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INTEGRIDAD MECANICA DE DUCTOS NO FACTIBLES DE

INSPECCIONAR CON EQUIPOS INSTRUMENTADOS:

COMPARACIÓN ENTRE COSTO DE INSPECCIÓN Y COSTO DE FALLA

Noviembre 2013

Autores: Víctor. M. Nuñez Ledesma, Eloy Pérez Baruch,

Alessandro Demma, MJS Lowe

Expositores: Víctor. M. Nuñez Ledesma, Alessandro Demma


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.




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.




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.




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.

-20.0 -10.0 0.0 10.0 20.00.0

1.0

2.0

3.0

Distance (m)

Am

p (m

V)

TA

-SR

L-S

....

...

RL

-SW

-9..

....

....

-F3

-F2

W-1

0

-F1

+F

1

+F

2W

-11

RL

-E..

....

...

RL

-E

TA

-E

+F

3

W-1

2

+F

4+

F5




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.




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




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.




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




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.

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

Tabla 1. Estadísticas de campañas de inspección con Ondas Guiadas en 2005-2011




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

nominal

(inch/mm)

Espesor

(mm)

Presión

(Bar)

Longitud

(m)

Numero de

disparos

GWT

No. de Indicaciones

detectadas con NDT

en zonas indicadas

para verificación por

GTW

Corrosión más

profunda

(% espesor)

(tipo)

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




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.




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.




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.




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.

Tabla 3. Resumen de los costos en las tuberías utilizados como ejemplo.

Los costos se dan en dólares US$

Tubería Costo GWTCosto

verificaciónCosto total de la inspección

Volumen máximo

manejadoRiesgo potencial

Radio de área de riesgo (m)

Costo máximo(Piramid)

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

3 151,000 214,000 365,000 600 MBPD Nube de vapor toxico 414 72.0 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.




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.




Figura 4. Ejemplo de identificación de zona peligrosa para el evento de riesgo (Ducto #2)




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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