REPARACIONES FIJADAS EN EL REGLAMENTO TECNICO PARA HIDROCARBUROS LÍQUIDOS Ing. Roberto N.Artola
En el proceso de identificar, desarrollar, administrar y auditar un programa de integridad de un sistema de transporte, es necesario que el operador conozca: *La calidad de los datos con que cuenta. *Los códigos y especificaciones de aplicación usados en el diseño, la construcción, la operación y el mantenimiento. *Los instrumentos, las técnicas , los softwares, etc * Los materiales y su comportamiento frente a los
parámetros operativos
En el proceso de identificar, desarrollar, administrar y auditar un programa de integridad de un sistema de transporte, es necesario que el operador conozca: *La calidad de los datos con que cuenta. *Los códigos y especificaciones de aplicación usados en el diseño, la construcción, la operación y el mantenimiento. *Los instrumentos, las técnicas , los softwares, etc * Los materiales y su comportamiento frente a los
parámetros operativos
No hay programa a ser utilizado con éxito si el operador no posee la informacion necesaria que sea confiable y que no presente discrepacias y dudas-
Algunas empresas que desarrollan e investigan el comportamiento del scraper inteligente sostienen que: Las inspecciones on-line y las evaluaciones de aptitud para el servicio, para la presión operativa a la cual el operador quiere operar, le brinda un conocimiento mejor de la cañería que el que sería posible obtener a partir de una prueba hidraúlica nueva.
Sin embargo no es prudente tomar partido sobre el tema, ambos métodos se complementan y de acuerdo a las circunstancias, uno de ellos puede prevalecer sobre el otro. Consideramos que la PH inicial es beneficiosa y lo es mucho mas si se alcanza, como mínimo el límite de fluencia inferior
Interesa en los materiales que utilizamos, la ductilidad, que responde a una medida del grado de deformación plástica que puede ser soportada hasta la fractura del material.
En lo que se refiere a la integridad de una cañería, la localización de las indicaciones de pérdidas de metal y anómalías es una tarea fundamental. Los usuarios de los sistemas de inspección con herramientas inteligentes saben de la importancia de la ubicación precisa de la falla
Los posteriores estudios directos como la excavación y el pelado del revestimiento permitirán detectar las anomalías externas significativas con la utilización de elementos de detección.
El responsable de la operación del ducto, en su busqueda de mejorar la información y hacerla mas confiable, para el desarrollo de un plan de integridad, debería apoyarse en la calidad del material del caño y ademas en la fragilidad que lo caracteriza
Es frecuente que la cañería tenga varios años, y los datos de fragilidad se desconozcan y sea necesario llevar a cabo ensayos para determinar la misma.
Para evaluar la aptitud para el servicio de una línea diseñada para operar a una presión determinada, que debe ser confirmada o modificada, se deberán efectuar los estudios para conocer cuando ocurrirá la rotura frágil y cuando la dúctil. Como es el crecimiento de los defectos y el comportamiento de la propagación de las fisuras
Si el análisis se realiza adecuadamente, se podrán definir los requerimientos de fragilidad para prevenir la propagación de las fracturas de gran longitud por corte, previendo que la fragilidad de la cañería sea lo suficientemente elevada
Código
Factor
σc
p.D
ASME B.31.4
σc
0,72
=
2.T
nom
p.D
ASME B.31.8
σc
0,8
=
2.T
nom
p.D
IGE/TD/1
σc
0,72
=
2.T
min
p.D
BS 8010
σc
=
2.T
0,72 min
p.D
CSA – Z662
σc
0,8
=
2.T
p.D
49 CFR – 192 σc
p.D σc
0,72
=
2.T
49 CFR - 195
nom
=
min
0,72
Entre 1960 y 1970, Batelle y el AGA acuerdan con transportistas, desarrollar metodologías de cálculo para predecir el comportamiento de diferentes fallas en las cañerías. Antes de 1965 el pasaje de scrapers estaba dirigido a la limpieza de la cañería y su utilidad para la detección de defectos resultaba primaria Con el avance de los años y el uso de la ASME B31G da lugar a que se verifiquen gráficos como el siguiente.
Curva FER = 1 0,9 0,8
8
0,7
7 6
0,6
t/ d
0,5
5 4
0,4
3
0,3
2
0,2 1
0,1 0 0
100
200
300
400
l (milímetros)
Nota: Esta curva fue creada para un caño de las siguientes características: - diámetro 20” = 508 milímetros. - espesor e = 7,14 milímetros. - material API – 5LX – 52.
MAPO = 74 kgr/cm2
para F = 0,72.
500
El próximo gráfico muestra la trascendencia de cada indicación de pérdida de metal, respecto al espesor nominal, contra la longitud axial pronosticada e indicando la curva que representa un estándart de detección online, frente a una curva de PH
Curva de la tensión de fluencia en la Prueba Hidráulica a ír e ñ 1.0 a c la e d l a n i m o n r o s e p s E / s to c e f e d s o l e d d a d i d n u f o r P
Curva de las fallas para un factor de diseño de 0,72
Margen de seguridad en la inspección online
Estándar de detección on-line
Longitud de los defectos
Defectos encontrados en una
Margen de seguridad de la nueva prueba hidráulica
En el RTHL, se pensó utilizar el FER para definir los tiempo de reparaciones, pero por la presencia de algunas incertidumbres se decidió utilizar el criterio establecido en la CFR- 195. El criterio adoptado es menos conservador, pero obliga al operador a conocer las dimensiones del defecto con mayor exactitud, y la tensión de flujo del material
La presión de seguridad máxima de un área corroida se puede calcular con la fórmulas indicadas en la ASME B 31 G, con las tablas existentes en el mismo o con gráficos como el siguiente:
En un proceso tal como el de revisión de un programa de gerenciamiento de integridad de un sistema de transporte de hidrocarburos cuyo objetivo es minimizar el riesgo analizamos: La amenazas que afectan la integridad. Las fuentes de datos característicos que nutren el programa de integridad. El programa de intervalos de evaluación de la integridad Concluyendo con la consolidación efectiva de esa integridad, que constituye el motivo central de esta charla y que pretendemos corone nuestro pensamiento, que se ocupa de la reparación en tiempo y forma de fallas y defectos
El análisis de riesgo que debe realizar el operador debe ser integral y no focalizarse solamente en el hecho puntual del defecto. En sus consideraciones debe tener en cuenta que las amenazas son interactivas
El operador debe definir y documentar el tratamiento que dará a los defectos que detecte en las cañerías durante las inspecciones y posteriores verificaciones directas (VD)
Revisar los resultados de la VD, y en forma conjunta con la información adicional, ya integrada para el análisis de riesgo debe establecerce el cronograma de reparación de la cañería
Una vez conocida la condición, luego de las inspecciones, el operador deberá confeccionar un plan escrito de reparaciones contemplando los requerimientos de plazos, en base a la severidad de los defectos reportados
Existen 3 condiciones de severidad de los defectos evaluados que deben ser atendidos con tres tiempos de respuesta. Inmediata 60 días 180 días
La reparación que se realice debe ser permanente y no presentar una amenaza a la integridad futura de la cañería. En ese sentido, el operador, debe ser capaz de demostrar la calidad de las reparaciones que realice. Los métodos de reparación deben estar incluidos en el “Manual de Mantenimiento”.
Una vez descubierta la condición anómala será necesario reducir la presión de operación (PO) a los efectos de mantener la seguridad. Durante las VERIFICACIONES DIRECTAS (VD) es conveniente una reducción adicional de la presión dependiendo del valor de presión al que se encuentra el sistema
CONDICION INMEDIATA •Pérdidas de metal mayores o iguales al 80% de la pared del tubo, más allá de sus dimensiones. •Cuando el cálculo de la resistencia remanente del caño muestra una presión pronosticada de rotura menor que la presión operativa máxima, establecida en la progresivas de la ubicación de la anomalía. La presión de rotura de un caño corroído se determina considerando la tensión de flujo y las dimensiones, profundidad y longitud, de la perdida de metal del caño.
CONDICION INMEDIATA •Cuando se detecte una abolladura en la parte superior del caño, (entre hora 4 y hora 8) que tenga alguna indicación de pérdida de metal del caño. •Cuando se detecte una abolladura en la parte superior del caño, ( entre hora 4 y hora 8) que tenga una profundidad igual o mayor al 6% del diámetro nominal •Cuando se detecte una anomalía que a juicio de una persona calificada y designada por el operador para evaluar defectos resulte de reparación inmediata.
CONDICION 60 DIAS Con excepción de las anomalías listadas en la condición anterior, los siguientes defectos deben ser reparados en un plazo no mayor a 60 días de descubierta la condición. Una abolladura localizada en la parte superior del caño, entre horas cuatro (4) y ocho (8), con una profundidad mayor al 3% del diámetro nominal. Mayor a 6 milímetros para diámetros nominales menores a NPS 12. Una abolladura en la parte inferior del caño que tenga una indicación de pérdida de metal, fisuras o concentradores de tensión.
CONDICION 180 DIAS Una abolladura con una profundidad mayor a 2% del diámetro nominal, 6 milímetros para caños de diámetro menor a NPS 12, que afecte un caño curvado en la soldadura circunferencial o longitudinal. Una abolladura localizada en la parte superior del caño, entre las horas cuatro (4) y ocho (8), con una profundidad mayor al 2% del diámetro nominal, mayor a 6 milímetros para diámetros nominales menores a NPS 12. Una abolladura localizada en el fondo del caño con una profundidad mayor al 6% del diámetro de la cañería.
CONDICION 180 DIAS
El cálculo de la resistencia remanente del caño muestra una presión de falla menor que la máxima presión operativa, mientras que la presión de rotura es mayor que la máxima presión operativa establecida en la progresiva de la ubicación de la anomalía.
Un área de corrosión generalizada con una pérdida mayor al 50% de la pared del caño.
CONDICION 180 DIAS Un área de pérdida de metal mayor al 50% de la pared del caño que se encuentre en un cruce con otro ducto, o que se extienda circunferencialmente o que esté afectando la soldadura circunferencial. Una indicación de fisura, que luego de excavada es confirmada como fisura. Corrosión a lo largo de la soldadura longitudinal.
– Otras condiciones: Además de las condiciones listadas en los puntos anteriores, el operador debe evaluar cualquier condición identificada que sea una amenaza a la integridad de la cañería y planificar apropiadamente su reparación
Lós códigos establecen que: - todo tramo de una línea de transporte con corrosión generalizada y con un espesor remanente de pared menor que el requerido por la MAPO de la cañería, debe ser reemplazado, o la presión operativa reducida a la resistencia mecánica del caño basado en el espesor remanente .
-todo tramo de caño de una línea de transporte con picaduras por corrosión localizada en un grado que podría ocasionar una pérdida, debe ser reemplazado o reparado, o la presión de operación debe ser reducida adecuadamente, conforme la resistencia del caño, basado en el espesor de pared remanente en la zona de picaduras. -Las picaduras por corrosión tan estrechamente agrupadas como para afectar la resistencia total del caño se consideran corrosión generalizada. - Si la zona de corrosión generalizada es pequeña, el caño corroído puede ser reparado.
-La evaluación de la resistencia a la presión de una zona que sufrió corrosión, a fin de determinar sus posibilidades de continuar en servicio, puede realizarse por un método analítico, por una prueba de presión de 8 horas y por un método alternativo para condiciones de bajo nivel de tensión (se considera el espesor verdadero remanente en el punto de mayor corrosión).
Los defectos reportados por las inspecciones de los scrapers inteligentes son analizados mediante la utilización de programas como el RSTRENG desarrollado por la American Gas Association que calculan las presiones seguras de trabajo y predice la presión de rotura (Pburst) para tres formas distintas denominadas CASE 1, 2 Y 3 y que tienen en cuenta el área efectiva de la corrosión o el 0,85 de la misma, y el criterio original del ASME B31 G.
Las fórmulas de aplicación que deberían utilizarse son las siguientes:
P´ = P . (1 + 10.000 / TFME) . [1 – A eff / A0 1 – (Aeff / A0) . M-1]
P´ = máxima presión segura (psi). P = presión de diseño (psi): TFME = tensión de fluencia mínima especificada (psi). Aeff = área efectiva del material corroído en dirección axial (mm2). A0 = área de material previo a la pérdida de corrosión (mm2). M= Factor de folias Leff = Longitud efectiva del material corroido
Pburst = presión de rotura. t = espesor nominal.
2
4 2 2 ½ M = [1 + (1,255 . Leff / 2 . D . t ) – (0,0135 . Leff / D . t ]
M = factor de folias.