSTO DE INSPECCIÓN Y COSTO DE FALLA Tubería # 2 es también una tubería de gas, en este caso un diámetro más pequeño, 20 pulgadas (508 mm), pero que opera a una presión más alta, de 77 bar (7,7 MPa). Fue construida en 1990, tiene una longitud de 166 m y es aérea. Por lo tanto, el acceso de GWT era sencillo, y esto se logró con 10 mediciones, con un rango de prueba promedio de 17 m. En este caso el rango fue limitado por la densidad de las características de la tubería, en particular codos. Con Ondas Guiadas se identificaron 284 indicaciones en este tramo del tubo, lo que demuestra su mal estado general. La verificación permitió caracterizar la corrosión interna con pérdidas de espesor hasta del 32%. Algunas indicaciones tenían una extensión longitudinal de 4.5 m (en un caso), que presenta una amenaza grave cuando se considera la posibilidad de ruptura. Una observación importante es que este tubo había sido inspeccionado con medición de espesores por punto, usando el procedimiento típico de 4 mediciones alrededor de la circunferencia del tubo (12:00, 03:00, 06:00, 09:00, horas técnicas). Este es un buen ejemplo de los resultados poco fiables de medición de espesores tipo puntual (spot). Tuberías # 3-6 se encontraban juntos lado a lado y se inspeccionaron en un solo plan de inspección. Estas eran líneas de crudo enterradas, que variaban en tamaño desde 30 hasta 48 pulgadas de diámetro (762 a 1219 mm), y transportan una gran cantidad de crudo. Se instalaron en 1990. Como se muestra en la Tabla 2, un total de 622 indicaciones fueron llamadas (requeridas para verificación con PND convencionales) en los cuatro tubos. Algunas de las pérdidas de espesor eran extremadamente profundas (hasta 81%) como se muestra en la tabla. El análisis subsiguiente de la corrosión identificó la causa como un posible ataque bacteriano que se ha producido en lugares donde el daño se había desarrollado sobre el revestimiento de alquitrán de hulla en la tubería.
  14. 14. INTEGRIDAD MECANICA DE DUCTOS NO FACTIBLES DE INSPECCIONAR CON EQUIPOS INSTRUMENTADOS: COMPARACIÓN ENTRE COSTO DE INSPECCIÓN Y COSTO DE FALLA Debe quedar claro a partir de estos ejemplos que el despliegue de GWT para estas tuberías era una operación costosa, particularmente para las tuberías enterradas o sumergidas. La evaluación de los costos y beneficios es un tema complejo que involucra muchas consideraciones. El costo real de la realización de la inspección es fácil de estimar, pero en contra de esto se tiene que comparar contra el costo de no realizar la inspección, y es en esto donde se generan muchos factores de incertidumbre. El factor principal es el riesgo de pérdidas si se produce una ruptura, que se habría evitado mediante la realización de la inspección: pérdidas debido al derrame de la producción, pérdidas por los daños físicos generados en la propia línea o en otra instalación, posibles daños a terceros, riesgos por la pérdida del permiso para operar la instalación, y en última instancia la posibilidad del riesgo de afectar vidas humanas. Pero más allá de esto, hay consideraciones de los costos de mantenimiento: es más costoso reparar y reemplazar las tuberías en respuesta a los acontecimientos derivados, que hacerlo bajo un programa de gestión planificado con un buen conocimiento de la situación actual y el desarrollo de la corrosión que se presenta en cada ducto. Además la responsabilidad ambiental y la reputación pública son importantes para todas las empresas. No hemos tratado de poner los valores del costo de todas estas consideraciones, pero hemos hecho algunas estimaciones de algunos de los costos clave para las seis tuberías que se tomaron como ejemplo, suficientes para ilustrar el valor de llevar a cabo GWT, y estos se muestran en la Tabla 3.
  15. 15. INTEGRIDAD MECANICA DE DUCTOS NO FACTIBLES DE INSPECCIONAR CON EQUIPOS INSTRUMENTADOS: COMPARACIÓN ENTRE COSTO DE INSPECCIÓN Y COSTO DE FALLA Tabla 3. Resumen de los costos en las tuberías utilizados como ejemplo. Los costos se dan en dólares US$ Costo total de la inspección Volumen máximo manejado Riesgo potencial Radio de área de riesgo (m) Costo máximo (Piramid) Tubería Costo GWT Costo verificación 1 86,000 227,000 313,000 300 MMPCD Incendio de la nube de vapor 3223 1.4 X 106 2 9,600 7,900 17,500 373 MMPCD Incendio de la nube de vapor 1898 7.0 X 106 3 4 5 151,000 151,000 151,000 214,000 179,000 179,000 365,000 330,000 330,000 600 MBPD 550 MBPD 320 MBPD Nube de vapor toxico Nube de vapor toxico Nube de vapor toxico 414 301 216 72.0 X 106 57.9 X 106 81.0 X 106 6 151,000 143,000 294,000 300 MBPD Incendio causado por fuga 70 102.6 X 106 MMPCD= Millones de pies cúbicos por día. MBPD=Miles de barriles por día. Podemos ver que en la mayoría de los casos el costo de verificación es superior al costo de GWT, lo cual es comprensible porque se necesita evaluación directa de las indicaciones con registros detallados. El costo total del programa de inspección de GWT para estos seis ductos fue de $ 1,65 M EE.UU., y cerca del 60% de este costo, se direccionó para tener acceso a GWT y verificación de indicaciones. La siguiente columna de la tabla muestra la cantidad de producto que fluye en las tuberías, en unidades de metros cúbicos para el gas y los barriles para el aceite. Un argumento simple para el costo potencial de pérdida de producción viene a partir del valor de esta cantidad de producto, multiplicado por el número de días requeridos para restablecer la función de la línea. Esto es un tanto simplista, ya que no tiene en cuenta la complejidad de los compromisos contractuales o el impacto de otros procesos externos al detenerse la planta o instalación, pero es sensiblemente ilustrativo.
  16. 16. INTEGRIDAD MECANICA DE DUCTOS NO FACTIBLES DE INSPECCIONAR CON EQUIPOS INSTRUMENTADOS: COMPARACIÓN ENTRE COSTO DE INSPECCIÓN Y COSTO DE FALLA Un posible evento de falla sería una pequeña fuga que se detecte rápidamente antes de que un mayor daño pudiera seguir. Tal evento podría necesitar algunos días para poder reparar la tubería, lo que lleva a una pérdida de la producción. Mucho más grave sería una ruptura con otros efectos consiguientes. Los operadores de la planta han evaluado los tipos de eventos más graves que podrían ocurrir, en las denominadas Áreas de Alta Consecuencia (HCA) y llevado a cabo análisis de riesgos detallados de éstos, lo que ha incluido los estudios que utilizan el modelo PIRAMID. La tabla 3 muestra los peores casos posibles de eventos de riesgo HCA y el tamaño de las zonas que se verían afectadas. La figura 4 muestra un ejemplo de la predicción de la zona de riesgo, para el ejemplo del ducto de gas # 2, en este caso, el radio es 1898 m, suponiendo la dirección del viento habitual. El riesgo potencial dentro de esta zona es un incendio generado por la nube de vapor. En base a este modelo de riesgo y el costo de la pérdida de producción mientras que el flujo se restablece, se muestra en la última columna de la tabla, la cual muestra una estimación del costo potencial de falla. Este costo se evaluó en base al modelo de predicción del PIRAMID. La observación más importante es que el riesgo de falla en términos de perdida de producción en los casos analizados es mucho más alto del costo de la inspección.
  17. 17. INTEGRIDAD MECANICA DE DUCTOS NO FACTIBLES DE INSPECCIONAR CON EQUIPOS INSTRUMENTADOS: COMPARACIÓN ENTRE COSTO DE INSPECCIÓN Y COSTO DE FALLA Figura 4. Ejemplo de identificación de zona peligrosa para el evento de riesgo (Ducto #2)
  18. 18. INTEGRIDAD MECANICA DE DUCTOS NO FACTIBLES DE INSPECCIONAR CON EQUIPOS INSTRUMENTADOS: COMPARACIÓN ENTRE COSTO DE INSPECCIÓN Y COSTO DE FALLA En este artículo se estudió la relación costo/beneficio utilizando el método de inspección GWT en líneas no factibles de inspeccionarse con Equipos Instrumentados. Los resultados reportados demostraron una probabilidad de detección (POD) superior a otros métodos: por ejemplo se encontraron áreas con defectos críticos en tubos en los cuales la inspección con métodos convencionales no habían reportado estos defectos. El costo de inspección en los casos analizados se estimó aproximadamente en 1.6 Millones de dólares (US$). El costo del riesgo de falla en los mismos casos reportados se estimó como un costo total máximo de aproximadamente 322 Millones de dólares. Esto incluye únicamente los costos evaluados por PIRAMID que no incluyen costos debidos a otros factores como por ejemplo las penalizaciones, costo de seguro y responsabilidad ambiental, entre otros. En el futuro se tiene contemplado implementar la tecnología de monitoreo con Ondas Guiadas que permitirá reducir el costo de acceso a los ductos a inspeccionar rutinariamente y se podrá evaluar el rateo de corrosión en el tiempo y criticidad en base a análisis estadísticos.

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