Aplicación de la Tecnología de Inspección Basada en Riesgo (IBR) para la Generación de Planes Óptimos de Inspección a Equipos Estáticos en la Industria del Petróleo y Gas (II Parte)

Introducción

En el mundo industrial una de las mayores preocupaciones recae sobre el diseño, selección y determinación de una adecuada política y estrategia de mantenimiento e inspección de los equipos estáticos, ya que estos tienen como riesgo la posibilidad de presentar una fuga externa del producto manejado y las consecuencias asociadas a la misma; como parada de alguna línea productiva, costos asociados a daños ambientales ocasionados, pérdidas de productos, mantenimiento o cambio de la estructura dañada, además de comprometer la seguridad del personal que labora en las cercanías del equipo o tubería, es por esto que a fin de reducir los niveles de riesgos asociados y costos operacionales, se hace necesario implementar metodologías y técnicas que permiten controlar, optimizar, prevenir y predecir la ocurrencia de falla en equipos estáticos; debido a esta situación actualmente se está implementando una Tecnología de Inspección Basada en Riesgo (IBR) para la Generación de Planes Óptimos de Inspección a Equipos Estáticos, basados en estándares internacionales como la práctica recomendada API-RP-580 y 581, y el uso de normas, estándares y prácticas recomendadas API como las 353, 570, 571, 574, 579, 650, 653, 1160 y ASME B31.3, 31.4, 31.8 y 31.8S, adicionalmente otros estándares de empresas del Medio Oriente (Arabia Saudita). Esta metodología se aplica a equipos estáticos como circuitos de tuberías, recipientes a presión, intercambiadores, torres, y tanques de almacenamiento, cuyo objetivo es definir los niveles de riesgo de cada equipo, basados en la caracterización de la condición actual, mecanismos de degradación o deterioro, características de diseño, condiciones de operación, calidad y efectividad de las actividades de mantenimiento e inspección y las políticas gerenciales, así como las consecuencias asociadas a las potenciales fallas. Una vez definida la jerarquización de los equipos o tuberías de acuerdo a su nivel de riesgo, se determinan las actividades de inspección y frecuencias o fechas de ejecución, considerando los mecanismos de deterioro presentes y como punto final se realiza una optimización del programa de inspección en marcha OSI, lo cual permite determinar la cantidad requerida de puntos de inspección para cada equipo o circuito de tuberías.

Continuación

Cálculo de consecuencias económicas por fuego y explosión, toxicidad, sustancias no inflamables no tóxicas Para la realización de esta evaluación se deberá evaluar el área de afectación junto con el costo de los equipos y su costo de reparación, que se verán afectados dentro de esta área. Para el caso de daños al personal se evalúa de la misma manera con la densidad poblacional que se puede ver afectada por esta área de afectación.

Cálculo de consecuencias económicas por pérdidas de producción Las consecuencias económicas por pérdidas de producción son estimadas empleando la tabla 5.17 – ESTIMATED EQUIPMENT OUTAGE DE LA NORMA API 581.

Cálculo de consecuencias ambientales La evaluación de consecuencias ambientales es empleada para estimar los posibles efectos por la ocurrencia de un derrame al mar. Estos son evaluados en función del volumen derramado por su costo, expresado en unidades económicas por evento, ver ecuación (3):

Volumen derramado x costo del producto = $ / evento

Cálculo de consecuencias totales Las consecuencias totales, son definidas como la sumatoria de cada una de las consecuencias, expresadas en unidades económicas por evento, ver ecuación (4):

Estimación del Riesgo y Jerarquización de Equipos en la Matriz de Riesgo En este paso final se determina gráficamente, la ubicación del nivel de riesgo de los equipos analizados en una matriz de riesgo (API 581) de 5 x 5, que presenta cuatro niveles de clasificación de riesgo que son: riesgo bajo, riesgo medio, riesgo medio alto y alto riesgo, tal y como se

Figura 9. Matriz de Riesgo.
Figura 9. Matriz de Riesgo.

En la matriz de la Práctica API RP 581 se muestra una escala del 1 al 5 para la probabilidad de falla, esta escala indica que los equipos que estén en las categorías 1, 2, 3 y 4 tendrán una probabilidad de falla igual o menor a 1, 10, 100 y 1.000 veces la probabilidad de falla genérica de la base de datos mundial, respectivamente, mientras que los que estén en la 5 tendrán una probabilidad de falla mayor a 10.000 veces la probabilidad de falla genérica.

Como resultado se genera la matriz de riesgo de la metodología IBR. Para mostrar la ubicación de los diferentes equipos en las regiones de la matriz donde se consideran la categoría de frecuencia de falla y la categoría de consecuencia de falla, de acuerdo a las magnitudes expresadas en el análisis de riesgo por equipo. El riesgo determinado es relativo a todos los nodos evaluados en la instalación, considerando como indicador del riesgo, el riesgo financiero, en términos monetarios ($)/año.

El riesgo es determinado considerando todos los escenarios de falla (fuga ¼”, 1”, 4” y ruptura), así como las diferentes categorías de consecuencia consideradas (perdidas de producción, daños al equipo, daños por fuego y explosión, ambientales, etc.).

En la siguiente figura se muestra un ejemplo de los resultados de un estudio de IBR, en donde se puede visualizar la distribución de la cantidad de equipos de acuerdo a sus niveles de riesgo:

Figura 10. Distribución de la Cantidad de Equipos de acuerdo a su nivel de riesgo.
Figura 10. Distribución de la Cantidad de Equipos de acuerdo a su nivel de riesgo.

Diseño de los Planes de Inspección Una vez identificados los factores de daño de cada equipo podrá identificarse cuál es la influencia de cada uno de ellos en la probabilidad de falla, así como el efecto del alcance de las actividades de inspección adecuadas en la probabilidad de detectar la manifestación del daño. Para ello, en el capítulo 9 del API Pub 581, se especifican las actividades de inspección, su alcance y frecuencias de aplicación de acuerdo a los mecanismos de deterioro presentes y su crecimiento en el tiempo.

El propósito de un plan de inspección es definir las actividades necesarias para detectar el deterioro en servicio de los equipos antes de que se produzcan las fallas. Adicionalmente se identifican actividades de mantenimiento u otras acciones de mitigación de riesgo que puedan ser aplicadas.

La concepción de una estrategia de reducción de riesgo de equipos estáticos a través de la metodología inspección basada en riesgo, sólo surtirá efecto si las actividades que han sido identificadas como las de mejor efecto de reducción de riesgo, son aplicadas en los activos. Para lo cual se recomienda establecer un mecanismo de control de las recomendaciones derivadas de los análisis a fin de garantizar su cumplimiento.

Figura 11.  Ejemplo del Plan de Inspección.
Figura 11. Ejemplo del Plan de Inspección.

Optimización de los programas de inspección en marcha (OSI optimization) Una vez desarrollado los planes de inspección para cada uno de los equipos o tuberías, el siguiente paso es la optimización del Programa de Inspección en Marcha (OSI Optimization), el cual consiste en determinar la cantidad exacta de puntos de inspección (CML’s) para cada equipo, de acuerdo a los mecanismos de deterioro presentes y niveles de riesgo. Este proceso se realiza de acuerdo a las normativas internacionales de referencia de empresas del Medio Oriente – Arabia Saudita. A continuación se muestra la tabla de referencia que es empleada para realizar esta optimización del programa de Inspección en Marcha.

Tabla 3.- Tabla para la Optimización del Programa de Inspección en Marcha (OSI Optimization).
Tabla 3.- Tabla para la Optimización del Programa de Inspección en Marcha (OSI Optimization).

Análisis de resultados. Como producto de las experiencias obtenidas durante el desarrollo de los diferentes estudios de IBR, se muestra a continuación los diferentes productos y resultados obtenidos mediante los programas computacionales empleados en estos estudios de Inspección Basada en Riesgo:

En la siguiente gráfica se muestra el resultado del análisis de riesgo, en donde se puede observar la jerarquización de la cantidad de equipos y tuberías, distribuidos en la Matriz de acuerdo a su nivel de riesgo, también puede observarse una proyección de la distribución de los niveles de riesgo de los equipos si el plan de inspección es implementado y por último la distribución de los equipos de acuerdo a su nivel de riesgo si el plan de inspección recomendado no es implantando, lo que permite y facilita la toma de decisiones para la ejecución e implementación de los planes y programas de inspección resultantes de la aplicación de la Tecnología de Inspección Basada en Riesgo para Equipos Estáticos.

Figura 12. Distribución de la Cantidad de Equipos de acuerdo a su nivel de riesgo.
Figura 12. Distribución de la Cantidad de Equipos de acuerdo a su nivel de riesgo.
Figura 13.  Distribución de la Cantidad de Equipos de acuerdo a su nivel de riesgo, si el plan de inspección no es implementado.
Figura 13. Distribución de la Cantidad de Equipos de acuerdo a su nivel de riesgo, si el plan de inspección no es implementado.
Figura 14.  Distribución de la Cantidad de Equipos de acuerdo a su nivel de riesgo, si el plan de inspección es implementado.
Figura 14. Distribución de la Cantidad de Equipos de acuerdo a su nivel de riesgo, si el plan de inspección es implementado.

En la siguiente tabla se muestra la distribución porcentual de los niveles de riesgo de los equipos, así como el efecto de la ejecución o no del plan de inspección recomendado por este estudio.

Tabla 4.- Distribución porcentual de la cantidad de equipos de acuerdo a los niveles de riesgo y tomando en cuenta la aplicación del plan de inspección.
Tabla 4.- Distribución porcentual de la cantidad de equipos de acuerdo a los niveles de riesgo y tomando en cuenta la aplicación del plan de inspección.

En la siguiente gráfica se muestra un caso específico de la evaluación de riesgo de Tanques de Almacenamiento, en donde se pudo visualizar los niveles de riesgo financieros de estos equipos y su ubicación de acuerdo al límite de riesgo aceptable para la organización.

Figura 15.  Ubicación del Nivel de Riesgo de Tanques de acuerdo a la curva de aceptación de riesgo financiero.
Figura 15. Ubicación del Nivel de Riesgo de Tanques de acuerdo a la curva de aceptación de riesgo financiero.

En la siguiente gráfica se muestra un caso específico de la evaluación de riesgo de Tanques de Almacenamiento, en donde se pudo visualizar los niveles de riesgo financieros de estos equipos y su ubicación de acuerdo al límite de riesgo aceptable para la organización.

Tabla 5.- Tabla con la reducción del nivel de riesgo de la Planta y el Plan de Inspección.
Tabla 5.- Tabla con la reducción del nivel de riesgo de la Planta y el Plan de Inspección.

En la siguiente tabla se muestra el listado de Planes de Inspección, así como las técnicas de inspección, próximas fechas de inspección, riesgo financiero para cada equipo, etc.:

Tabla 6.- Tabla con la reducción del nivel de riesgo de la Planta y el Plan de Inspección.
Tabla 6.- Tabla con la reducción del nivel de riesgo de la Planta y el Plan de Inspección.

Esta tabla muestra los beneficios económicos obtenidos por la reducción del riesgo de la planta y de sus equipos por la ejecución del plan de inspección recomendado:

Tabla 7.- Tabla de Ahorros Económicos por la Implementación del Plan de Inspección.
Tabla 7.- Tabla de Ahorros Económicos por la Implementación del Plan de Inspección.

Por último en la siguiente tabla se muestra los resultados de la Optimización del Programa de Inspección en Marcha (OSI Optimization):

Tabla 8.- Tabla de Resultados de la Optimización del Programa de Inspección en Marcha (OSI Optimization).
Tabla 8.- Tabla de Resultados de la Optimización del Programa de Inspección en Marcha (OSI Optimization).

Casos de éxito

A continuación se muestra un listado de los proyectos desarrollados con la aplicación de las bases conceptuales de la Tecnología Inspección Basada en Riesgo (IBR) para la Generación de Planes Óptimos de Inspección a Equipos Estáticos de una Instalación Petrolera: 1. Inspección Basada en Riesgos en una planta de tratamiento y acondicionamiento de Gas Natural, Arabia Saudita, (adjudicado en proceso de contratación) 2. Inspección Basada en Riesgos una planta de fraccionamiento de NGL, Arabia Saudita, (en ejecución) 3. Inspección Basada en Riesgo de ocho patios de tanques para el almacenamiento de productos de Hidrocarburos (64 tanques y 4 esferas), Arabia Saudita, 2013 4. Inspección Basada en Riesgos tres (3) plantas de procesos, Arabia Saudita, 2012. 5. Inspección basada en Riesgo para una planta de compresión de gas natural la empresa Repsol. Repsol. Venezuela. 2011. 6. Inspección basada en riesgo para ductos y oleoductos de la empresa Repsol. Venezuela. 2011. 7. Elaboración de Planes de Inspección Basado en Riesgo (IBR) para Circuitos de Tuberías Recipientes a Presión de las planta Carrasco, CHACO, Bolivia, 2008 8. Elaboración de Planes de Inspección Basada en Riesgo (IBR) para Circuitos de Tuberías y Recipientes a Presión de las planta La Vertiente, BG, Bolivia 2008 9. Inspección Basada en Riesgo de las plataformas costa afuera Akal C7 y C8, Pemex, México, 2007 10. Elaboración de Planes de Inspección Basada en Riesgo para la plataforma costa afuera MPP, Shell, 2006 11. Desarrollo de una herramienta de integridad que utiliza los modelos de las normas API-RP-570, ASME-31G, Shell-92 y BOI, Shell, Venezuela, 2006 12. Elaboración de guías y Capacitación en la Aplicación de Metodologías de Confiabilidad: Mantenimiento Centrado en Confiabilidad (MCC), Análisis de Criticidad (AC), Análisis Causa Raíz (ACR), Inspección Basada en Riesgo (IBR), Vida Útil Remanente (VUR), Redimensionamiento de Instalaciones (RI), PEMEX – México. Realizado con el IMP. 2006. 13. Estudio Inspección Basada en Riesgo (IBR) para las Plataformas costa afuera: Nohoch-A1 y Nohoch-Enlace, PEMEX, México, 2005 14. Determinación del periodo de inspección basado en Riesgo (IBR) para la Terminal Marítima Dos Bocas, PEMEX, México, 2005.

Conclusiones

  • La Tecnología de Inspección Basada en Riesgo (IBR), permite determinar los niveles de riesgo de los equipos y circuitos de tuberías, así como evaluar las posibilidades de reducción de riesgo de los mismos y así como también determinar los beneficios económicos de la implementación de los Planes de Inspección recomendados en estos estudios.
  • Esta metodología permite el direccionamiento de los recursos a las áreas, plantas, sistemas o equipos en donde se encuentra los mayores niveles de riesgo de la planta.
  • Esta metodología permite integrar las evaluaciones económicas en conjunto con los análisis de riesgos de los equipos evaluados en estos estudios, facilitando así la toma de decisiones para determinar la mejor estrategia de inspección de los equipos.
  • Esta metodología tiene las facilidades de realizar estudios de Análisis Costo Riesgo Beneficio para aplicaciones específicas como tanques, etc.
  • Como aspecto innovador con estos estudios se logran optimizar los programas de inspección en marcha y así determinar la cantidad de puntos de inspección requeridos para cada equipo o circuito de tubería.

Recomendaciones

Tomando en consideración las conclusiones generadas sobre la aplicación de la Tecnología de Inspección Basada en Riesgo (IBR) para la Generación de Planes Óptimos de Inspección a Equipos Estáticos en la Industria del Petróleo y Gas, tenemos:

  • Implantar esta metodología como herramienta en la optimización de planes de inspección y mantenimiento de equipos estáticos, así como la optimización del Programa de Inspección en Marcha.
  • Capacitar al personal encargado de la administración y cuidado de los equipos estáticos en la implementación de esta metodología de Diseño de Planes de Inspección Basada en Riesgo.
  • Divulgar la metodología empleada para mejorar la toma de decisiones al momento de seleccionar estrategias de inspección y mantenimiento en equipos estáticos.
  • Publicar este artículo en revistas de interés sobre el tema, así como su presentación en jornadas de Ingeniería de Confiabilidad, de Integridad Mecánica, etc.

Nomenclatura

CML Localización de Monitoreo de Condición (“Condition Monitoring Location”).
DFP Diagrama de Flujo de Procesos (PFD: “Proccess Flow Diagram”).
DTI Diagrama de Tubería e Instrumentación (PID: “Process and Instrumentation Diagram”).
IBR Inspección Basada en Riesgo.
MCC Mantenimiento Centrado en Confiabilidad.
OSI Inspección en Marcha (“On Stream Inspection”).
PLG Plano de Localización General.
TML Localización de Monitoreo de Espesor (“Thickness Monitoring Location”).

Referencias

(1) Yañez, M., Gómez de la Vega, H; Valbuena, G.; “Ingeniería de Confiabilidad y Análisis Probabilística de Riesgo”. Reliability and Risk Management, S.A; 2004
(2) Materán, E.; “Modelo para el Proceso de Toma de Decisiones Basado en el Análisis de Costos del Ciclo de Vida Para Proyectos de Mantenimiento de Equipos Estáticos”
(3) Riddell, H.; “Training Manual For Life – Cycle Costing”. England. The Woodhouse Partnership. 1999.
(4) Roush M.; Webb W., “Applied Reliability Engineering”, vol I, The Center for Reliability Engineering, University of Maryland. College Park. 1999.
(5) Medardo Y.; Perdomo L. “Ingeniería de Confiabilidad; Pilar Fundamental del Mantenimiento”, 2001.
(6) API-510. Pressure Vessel Inspection Code: Maintenance Inspection, Rating, Repair, And Alteration
(7) API-RP-580. Risk-Based Inspection
(8) API-581. Risk-Based Inspection Base Resource Document
(9) ASME Secc. VIII Div. I. Boiler And Pressure Vessel Code.
(10) ASME B31.3 Process Piping.
(11) ASME B31.G Manual For Determining The Remaining Strength Of Corroded Pipelines.
(12) ASME B31.4 Pipeline Transportation System For Liquid Hydrocarbons And Other Liquids
(13) ASME B31.8 Gas Transmission And Distribution Piping System
(14) ASME B31.8S. Supplement to B31.8 on Managing System Integrity of Gas Pipeline.
(15) API-570 Piping Inspection Code Inspection, Repair, Alteration, And Rerating Of In-Service Piping Systems.
(16) API-571. Damage Mechanisms Affecting Fixed Equipment in the Refining Industry.
(17) Recommended Practice DNV-RP-G101. Risk Based Inspection Of Offshore Topsides Static Mechanical Equipment.
(18) API-574. Inspection Practices for Piping System Components.
(19) API 579. Fitness-for-Service.
(20) API 650. Welded Steel Tanks for Oil Storage.
(21) API 653. Tank Inspection, Repair, Alteration and Reconstruction.
(22) API 1160. MANAGING SYSTEM INTEGRITY FOR HAZARDOUS LIQUID PIPELINES.
(23) STANDARES O NORMAS DE EMPRESAS DEL MEDIO ORIENTE – ARABIA SAUDITA

Autores:
Materán L. Elisaúl de J.
Rojas M. Elimar A.
Gutierrez U. Edwin E.
Hernandez M, José A.

 

 

 

 

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