Las tuberías son consideradas como el medio de transporte más seguro para la distribución de servicios; pero que requieren de planes de mantenimiento tanto predictivos como preventivos para garantizar su integridad mecánica.

En este sentido las empresas que transportan hidrocarburos gaseosos, han desarrollado planes de mantenimiento predictivo, basados en las inspecciones de gasoductos para visualizar las desviaciones que se presenten y aplicar las acciones de mantenimientos requeridos por estos Sistemas de Transmisión. En este trabajo, se hace hincapié en la modificación de la técnica de DCVG, para la evaluación de revestimiento, la inspección de herramientas de Flujo Transversal (TFL) para detectar grietas longitudinales y el método de reparación utilizado para eliminar las áreas afectadas por las grietas; presentando los beneficios obtenidos con la aplicación de este plan de mantenimiento predictivo de los Sistemas de Transmisión y Distribución de Gas.

Objetivo

Presentar los métodos de inspección y reparación de gasoductos con el fin de asegurar la integridad mecánica de los gasoductos que conforma Redes de Transmisión y Distribución de Gas; A fin de suministrar un suministro confiable a los clientes industriales, domésticos y comerciales, y los beneficios logrados con la aplicación de estas metodologías.

Introducción

La inspección de los Sistemas de Transmisión y Distribución de Gas, forman parte de las estrategias desarrolladas por los operadores para mantener la confiabilidad de las tuberías que conforman estos Sistemas, y definir las acciones de mantenimiento requeridas términos del costo-de beneficios para asegurar la vida útil y eficiente, visualizando las inspecciones como una inversión para garantizar la rentabilidad de los Sistemas de Transmisión.

A tales efectos aplican un plan de mantenimiento predictivo a los sistemas de Transmisión y Distribución que contempló las siguientes fases:

1. Recopilación de los históricos de las tuberías que incluirán año de construcción, niveles de presión de prueba hidrostática, grado de material de la tubería, características de los suelos.
2. Determinación de las inspecciones y frecuencias requeridas que permitirán asegurar la integridad física de las tuberías.
3. Desarrollo del Software que permitirán integrar las variables obtenidas de las diferentes inspecciones y determinar sus condiciones de riesgo y acciones de mantenimientos requeridos para mitigar estas condiciones y asegurar la vida útil de estas tuberías.

Con relación a lo anteriormente expuesto podemos indicar que las decisiones de mantenimiento del Sistema de Transmisión y Distribución de gas, están basadas a la gerenciación de los riesgos asociados a cada instalación.

Red nacional de gasoductos:

La Red Nacional de Gasoductos, esta conformada por cuatro Sistemas que a continuación se describen:

1. Sistema 1; conformado por 250 kms. de gasoductos, 06 clientes industriales y que transmite 400 MMPCD.
2. Sistema 2; conformado por 526 kmst. de gasoductos, 24 clientes industriales y que transmite 400 MMPCD.
3. Sistema 3; conformado por 2000 kms. de gasoductos, 1.400 clientes industriales, 200.000 clientes domésticos y que transmiten 700 MMPCD.
4. Sistema 4; conformado por 460 kms. de gasoductos, 43 clientes industriales, 200.000 clientes domésticos y que transmite 300 MMPCD.

Métodos de inspección

Para asegurar la transmisión de los 1.800 MMPCD y la integridad mecánica de los 5.000 kms. de tubería que conforman la red nacional de gasoductos antes indicada, la empresa aplicó la siguiente metodología para inspeccionar los gasoductos.

Inspecciones visuales

Está conformada por las inspecciones paso/paso, las operacionales y las inspecciones aéreas. En esta inspección se detectan los siguientes aspectos:

Aspectos Demográficos: Determinar las construcciones en la cercanía de los gasoductos que limite las condiciones operacionales de los gasoductos, por cambios de su clasificación de área.

Aspectos Operacionales: Determinar franjas, filtraciones, condiciones mecánicas de los gasoductos, que afecten su operación normal.

Aspectos Geográficos: Determinar estabilidad del terreno, soportación, cruces de ríos y/o quebradas, que afecten la integridad de las tuberías.

Inspecciones del sistema de protección catódica

En este particular se efectúan las siguientes actividades:

Inspección de Aislaciones: Para determinar las condiciones de las empacaduras y manguitos aislantes, y medir las posibles fugas de corriente del sistema.

Inspección de Rectificadores: Permite determinar niveles de corriente, resistencia del circuito de protección catódica y calidad de la onda rectificada.

Cobertura de Rectificadores: Permite determinar el alcance de protección catódica de cada uno de los rectificadores asociados a los sistemas.

Balance de Rectificadores: Permite el solape de rectificadores y la distribución uniforme de la corriente requerida para la protección catódica.

Levantamiento de Potencial On/Off: Permite determinar los sectores con fallas de protección, que pueda estar asociados al revestimiento protector, interferencias eléctricas o de ciencias en la cobertura de los rectificadores.

Inspección revestimiento

De acuerdo a los resultados obtenidos en el levantamiento de potencial, se inspecciona las condiciones del revestimiento, en aquellos sitios donde el potencial de protección está por debajo de –0,85V; esta evaluación se realiza aplicando las siguientes técnicas:

Intervalos Cortos: Es un levantamiento de potencial metro/metro y permite ubicar los sitios donde existe de ciencia de protección catódica.

DCVG: Es una metodología donde se mide el gradiente de voltaje al aplicar una corriente determinada, con respecto al suelo, a fin de determinar áreas con fallas de revestimiento; es una de las técnicas más utilizadas en la actualidad debido a su precisión en la ubicación de fallas de revestimiento.

Estas técnicas antes mencionadas presentan precisión cuando son utilizadas en campo traviesa, y son imprecisas cuando se utilizan en pavimentos y asfaltos, debido a la alta resistividad de estos elementos; en tal sentido, se modificó el procedimiento de utilización del DCVG, para su utilización en pavimentos y asfaltos; logrando una precisión cercana a la obtenida cuando se utilice el equipo en campo traviesa.

Esta modificación consistió en:

1. Modificación del electrodo.
2. Se utilizaron clavos de acero, de baja resistividad, para reducir la distancia entre la tubería y el electrodo e integrarlo como parte del sustrato para mejorar las señales de gradiente de voltaje medido por el instrumento.

Con la aplicación de esta técnica se logró:

1. Reducir horas/hombres, números de equipos, y permisología para la rotura de pavimento requerido por la aplicación de la técnica convencional.
2. Localización en forma precisa las fallas de revestimiento, reduciendo los costos asociados a apertura de calicatas para la ubicación y reparación de estas fallas.
3. Jerarquizar las fallas detectadas por su condición anódica y/o catódica, lo que permite elaborar planes de reparación a corto, mediano y largo plazo.
4. Reducir los costos de 2.800 Bs/Ml a 1.800 Bs/Ml., con respecto a la técnica convencional.

Inspecciones instrumentadas

Otras de las metodologías aplicada fue la de inspecciones instrumentadas, relacionadas con los resultados obtenidos en las inspecciones visuales, de los sistemas de protección catódica y las evaluaciones de revestimiento.

Entre estas inspecciones se encuentra:

1. Inspecciones Geométricas: Que determinan las condiciones de geometría de las tuberías.
2. Inspección de Espesores: Que determinan las perdidas de espesor en las tuberías producto del proceso de corrosión, tanto interno como externo.

Estas herramientas detectan y dimensionan las fallas localizadas a lo largo de las tuberías; y adicionalmente ubican su posición horaria y la caracterización externa o interna de la anomalía.

Entre las técnicas utilizadas por estas herramientas están:

1. MFL: Que son herramientas convencionales para detectar pérdidas de espesor y grietas, orientadas en el sentido radial de la tubería.
2. TFL: Que son herramientas con tecnologías no convencionales y que permiten detectar grietas orientadas en el sentido de flujo de las tuberías.

En el caso de la empresa evaluada, el 100% de las tuberías del Sistemas de Transmisión fueron inspeccionadas con herramientas que utilizan la técnica MLF, permitiendo su acondicionamiento para operar a 900 Psig.

En el caso de presencia de grietas en uno de los gasoductos de gasoducto 26” de diámetro y de 300 kms. de longitud, se evaluaron las diferentes técnicas para determinar grietas en el sentido axial, debido a la problemática que se presentaba por la ubicación de grietas en este sentido; a tales efectos se evaluaron las siguientes opciones:

1. Ultrasonido: Estas herramientas requieren del llenado de tubería con un liquido que permitiera el acople de sus traductores y la pared de la tubería, lo que limita su uso en gasoductos.
2. Onda Elástica: Estas herramientas utilizan transductores ultrasónicos, en ruedas que contienen líquido que permite el acople con la pared de la tubería, a fin de inspeccionar tanto gasoductos como oleoductos.
3. TFL: Son herramientas que utilizan la técnica del flujo magnético, pero en forma transversal a diferencia de las herramientas MFL que lo utiliza en forma axial; esto para poder detectar las grietas orientadas longitudinalmente.

En caso del gasoducto antes indicado, se escogió la técnica del TFL, debido los costos asociados al uso de otras tecnologías que estaba en el orden de 8.000 $/km (onda elástica) y de 11.000 $/Kmts (ultrasonido) con respecto a 3.700 $/kmts de la herramienta TFL.

Con la aplicación de la técnica TFL se logró:

• a) Detectar: 360 grietas; que requierían efectuarles estudios de flexibilidad para visualizar si limitan la presión de operación de 900 psig de este gasoducto.
• b) La precisión de esta herramienta, los datos de validación en campo la ubica por encima de un 90%, que para el caso de este tipo de herramienta es bastante alto; la herramienta de MFL presentan una precisión de aproximadamente el 80%.

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Métodos de reparación de grietas

Para reparar los sectores afectados por presencia de grietas se aplicaron los siguientes métodos:

Corte y Empalme: Que consiste en reemplazar el tramo de tubería afectado.

La colocación de inserto mas camisa de refuerzo tipo B: Metodología desarrollada por PDVSA-Gas, basado en los códigos API y ANSI B31.8.

Este método, consiste en eliminar el área afectada, colocar un inserto y posteriormente la camisa de refuerzo; los ensayos de aplicación de esta técnica fueron realizados en Guacara en tres probetas, donde se simularon los diferentes escenarios de reparación, a saber:

1. Eliminación del área del defecto y colocación de camisa de refuerzo.
2. Eliminación del área del defecto y colocación del inserto.
3. Eliminación del área del defecto y colocación del inserto y la camisa de refuerzo.

En los tres casos antes señalado la tubería soporta los niveles de presión, por encima de 1.800 Psig, fallando en otros sectores de la tubería diferente a los sectores reparados.

Adicionalmente los costos asociados a estas reparaciones están en el orden de 5.00 MMBs. en comparación de la técnica del reemplazo que está en el orden de los 25 MMBs; si extrapolamos estos costos a los defectos registrados por la herramienta, tenemos lo siguiente:

1. Con reemplazo: 1.4 MMBs.
2. Con Metodología del Inserto más camisa: 0,28 MMBs. representó un beneficio para la empresa de aproximadamente 1.12 MMBs.

Riesgo de corrosion

En la presente gráfica se puede observar los perfiles superpuestos del levantamiento de potencial y la resistividad de suelo, donde se logran apreciar los sitios donde el suelo es agresivo por su baja resisitividad que al combinarlo con los niveles de voltaje “o ” de la tubería se obtiene la potencialidad del riesgo por corrosión al cual esta sometida dicha tubería; Este riesgo se clasifica en:

• De 0-2000 como riesgo alto de corrosión.
• De 2000-5000 riesgo moderado.
• De 5000-10000 riesgo leve.
• De 10000 en adelante como mínimo riesgo.

Sistema integración de variable de inspección

Adicionalmente se desarrolló un software, denominado Sistema Integración de Variables, que permite bajo una sola plataforma manejar los resultados de las diferentes inspecciones, a fin de determinar las causas de las desviaciones y aplicar las acciones de mantenimiento que corresponden para mitigar estas causas.

Beneficios

La implantación de este plan permitió la empresa obtuvo los siguientes beneficios:

Económicos

Reducción en un 50% de los costos del mantenimiento al:

1. Orientar las políticas de mantenimiento hacia el mantenimiento predictivo.
2. Prolongar la vida útil de las tuberías.
3. Optimar la visión de mantenimiento a corto, mediano y largo plazo.

Incrementar las ganancias netas de en un 35 % al optimar la aplicación del mantenimiento a las instalaciones.

Los beneficios antes indicados se pueden apreciar en la imagen 1.

Operacionales

Garantizar la integridad mecánica de las instalaciones al:

1. Disponer de mecanismos de control de los sistemas de protección catódica, revestimiento e inspecciones instrumentadas.
2. Predecir en forma oportuna el envejecimiento del revestimiento.
3. Controlar en forma estadística las variables de inspección.

Lecciones aprendidas

La aplicación de la filosofía del mantenimiento de tubería orientada hacia el predictivo y al manejo del riesgo, asegurando su integridad mecánica, permitió la identificación de los siguientes aspectos:

1.- La identificación de riesgos asociados a la probabilidad y consecuencias de las fallas en tuberías, a fin de orientar los recursos hacia esas áreas y minimizar el impacto a clientes, personas y al ambiente.

2.- Determinar las acciones de mantenimiento a corto, mediano y largo plazo; reorientando los recursos hacia las actividades de mayor impacto.

3.- Optimar las frecuencias de inspecciones instrumentadas, con el control a otras variables asociadas a los sistemas de protección catódica.

4.- Obtener la información que permita predecir el comportamiento del equilibrio tubería-suelo.

Conclusiones

De lo anteriormente expuesto podemos concluir lo siguiente:

1.- La aplicación del Plan de Mantenimiento basado en la predicción y administración del riesgo permitió reducir los gastos en un 50% e incrementar la ganancia en un 35%.

2.- Los métodos de inspección que incluyen las inspecciones visuales, sistemas de protección catódica, instrumentadas y evaluación de mantenimiento, visualizadas a una sola plataforma permite determinar las causas de las desviaciones y las acciones de mantenimiento requeridas para mitigar dichas causas.

Recomendaciones

1.- Difundir la potencialidad de esta metodología a fin de aplicarlo a los sistemas de transmisión y distribución de fluidos; para fomentar la creación de una base de dato a nivel de la Corporación que permita facilitar la búsqueda de soluciones a situaciones comunes.

2.- Desarrollar a nivel Corporativo un programa de formación en las distintas técnicas, aprovechando las experiencias en mantenimiento predictivo aplicadas en las diferentes Organizaciones para incrementar la potencialidad de su eficiente utilización.

3.- Evaluar los beneficios obtenidos en las diferentes Organizaciones, con la aplicación de metodologías basadas en le mantenimiento predictivo con el objeto de integrar un plan corporativo que permita la reducción de los costos de mantenimiento y el incremento de las ganancias netas de cada negocio.

Referencias

1. Yacobone, Sabino: Sistema Sensor para Gradiente de Voltaje. Caracas, 1999.
2. Pipeline Integrity International: Sistemas de Transmisión. Buenos Aires,1996.
3. ANSI B31.8
4. Gustavo, Acuña: Inspección Sistemas de Transmisión. Valencia, 1998.
5. Sequera, Nestor: Metodología de
6. Reparación de Grietas.Valencia, 1999.

Autor: Gustavo Acuña
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