Formato Para Analisis de Riesgo

NPW NORPOWER S.A. DE C.V

PEMEX EXPLORACION Y PRODUCCION – GTDH SUR COORDINACIÓN DE MANTENIMIENTO A DUCTOS CONTRATO No.420409851, No. DE SAP. 4204098511, “ASEGURAMIENTO DE LA INTEGRIDAD Y CONFIABILIDAD DEL SISTEMA DE TRANSPORTE DE HIDROCARBUROS POR DUCTO, DE PEP, SISTEMA 3”

HOJA 1 DE

ANÁLISIS DE RIESGO ID. PAT: 1207 DESCRIPCION DEL DUCTO ANALIZADO UBICACIÓN TECNICA

SECTOR

PRODUCTO TRANSPORTADO

PEP-SDC-GSR-SSG-F58GDO-D0022

CD. PEMEX

GAS HUMEDO DULCE

SERVICIO

Ø

LONGITU D

ORIGEN

DESTINO

GASODUCT O

12 ”

8.531 KM.

T.D.E. JUEGO DE VALV. JOSE COLOMO

T.D.R. C.P.G. CD. PEMEX

CONTENIDO: 1. 2. 3. 4. 5. 6. 7. 8.

Objetivo. Introducción. Antecedentes. Datos Técnicos del ducto. Estadística de las indicaciones reportadas por el equipo instrumentado. Segmentación del ducto. Análisis de Riesgo. Conclusiones.

Norpower S.A. de C.V., Calle Plutarco E. Calles No. 123, Villahermosa, Tabasco, Mex., C.P. 86040, Teléfonos (+52) 9933159796 / (+52) 9933521952

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NPW NORPOWER S.A. DE C.V Fecha: No. de Reporte: Id PAT:

15-Abril-2010 NPW-PEP-IM-001-2010 1207

PEMEX EXPLORACION Y PRODUCCION – GTDH SUR COORDINACIÓN DE MANTENIMIENTO A DUCTOS CONTRATO No.420409851, No. DE SAP. 4204098511, “ASEGURAMIENTO DE LA INTEGRIDAD Y CONFIABILIDAD DEL SISTEMA DE TRANSPORTE DE HIDROCARBUROS POR DUCTO, DE PEP, SISTEMA 3” ANALISIS DE INTEGRIDAD DEL: GASODUCTO 12”Ø X 8.531 KM. TRAMPA DE ENVIO JGO. DE VALV. JOSE COLOMO – TDR C.P.G. CD. PEMEX. U.T.: PEP-SDC-GSR-SSG-F58-GDO-D0022 SECTOR: CD. PEMEX

HOJA 2 DE Elaboró: Revisó: Aprobó:

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L.M. Octavio Chable H. Ing. Alejandro Cornelio R. Ing. Pedro V. Villanueva

1. Objetivo. Analizar el riesgo potencial en el ducto para identificar las amenazas y vulnerabilidades del sistema, con base en los lineamientos del Plan de Administración de Integridad de Ductos (PAID) y los resultados del programa de mantenimiento y operación. Con el fin de estimar la exposición de la comunidad, el medio ambiente y los activos a los riesgos identificados y determinar las acciones preventivas a seguir para lograr un nivel de riesgo bajo, priorizando los segmentos de mayor riesgo que estén en las Zonas de Alta Consecuencia (ZAC).

2. Introducción. Como parte de las actividades del PAT 2010, se programó la elaboración del Análisis Riesgo del ducto, utilizando para este fin la herramienta institucional PIRAMID versión X.XX.X mediante el modulo de confiabilidad, este documento comprende la recopilación de la información, análisis, integración y captura de la información necesaria para los atributos del software. Este análisis se realizó con base en los datos técnicos del ducto, celaje del DDV y resultados de la inspección interna con equipo instrumentado, así como en las inspecciones, evaluación y reparación de las anomalías detectadas. Como resultado de este análisis se obtendrán los índices de riesgo, falla, fatalidades y radio de afectación así como el modo de falla dominante con el fin de plantear escenarios de mejora con las medidas de mitigación recomendadas. Este análisis fue realizado con base en: 

Celaje terrestre del DDV.  Condiciones operativas.  Inspección con equipo instrumentado.  Zonas de alta consecuencia.

3. Antecedentes. El ducto tiene una longitud de 8.531 km fue construido en el año 1957 y fue puesto operación en el año 1957, actualmente transporta gas dulce húmedo, es de clase localización III y I, no cuenta con protección interior, en su trazo hay 2 cruces de caminos y cruce con otro ducto, tiene 18 válvulas, cruza por el municipio Macuspana del estado Tabasco y se tiene evidencia de que cuenta con análisis de riesgo anteriormente.

4. Datos técnicos del ducto.


en de un de

NPW


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ANALISIS DE INTEGRIDAD DEL: GASODUCTO 12”Ø X 8.531 KM. TRAMPA DE ENVIO JGO. DE VALV. JOSE COLOMO – TDR C.P.G. CD. PEMEX. U.T.: PEP-SDC-GSR-SSG-F58-GDO-D0022 SECTOR: CD. PEMEX


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DATOS DEL DUCTO UBICACIÓN TECNICA PEP-SDC-GSR-SSG-F58ESPECIFICACION DE LA GDO-D0022 TUBERIA API-5L-X52 DIAMETRO NOMINAL EN 12 PULGADAS 8.531 LONGITUD (km) 01.01.1957 FECHA DE CONSTRUCCION 01.01.1957 FECHA DE INICIO DE GAS DULCE HUMEDO OPERACIÓN 36.000 Kg/cm2 TIPO DE HIDROCARBURO 84.80 °C PRESION DE OPERACION TEMPERATURA DE OPERACION DATOS DERECHO DE VIA UBICACIÓN TECNICA PEP-SDC-GSR-SSG-F54-DVCCLASES DE LOCALIZACION V0517 DEL DDV : KM 0+0 - KM 1+6 CLASE III . 00 . 00 KM 1+6 - KM 2+1 CLASE I . 00 . 00 KM 2+1 - KM 3+9 CLASE III . 00 . 00 KM 3+9 - KM 6+9 CLASE I . 00 . 00 KM 6+9 - KM 8+5 CLASE III . 00 . 00 DATOS DE LA INSPECCION CON EQUIPO INSTRUMENTADO COMPAÑIA H. ROSEN AÑO DE INSPECCION 09.09.2005 TIPO FLUJO MAGNETICO

Tabla 1. Datos técnicos del ducto, DDV e Inspección por E.I.

5. Estadística de instrumentado.

las

Indicaciones

reportadas

por

el

equipo

La tabla 2 muestra el tipo de indicaciones, rango de profundidades y la cantidad encontrada por el equipo instrumentado en el año 2005. Tipo de indicación Pérdida de Metal Externa Pérdida de Metal Interna Pérdida de Metal Defecto de Fabricación No Especificado Pérdida de Metal Defecto en Soldadura Circunferencial No Especificado Defecto de Fabricación

Total 336 21

< 10% 0 0

10-20% 312 20

21-30% 21 1

31-50% 3 0

51-70% 0 0

71-80% 0 0

>80% 0 0

9

0

6

3

0

0

0

0

1

0

0

0

0

1

0

0

16

N/A

N/A

N/A

N/A

N/A

N/A

N/A

Tabla 2. Indicaciones reportadas por el equipo instrumentado. Norpower S.A. de C.V., Calle Plutarco E. Calles No. 123, Villahermosa, Tabasco, Mex., C.P. 86040, Teléfonos (+52) 9933159796 / (+52) 9933521952

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6. Segmentación del ducto. Para el presente análisis el ducto fue segmentado de acuerdo al criterio “entre válvulas de seccionamiento”, lo anterior con base al documento PAID. La Tabla 3 muestra los segmentos y su longitud.

Segmento 1

Inicio 0+000

Final 8+491

Longitud 8+491

Tabla 3. Cantidad y longitud del segmento del ducto.

7. Análisis de Riesgo. 7.1. Riesgo e índice de falla promedio en el ducto en condiciones originales. Los resultados del análisis de riesgo con base de la inspección con equipo instrumentado en 2005 se muestran en las Figuras 1 y 2. En estas figuras se observa que después de la inspección con equipo instrumentado el nivel de riesgo promedio es 0.01 $/Km-año y el valor del índice de falla promedio es 2.67E-07 Incidentes/Km-año, los cuales se localizan en prioridad baja.

Figura 1. Imagen que muestra de riesgo promedio a la fecha de inspección con equipo instrumentado 2005, sin considerar inspecciones y/o reparaciones realizadas.

Figura 2. Nivel de Índice de Falla promedio a la fecha de inspección con equipo instrumentado 2005, sin considerar inspecciones y/o reparaciones realizadas.

7.2. Nivel de riesgo e índice de falla promedio en el ducto calculado a la fecha actual considerando las inspecciones y/o reparaciones realizadas. Norpower S.A. de C.V., Calle Plutarco E. Calles No. 123, Villahermosa, Tabasco, Mex., C.P. 86040, Teléfonos (+52) 9933159796 / (+52) 9933521952

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El nivel de riesgo e índice de falla promedio del ducto calculado a la fecha actual considerando las inspecciones y reparaciones realizadas se muestran en Las Figuras 3 y 4. En estas figuras se observa que actualmente el nivel de riesgo promedio es 3.55E-02 $/Km-año y se localiza en prioridad baja y el valor de índice de falla promedio es 2.77E-06 Incidentes /Kmaño, el cual se localiza en prioridad baja.

Figura 3. Nivel de riesgo promedio en el ducto calculado a Abril 2009.

La Tabla 5 muestra las secciones de mayor riesgo actualmente en el ducto, considerando las inspecciones y/o reparaciones realizadas al ducto. Km inicial

Km final

Riesgo ($/km-año)

1.000

1+600

0.300

Riesgo promedio del ducto ($/km-año) 3.55E2-02

Figura 4. Nivel de Índice de Falla promedio en el ducto calculado a Abril 2009.

La Tabla 6 Muestra las secciones de mayor índice de falla actualmente en el ducto, considerando las inspecciones y/o reparaciones realizadas al ducto.

Km inicial

Km final

1.000

1.600

Índice de falla (inc./kmaño) 2.96E-05

Índice de falla promedio del ducto ($/km-año) 2.77E-06

La Tabla 7 Muestra la longitud del ducto en riesgo é índice de galla en prioridad baja, media y alta.

Riesgo ($/Km-Año)

Alto (> 3000)

Medio (300 – 3000)

Bajo (< 300)

0.000 m – 0.00 %

0.000 m – 0.00 %

0.000 m – 0.00 %



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Índice de falla (índice/km-año)

7.3.


0.000 m – 0.00 %

0.000 m – 0.00 %


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0.000 m – 0.00 %

Costo total e índice de fatalidades en el ducto.

La Figura 5 muestra el nivel de costo total en términos monetarios, en las diferentes secciones del ducto, mientras que la Tabla 8 indica las secciones de mayor costo. Se presentan quince secciones que superan el valor del costo total del ducto, el cual resultó de 12,805 $/incidente.

Figura 5. Niveles de costo total en el ducto.

Km inicial

Km final

Costo ($/incidente)

Costo total del ducto ($/incidentes)

0.000 0.300 3.005 3.075 3.150 3.300 3.600 3.710

0.280 0.340 3.040 3.118 3.170 3.320 3.680 3.730

150,118

12,805

Tabla 8. Secciones de mayor costo total en el ducto La Figura 6 muestra como varía el índice de fatalidades en las diferentes secciones del ducto y la Tabla 9 indica las secciones de mayor índice de fatalidades. Se presentaron tres secciones que superan el valor del índice de fatalidades promedio del ducto el cual resultó de 9.43E-11 $/incidentes.

Figura 6. Índice de fatalidades en el ducto.



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Km inicial

Km final

3.000 5.290 5.310

3.005 5.297 5.317


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Índice de fatalidades (incidentes/km-año)

Índice de fatalidades promedio del ducto (incidentes/kmaño)

2.87E-09

9.43E-11

Tabla 9. Secciones de mayor índice de fatalidades

7.4.

Falla dominante en el ducto.

La Figura 7 muestra la influencia de cada modo de falla en el ducto sobre el Índice de falla promedio. La falla dominante resulto ser corrosión externa, seguida por impacto del equipo, pérdida de metal defecto de fabricación no especificado y corrosión interna.

Figura 7. Influencia de cada modo de falla sobre el Índice de falla promedio.

7.5. Radio de construcciones.

afectación

y

distancia

más

cercana

a

La Figura 8 muestra el perfil del radio de afectación en el ducto debido a una ráfaga de fuego y su relación con la distancia más cercana a construcciones. De acuerdo a la gráfica existe presencia de asentamientos humanos situados en las secciones que se indican en la Tabla 10. El radio de mayor afectación que se encuentra es de 50 m (Outdoor Exposure to 1%) y se ubica en el Km. 0.000 – 8.492.



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Figura 8. Relación entre el radio de afectación y la distancia a construcciones. Km Inicial

7.6.

Km Final

Distancia mínima para construcciones (m).

Cruces de mayor importancia en el ducto.

La Tabla 11 muestra los cruces más relevantes en el DDV del ducto, así como el riesgo y el índice de falla de estos. Tipo de Cruce

Ubicación (Km Inicial)

(Km Final)

Riesgo ($/Km-año)

Índice de falla (Incidentes/Km-Año)



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Tabla 11. Cruces de mayor relevancia en el ducto.

7.7.

Evolución del Índice de falla, en un periodo de cinco años.

La Figura 9 muestra el comportamiento del Índice de falla por kilómetros proyectado a cinco años, para corrosión externa, para los kilómetros del 0.000 – 9.000.

Figura 9. Índice de falla por kilómetro debido a corrosión externa para los kilómetros del 0.000 al 9.000 La Figura 10 muestra el comportamiento del Índice de falla por kilómetros proyectado a cinco años, para corrosión interna, para los kilómetros del 0.000 – 9.000.

Figura 10. Índice de falla por kilómetro debido a corrosión interna para los kilómetros del 0.000 al 9.000

La Figura 11 muestra el comportamiento del Índice de falla por kilómetros proyectado a cinco años, para pérdida de metal defecto de fabricación no especificado, para los kilómetros del 0.000 – 9.000

Figura 11. Índice de falla por kilómetro debido a pérdida de metal defecto de fabricación no especificado para los kilómetros del 0.000 al 9.000. La Figura 12 muestra el comportamiento del Índice de falla por kilómetros proyectado a cinco años, para impacto del equipo, para los kilómetros del 0.000 – 9.000.


NPW



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HOJA 10 DE


Elaboró: Revisó: Aprobó:

13


Figura 12. Índice de falla por kilómetro debido a impacto del equipo para los kilómetros del 0.000 al 9.000

7.8.

Descripción de las secciones de mayor riesgo.

Los resultados presentados en la Figura 3 y Tabla 5 indican que se puede identificar una sección de mayor riesgo, la cual se localiza en prioridad baja. El análisis del comportamiento local del riesgo se concentrará en dicha sección descrita en la Tabla 12. El análisis de las Figuras 4 y 5 permite estimar cuál de los dos términos define el valor de riesgo; el índice de falla y/o consecuencias, determina el incremento del riesgo en estas secciones con respecto al comportamiento observado en todo el ducto. Ubicación (Km) Segmen to

Sección

Km Inicial

Km Final

Riesgo ($/KmAño)

1

A

1.000

1.600

0.300

Índice de falla (Incidentes/K mAño)

Costo ($)

Falla Dominante

2.96E-05

10,139

Corrosión externa

Tabla 12 Secciones de mayor riesgo en el ducto En la sección A el valor de índice de falla y riesgo se encuentran en prioridad baja con respecto a los niveles establecidos; esto debido tanto al comportamiento del índice de falla como a las consecuencias en términos monetarios. Por lo que para mantener el nivel de riesgo en esta sección deberá enfocarse tanto al control de las consecuencias en términos monetarios como a la probabilidad de que ocurra una falla debida corrosión externa. Lo anterior se puede apreciar de manera gráfica en la llamada matriz de riesgo en la cual cada sección se representa por un punto cuya ordenada es el valor del índice de falla de la sección y cuya abscisa es el valor del costo asociado a la falla. Así, cada punto en la matriz representa el riesgo en una sección (el valor de riesgo es igual al área del rectángulo definido por el punto y el origen del grafico). En la matriz de riesgo, los valores de riesgo constante se representan como hipérbolas definidas por Costo=Riesgo/Probabilidad (y=cte/x). Un punto representa en mismo nivel de riesgo en toda la hipérbola. Así, para disminuir el riesgo el punto se debe desplazar hacia hipérbolas más cercanas al origen. El camino para lograr esta disminución, puede incluir, solo reducir el costo, solo reducir el índice de falla o reducir ambos.



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La matriz de riesgo para la secciones A en el ducto analizado se muestran en la Figura 13. El riesgo promedio del ducto esta representado en esta figura por el punto RT. Evidentemente, el punto de mayor riesgo se encuentra en la sección A pues sus hipérbolas son las más alejadas del origen.

Figura 13. Matriz de riesgo para las secciones más críticas en el ducto La Figura 14 muestra como se combinan el índice de falla de cada causa de falla relevante en el ducto para producir el índice de falla promedio. Lo primero a destacar en esta figura es el comportamiento general del índice de falla asociado a cada modo. En promedio, el índice de falla debido a corrosión externa seguido por impacto de equipo, pérdida de metal defecto de fabricación no especificado y corrosión interna. Esto indica que, de manera general, los esfuerzos para mantener el nivel de riesgo en este ducto deben estar encaminados al control de pérdida de metal defecto en soldadura circunferencial no especificado. De forma local se puede apreciar que en la sección de mayor riesgo el comportamiento del índice de falla promedio esta determinado por la influencia de la probabilidad de que ocurra un incidente por corrosión externa.



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Figura 14. Contribuciones de los modos de falla al índice de falla promedio.

1. Conclusiones. De acuerdo a los resultados obtenidos se determinó que la causa de falla que domina al riesgo en este ducto es corrosión externa. De acuerdo al valor del índice de falla promedio del ducto 2.77E-06 incidentes/Km-año y al valor de riesgo promedio de 3.55E-02 $/Km-año estos son prioridad baja (Ver figuras 3 y 4). Los resultados indican que el riesgo está determinado por valores tanto del costo total asociado a la falla como a la probabilidad de que ocurra una falla debida a corrosión externa. Al analizar la lista de atributos del ducto seccionasen la sección de mayor riesgo se puede determinar que el comportamiento del costo total esta determinado por uso de suelo agrícola en zonas aledañas al ducto. Con base en los resultados obtenidos y con la finalidad de mantener los niveles de riesgo e índice de falla en prioridad baja, se recomienda continuar con las actividades de mantenimiento periódicas del ducto (toma de potenciales, resistividades, inyección de inhibidor y celaje terrestre en toda la longitud del ducto), programar las inspecciones de las indicaciones reportadas por el equipo instrumentado y que durante las inspecciones se verifique y documente el estado del recubrimiento anticorrosivo del ducto. Finalmente se recomienda la actualización del radio de afectación en el programa institucional SPADA, para así actualizar las Zonas de Alta Consecuencia (ZAC).



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Atentamente:

Elaboró ______________________________ L.M. Octavio Chablé Herrera Coordinador de Integridad Mecánica Norpower S.A. de C.V.

Revisó ______________________________ Ing. Pedro Víctor Villanueva Especialista en Integridad Mecánica Norpower S.A. de C.V.

Aprobó ______________________________ Ing. Supervisor de PEMEX del sector


Formato Para Analisis de Riesgo

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