Criterio de probabilidad de falla aceptable como premisa para el reemplazo de segmentos de tubería en gasoducto de 10” ø

Introducción

A medida que transcurren los años de operación en los gasoductos el deterioro de la integridad mecánica se convierte en una amenaza importante para las empresas en la industria del petróleo y gas, uno de los factores que mayor incide en la integridad de las líneas es el mecanismo de corrosión, tanto interna como externa, esta amenaza se hace aun mayor cuando los métodos de control de corrosión están ausentes o trabajan deficientemente (Tratamiento Químico, Protección Catódica, Revestimiento).

Por lo anteriormente mencionado al ingeniero de confiabilidad se le presentan las siguientes interrogantes: ¿Cómo saber si un gasoducto todavía brinda confiabilidad en el transporte del gas desde el punto de vista de integridad mecánica?, ¿Existe algún valor de referencia de probabilidad de falla aceptable?, de ser así ¿Existe alguna norma que proponga una referencia?

En el análisis que se muestra a continuación, se determinó mediante la metodología de física del deterioro y esfuerzo-resistencia la probabilidad de falla de un gasoducto de 10” Ø en función de la información proveniente de inspecciones instrumentadas, visuales y reparaciones realizadas, con el n de cotejar los resultados obtenidos con los valores de probabilidad de falla aceptables propuesto por la Norma DNV-OS-F101 y así identificar los segmentos de tubería que representan mayor impacto en la confiabilidad del activo.

Términos básicos

Distribuciones Paramétricas: son funciones matemáticas teóricas, que describen la forma en que se espera que varíen los resultados de un experimento, es decir, funciones matemáticas que relacionan los diversos probables valores que puede tomar una variable aleatoria, con la probabilidad de ocurrencia de cada uno de ellos.

Análisis Esfuerzo – Resistencia: El análisis Esfuerzo-Resistencia tiene como premisa el hecho de que las fallas son el resultado de una situación donde el esfuerzo aplicado excede la resistencia, además son usados en el sentido más amplio de la palabra; es decir, el esfuerzo pudiera ser la presión de operación, mientras la máxima presión de operación permisible sería la resistencia.

Punto Caliente de Corrosión: Son aquellas zonas de la tubería con gran acumulación tanto de indicaciones de corrosión, como un alto porcentaje de área corroída en función de las indicaciones totales de la tubería y el área corroída total respectivamente.

Estado Límite: Se define como un estado más allá del cual la estructura ya no satisface un diseño particular requerido.

Nomenclatura

tremanente = Espesor Remanente (pulgadas).
t = Espesor de pared de Tubería (pulgadas).
d = Profundidad Simulada de la indicación (pulgadas).
do = Profundidad Actual de la indicación (pulgadas).
L = Longitud Simulada de la indicación (pulgadas).
Lo = Longitud Actual de la indicación (pulgadas).
Vc = Velocidad de Corrosión (pulgadas /año).
Vcl = Velocidad de Corrosión Longitudinal (pulgadas /año).
M = Factor de Folias.
Sflow = Esfuerzo de Flujo (Psi).
Sf = Esfuerzo de Falla (Psi).
So = Esfuerzo de Operación (Psi).
Pf = Presión de Falla (Psi).
Z = Función de estado Limite.
Pr = Probabilidad de Falla.
S = Esfuerzo.
R = Resistencia.
D = Diámetro Externo de Tubería (pulgadas).

Descripción del gasoducto

A continuación se presentan las características principales del sistema a evaluar.

  • Tipo de Tubería: API 5L Grado B Sin Costura.
  • PSL 1 Diámetro10″ Ø.
  • Espesor de Pared: Schedule 40 (9,52 mm).
  • Fecha de Construcción: 1966.
  • Tipo de Soldadura: Circunferencial ERW.
  • Tipo de Revestimiento: Polietileno de Alta Densidad.
  • Fluido de Trabajo: Gas Natural.
  • Longitud total (Km): 19.2 Km.
  • Válvulas de Bloqueo: 08.
  • Capacidad Máxima de Diseño: 80 MMPCND.
  • Presión de Operación: 300 psi.
  • Presión de Diseño: 1030 psi.

Metodología para el cálculo de probabilidad de falla basado en física del deterioro y esfuerzo-resistencia

Tomando como base los datos obtenidos en la corrida instrumentada realizada en el 2005, se procedió a realizar una simulación de crecimiento en profundidad desde el año 2005 al 2025, en las indicaciones con pérdida de espesor mayor o igual al 50%. Esta simulación de crecimiento se basa en la premisa de que los sistemas de protección contra la corrosión (Revestimientos, SPC) no han mitigado de manera eficiente el avance de corrosión interna y externa desde los resultados de la última inspección al presente (Peor escenario), por lo que las profundidades de perdida de metal experimentaron un aumento a la velocidad de corrosión estimada.

Con las variables parametrizadas como se mostrará más adelante y las velocidades de corrosión definidas, se procedió a calcular la progresión de las indicaciones en el tiempo de estudio, por medio de las ecuaciones mostradas a continuación:

Luego de simular la progresión de la indicación en el tiempo, se procedió a determinar los valores de confiabilidad y probabilidad de falla del gasoducto mediante un análisis de Esfuerzo-Resistencia se utilizo las ecuaciones propuestas por la norma ASME B31G 2012, las cuales sirven para determinar el esfuerzo remanente en tuberías corroídas.

La norma ASME B31G establece las ecuaciones para el esfuerzo de falla considerando un factor de Folias diferente de acuerdo a la longitud del defecto:

Para z ≤ 50

Para z > 50

Esfuerzo de Falla (Sf) y Presión de Falla (Pf):

Esfuerzo de Operación (So):

El modelo Esfuerzo (S) – Resistencia (R) utilizado de acuerdo con la Norma ASME 31G 2012 es el siguiente, por lo cual la función de estado limite queda de la siguiente manera:

Donde todo valor por debajo de la unidad nos describe un escenario confiable, caso contrario nos describe un escenario de falla.

Probabilidad de falla de una indicación:

Donde la probabilidad de falla para los segmentos de tubería y del gasoducto completo es:

Para la evaluación del gasoducto se procedió a seccionar el mismo en seis (6) segmentos esto con el fin de evaluar cada uno de estos bajo el contexto operacional al cual se encuentran sometidos (Puntos Calientes, Tipo de Terreno, Tramo Enterrado o Superfcial). Ver Figura N°1.

Debido a lo mencionado anteriormente se procedió a utilizar la metodología de puntos calientes para identificar las áreas de concentración de corrosión y así poder diferenciar los segmentos, además de los puntos calientes para ubicar las zonas de corrosión más activas a lo largo del gasoducto se tomo en cuenta zonas enterradas y superficiales, reemplazos realizados y cambio de rutas.

Una vez realizada la metodología de puntos calientes el gasoducto fue segmentado tal como se muestra en la tabla N°1.

Paralelamente se procedió a seleccionar las indicaciones más críticas en el gasoducto según la corrida instrumentada por el método de MFL (Magnetic Flux Leakage) efectuada en el año 2005, para estos se seleccionaron todas aquellas indicaciones con una pérdida de espesor mayor al 50 %, totalizando 300 indicaciones a ser evaluadas mediante la metodología descrita, estas indicaciones se encuentran ubicadas a lo largo del gasoducto y distribuidas en los seis (6) segmentos identificados para el análisis.

Para cada cálculo realizado en el presente análisis se utilizaron variables aleatorias para representar el comportamiento de las indicaciones bajo un enfoque probabilístico. De esta manera conociendo la incertidumbre asociada a cada una de las variables presentes podemos calcular de manera más realista la confiabilidad y probabilidad de falla del gasoducto. A continuación, se presentan las distribuciones de probabilidad utilizadas con sus parámetros de forma.

Tabla N°1. Segmentación para el Análisis de Gasoducto.
Tabla N°1. Segmentación para el Análisis de Gasoducto.
Tabla N°3. Valores y Distribuciones de Probabilidad.
Tabla N°2 Valores y Distribuciones de Probabilidad.
Nota: Vc. Velocidad de Corrosion Profundidad, Vcl: Velocidad de Corrosión Longitudinal.

Teniendo las distribuciones de probabilidad definidas, así como las indicaciones por corrosión externa a analizar se prosiguió a realizar el cálculo de probabilidad de falla para el gasoducto, estos valores se comparan con los establecidos en la Norma DNV-OS-F101 la cual establece valores permisibles de probabilidad de falla de acuerdo a las condiciones del gasoducto (entorno y producto manejado).

Tabla N°4. Clases de Seguridad y Probabilidad de Falla Anual Objetivo para Estado Limite Ultimo.
Tabla N°3. Clases de Seguridad y Probabilidad de Falla Anual Objetivo para Estado Limite Ultimo.
Fuente: Norma DNV-OS-F101.

Según la norma DNV-OS-F101 la clase de seguridad “Alta” deberá ser usada para áreas con frecuente actividad humana, razón por la cual en el presente estudio el objetivo de probabilidad de falla para estado límite último es < 10-5.

Premisas

  • Todos los datos de indicaciones presentes en este estudio fueron obtenidos de inspección instrumentada realizada en el año 2005.
  • Los objetivos de probabilidad de fallas fueron establecidos de acuerdo a la norma DNV-OS-F101 donde se establece una probabilidad de falla admisible para estado limite ultimo, cabe mencionar que el estado ultimo para tuberías seria colapso y/o fuga, es decir, la perdida de contención del recipiente.

Objetivo de Probabilidad de Falla para Estado Limite Último: 10-5

  • En el presente estudio se realizo proyecciones de la integridad del gasoducto en base a daños por corrosión con un horizonte de 20 años partiendo desde el momento de la adquisición de la data de la inspección instrumentada (Año 2005).
  • Todas las estimaciones de velocidad de corrosión fueron estimadas de forma lineal, al ser el único método con los datos disponibles del gasoducto.
  • Según la información registrada el gasoducto presenta dos reemplazos importantes los cuales fueron considerados en este análisis, primero el reemplazo en el año 1999 desde la progresiva 15+254 hasta la progresiva 19+280 que comprende los segmentos #5 y # 6, segundo el cambio de trayecto superficial por enterrado en el año 2002 desde la progresiva 4+377 hasta la progresiva 11+521 que comprende los segmentos #2 y # 3.
  • Se determinaron valores de factor de seguridad de acuerdo a la población cercana al gasoducto según la norma ASME B31.8 2012.
    • Tramo desde Progresiva 0+000 hasta
      Progresiva 4+395. Localidad Clase 4.
    • Tramo desde Progresiva 4+395 hasta
      Progresiva 13+964. Localidad Clase 3.
    • Tramo desde Progresiva 13+964 hasta
      Progresiva 19 + 280. Localidad Clase 1.
  • Los factores de seguridad para el cálculo de probabilidad de falla fueron de acuerdo a la norma ASME B31.8 2012 conforme a la clase de localidad establecida en el punto anterior.

Análisis de resultados

Para el análisis de resultados presentado a continuación se consideró como amenaza predominante para la integridad del gasoducto el mecanismo de corrosión externa, ya que el periodo de tiempo en el cual la probabilidad de falla por corrosión externa supera el valor de probabilidad de falla aceptable es mucho menor al tiempo por corrosión interna.

Para el análisis de la corrosión interna se realizo el estudio de los puntos calientes, encontrándose dos zonas importantes de actividad de corrosión desde la progresiva 0 hasta la 4+500 y desde la progresiva 12+700 hasta 15+200 como se muestra en la figura N° 2.

Figura N°2. Puntos Calientes de Corrosión Interna.
Figura N°2. Puntos Calientes de Corrosión Interna.
Fuente: Propia.

Para el caso de corrosión externa el cual es la principal amenaza para la integridad del gasoducto, se determinaron los puntos calientes y una vez detectadas estas zonas se procedió a determinar la velocidad de corrosión en cada uno de los segmentos, para así poder determinar la probabilidad de falla de los segmentos y su vez la del gasoducto.

Figura N°3. Probabilidad de Falla por Corrosión Interna.
Figura N°3. Probabilidad de Falla por Corrosión Interna.
Fuente: Propia.
Figura N°4. Puntos Calientes de Corrosión Externa.
Figura N°4. Puntos Calientes de Corrosión Externa.
Fuente: Propia.

En la figura anterior se puede observar dos zonas de alta actividad de corrosión una primera de gran longitud desde la progresiva 8+000 hasta la 15+200 la cual esta dividida en dos segmentos debido a que este tramo presenta recorrido tanto superficial como enterrado, y una segunda zona justamente antes de la llegada del gasoducto a una planta de generación de vapor, el cual es un tramo principalmente enterrado.

Todos estos elementos contribuyen a la probabilidad de falla del gasoducto lo cual vemos representado en la figura N°4, donde se muestra la proyección de la condición del gasoducto bajo el contexto operacional actual, donde se puede evidenciar como el activo no garantiza los valores de probabilidad de falla aceptables, como ejemplo podemos mencionar los cálculos para el año 2015 en el cual el gasoducto presenta una probabilidad de falla de 61% cuando los objetivos de probabilidad de falla para este gasoducto según la norma DNV-OS-F101 deberían encontrarse por debajo del 0.00001 %.

De igual manera se realizó una proyección para el gasoducto considerando en este caso el reemplazo de la tubería desde la progresiva 8+000 hasta la progresiva 19+280, simulando la ejecución del reemplazo en el año 2015, se puede visualizar como la probabilidad de falla del gasoducto disminuye de manera significativa en el año 2016, según la simulación realizada a partir del sexto año (año 2021) de la realización del reemplazo los valores de probabilidad de falla se ubicarían de nuevo por encima los objetivos de probabilidad de falla establecidos bajo las condiciones actuales de deterioro, principalmente debido a la influencia de la velocidad de corrosión externa reportada en los segmentos #5 y #6 (Progresiva 15+254 hasta 19+280), debido a la ausencia de sistemas de protección contra la corrosión (Sistemas de Protección Catódica). En la figura N° 7 podemos ver la probabilidad de falla de los dos escenarios en función del tiempo.

Escenario: Condición Actual

Bajo la condición actual podemos ver como desde el momento de la inspección instrumentada el gasoducto se encontraba con valores por encima de los objetivos de probabilidad de falla, esto principalmente atribuido a los segmentos N°3 y N°6 (Progresiva 8+000 hasta Progresiva 11+521, Progresiva 18+000 hasta Progresiva 19+277) las cuales representan en estos primeros años los segmentos más críticos, sin embargo a medida que nos acercamos al año 2015 los segmentos desde el N°3, N°4, N°5 y N°6 (Progresiva 8+000 hasta Progresiva 19+277) tiene valores de probabilidad de falla mayor al 50%.

Figura N°6. Probabilidad de Falla Condición Actual.
Figura N°6. Probabilidad de Falla Condición Actual.
Fuente: Propia.

Escenario: Reemplazo de Segmentos N°3 hasta N°6.

Con el objetivo de estimar la probabilidad de falla del gasoducto incluyendo la ejecución de trabajos de reemplazo se simulo el escenario con la realización de un reemplazo desde la Progresiva 8+000 hasta la Progresiva 19+277. Como se puede observar en la figura N°6 la probabilidad de falla por corrosión externa cae a niveles aceptables a partir del momento del reemplazo (Año 2015), para luego aumentar a valores no aceptables en el año 2021 según los objetivos de confiabilidad establecidos por la norma DNV-OS-F101 bajo el contexto operacional presente.

Figura N°7. Probabilidad de Falla Condición Actual vs Reemplazo.
Figura N°7. Probabilidad de Falla Condición Actual vs Reemplazo.
Fuente: Propia.

Además se calculó la posibilidad de falla por colapso mecánico o fuga del gasoducto por medio del factor de Folias bajo las condiciones operacionales actuales, donde podemos afirmar tal como se muestra en la figura N°7 que bajo las circunstancias actuales de operación(MOP 300 psi) el gasoducto tiende a fallar por fuga antes que por colapso, lo que es de gran importancia debido a que las fallas por colapso mecánico representan mayores consecuencias principalmente en zonas pobladas (Progresiva 0+000 hasta Progresiva 4+395, Clase 4).

Figura N°8. Falla por Ruptura o Fuga.
Figura N°8. Falla por Ruptura o Fuga.
Fuente: Propia.

Conclusiones

  • La alta probabilidad de falla del gasoducto de 10”Ø en los primeros años es debido principalmente al factor de corrosión externa en los segmentos N°4 y N°6 (Progresiva 8+000 hasta Progresiva 11+521, Progresiva 18+000 hasta Progresiva 19+277), situación similar a la presentada por los segmentos N°4 y N°5 a partir del año 2020.
  • La probabilidad de falla debido a corrosión interna satisface los objetivos de confiabilidad hasta el año 2035, por lo que no representa una seria amenaza a corto plazo.

Recomendaciones

  • Realizar reemplazo de los segmentos que representan mayor amenaza en el funcionamiento del gasoducto, como lo son los segmentos N°3, N°4, N°5 y N°6 (Progresiva 8+000 hasta Progresiva 19+277).
  • Reestablecer el sistema de protección catódica del gasoducto, desde la progresiva 15+254 hasta la progresiva 19+277 zona que reporta mayores velocidades de corrosión en el gasoducto, además realizar mediciones de potenciales periódicas a lo largo de todo el gasoducto (CIPS) bajo los métodos propuestos por la NACE TM 0497, con el fin de evaluar la eficiencia del sistema de protección catódica.
  • Programar inspección instrumentada (High Resolution MFL) del gasoducto a los 5 años de haber realizado el reemplazo propuesto con el fin de detectar de manera temprana cualquier indicación que pudiera comprometer la confiabilidad del activo.
  • Realizar estudios de densidad poblacional, con la intención de detectar las zonas de mayor consecuencia de posibles fallas y así poder jerarquizar actividades de mantenimiento correctivo y preventivo.
    • Adoptar la práctica recomendada NACE RP 0502 la cual establece realizar al menos dos evaluaciones de tipo indirecto como DCVG y CIPS para evaluar la efectividad del sistema contra la corrosión.

Referencias

  • ASME B31.8-2012 “Gas Transmission and Distribution Piping Systems”.
  • ASME 31G-2012“Manual for Determining the Remaining Strength of Corroded Pipelines”.
  • ASME 31.8S-2012 “Managing System Integrity of Gas Pipelines”.
  • ASME STP-PT-048 “Criteria for Reliability-Based Design and Assessment for ASME B31.8 Code”.
  • DNV-OS-F101 “Submarine Pipeline Systems”.
  • DNV-RP-F101 “Corroded Pipelines”.
  • NACE RP 0502 “Standard Recommended Practice Pipeline External Corrosion Direct Assessment Methodology”.
  • NACE TM 0497 “Measurement Techniques Related to Criteria for Cathodic Protection on Underground or Submerged Metallic Piping Systems”.
  • Musta a, Zahiraniza. “Developments in Reliability-Based Assessment of Corrosion”.
  • J. M. Hallen, F. Caleyo and J. L. Gonzalez “Probabilistic Condition Assessment of Corroding Pipelines in Mexico”.
  • Hopkins, Phil. “The Assessment of Corrosion in Pipelines – Guidance in the Pipeline Defect Assessment Manual (PDAM)”.
  • Khan, Faisal y Col. “Application of Probabilistic Methods for Predicting the Remaining Life of O shore Pipelines”.

Autor: Diego Nava
Ingeniero de Confiabilidad
Gerencia de Confiabilidad Operacional PDVSA Occidente
Venezuela
Correo: navadk@pdvsa.com / ing.dano@gmail.com

1 Comentario

  1. JOSE RAFAEL LOPEZ FARRERA

    Falta la Figura 1

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