Modelo de Confiabilidad con Metodología RAM para un sistema de bombeo de agua de inyección

Resumen

El siguiente trabajo presenta la aplicabilidad de la metodología RAM (Reliability, Availability, Maintainability) para un sistema de bombeo de agua de inyección para recuperación secundaria de hidrocarburos, con información y data recolectada a partir de históricos de mantenimiento de plantas, criterios de expertos y bases de datos de falla de activos para la industria offshore OREDA®. El modelamiento a realizar tiene como fin desarrollar una metodología para solucionar problemas de pérdidas de contención de fluidos peligrosos/inflamables que puedan generar fatalidades o producir impactos ambientales negativos, altos costos de mantenimiento, perdidas por lucro cesante, entre otros. Con este proyecto se espera llegar a un conocimiento profundo de metodologías de confiabilidad para integridad de activos.

Palabras clave: Confiabilidad, Mantenimiento, Disponibilidad, Sistemas de bombeo de inyección. 

I. Introducción

La confiabilidad ha sido en los últimos años una herramienta útil para la gestión de integridad de activos en plantas industriales, su importancia radica en el análisis detallado de las fallas potenciales del sistema, operatividad y tiempos de reparación en sistemas simples o complejos, a partir de este modelamiento soportar la toma de decisiones de mantenimiento e inspección, en términos de tareas de mantenimiento buscando mitigar las potenciales fallas analizadas, frecuencias de tareas de mantenimiento con ayuda de las gráficas de confiabilidad y determinación de la confiabilidad tolerable para el sistema, por ultimo duración de las tareas de mantenimiento, gracias a la información graficada del indicador RAM mantenibilidad teniendo en cuenta las metas de mantenimiento de las compañías.

El objetivo principal del proyecto es establecer y desarrollar una metodología clara y práctica del análisis RAM, usando como ejemplo su aplicabilidad a un sistema de bombeo de inyección para recuperación secundaria de crudo, para alcanzar este propósito es necesario realizar un análisis de modos de falla y criticidad, consecuencias de desviaciones de proceso o cualquier otra técnica de evaluación de riesgos que ayude a observar el comportamiento de los equipos del sistema, también es necesaria una recolección de información de históricos de mantenimiento, criterio del personal de la planta y bases de datos de confiabilidad del tipo de sistema a estudiar.

II. Recuperación secundaria de crudo

La recuperación secundaria es toda actividad encaminada a una recuperación de hidrocarburos adicional a la que se obtendría con la energía propia del yacimiento, impartiendo al yacimiento una energía externa, cualquiera que sea. Continuamente, esta energía se imparte al yacimiento ya sea en forma mecánica o calorífica: la energía en forma mecánica se suministra al yacimiento cuando se inyectan a éste fluidos líquidos o gaseosos que desplazarán al aceite remanente en el yacimiento.

La energía en forma calorífica se imparte al yacimiento cuando se inyecta a este vapor de agua o cuando se desarrolla una combustión en el seno de la roca. Existe además el concepto de calentamiento en el fondo del pozo, que en el aspecto en que afecta al yacimiento en su recuperación, se pueden analizar sus efectos en la recuperación secundaria. Tradicionalmente, en sus orígenes, desde fines del siglo pasado y principios del presente, al agotarse la energía propia de los yacimientos y disminuir consecuentemente la producción hasta hacerse incosteable o poco atractiva, se acudió a inyectar: aire, gas natural o agua para mantener la presión y aumentar la producción, así como la recuperación final de los hidrocarburos. Loreto, 1976.

III. Análisis RAM

El análisis RAM es una técnica de análisis que cuantifica la confiabilidad, disponibilidad y mantenibilidad de un sistema complejo. Esta herramienta utiliza información sobre fallas de componentes de sistemas para generar distribuciones de probabilidad que el mismo puede tomar durante su funcionamiento. Caña, 2006.

Confiabilidad

Es la propiedad de un sistema (elemento, componente o parte) de cumplir las funciones previstas para él, manteniendo su capacidad de trabajo bajo los regímenes y condiciones de explotación prescritos y durante el intervalo de tiempo requerido. De igual manera representa la probabilidad de que un equipo o sistema, funcione sin fallas durante un período de tiempo bajo condiciones normales. Es decir, la capacidad de un ítem de desempeñar una función requerida, en condiciones establecidas. Mora, 2011.

Disponibilidad

La disponibilidad, objetivo principal del mantenimiento, puede ser definida como la confianza de que un componente o sistema que sufrió mantenimiento, ejerza su función satisfactoriamente para un tiempo dado. En la práctica, la disponibilidad se expresa como el porcentaje de tiempo en que el sistema está listo para operar o producir de manera continua. Mora, 2011.

La disponibilidad es la probabilidad de que un servicio realice la función asignada cuando se requiere de ella. La disponibilidad depende de cuán frecuente se producen los fallos en determinado tiempo y condiciones (confiabilidad) y de la capacidad y el tiempo requeridos para mantener la funcionalidad (mantenibilidad). Sexto, 2005.

Mantenibilidad

Es la propiedad que tiene un sistema en ser restaurado después de haber ocurrido una falla. Esto representa la cantidad de esfuerzo requerida para conservar su funcionamiento normal o para restaurarlo una vez se ha presentado una falla.

Se dice que un sistema es mantenible cuando el esfuerzo asociado a su restauración es bajo, esto implica que la probabilidad de que un sistema sea restituido a sus condiciones de operación normal es alta. En caso contrario, cuando los esfuerzos asociados a la restitución del sistema son altos, se define que el sistema tiene baja mantenibilidad, o sea, que la probabilidad es baja. Mora, 2011.

IV. Técnicas de evaluación de riesgo

Las técnicas de análisis de riesgo son empleadas en la búsqueda y evaluación de escenarios que pueden representar un impacto adverso para una instalación o planta de proceso, identificando los escenarios de mayor riesgo y emitiendo acciones de recomendación tendientes a minimizar el mismo. El principio de cualquier estudio de riesgo, está basado en encontrar respuesta a tres interrogantes: 1) ¿Qué puede salir mal? 2) ¿Qué tan frecuente es? y 3) ¿Cuáles son sus efectos?

FMECA (Failure Mode, Effects and Criticality Analysis)

Dentro de las mencionadas metodologías de identificación de peligros, el Análisis de Modos de Falla y Efectos, AMFE (FMEA, por sus siglas en inglés), en combinación con una calificación o jerarquización del grado de criticidad del riesgo, nos permite lograr un entendimiento global del sistema, así como del funcionamiento y la forma en la que pueden presentarse las fallas de los equipos que componen este sistema. Las acciones de recomendaciones derivadas de un FMECA o AMFEC quedan definidas como acciones o tareas de mantenimiento. AGUILAR. Et al, 2010.

Existen diversas versiones para esta metodología, para el sistema de bombeo de inyección se realiza de acuerdo a las siguientes actividades:

Figura 1. Proceso FMECA. Fuente: El autor
Figura 1. Proceso FMECA.
Fuente: El autor

V. Supuestos del modelamiento del sistema

Operación. Filosofía de operación de las bombas en paralelo es: 4 operando + 1 Standby (5 x 25%) tanto para las Bombas Booster como para las Bombas Principales. Todas las bombas son accionadas mediante motores eléctricos y las principales tienen VFD. El tiempo de entrada en operación (switch on) de las bombas en Standby (tanto Booster como principales) es de 15 minutos (0.25 horas), esto teniendo en cuenta que su alineación a diferencia del proceso de arranque inicial que implica el llenado de la red de líneas de agua de inyección, es rápida, pues al contar con contrapresión desarrollada su arranque se puede llevar a cabo de manera rápida. La disposición de bombas en paralelo fue definida en busca de dotar al sistema de una adecuada disponibilidad y confiabilidad, lo cual se verifica mediante este estudio.

Fallas.  Dado que el sistema bajo estudio es totalmente nuevo, no se dispone de información personalizada en lo referente a sus parámetros de falla. Caso en el cual una opción aceptable es la utilización de parámetros referenciales de la industria para este mismo tipo de equipos, por lo cual se recurrió a la base de datos OREDA®, donde se indican dichos parámetros de falla para bombas de sistemas de inyección de agua del tipo centrífuga y, tomando en cuenta la naturaleza de dicha base de datos (offshore), se considera que esta información se ajusta adecuadamente para el caso particular dada la semejanza que puede existir entre las aguas, conocido su contenido de cloruros y, por ende, materiales.

Tabla 1. Tasas de fallas y reparaciones. Fuente: OREDA .
Tabla 1. Tasas de fallas y reparaciones.
Fuente: OREDA®

Diagrama de bloques de confiabilidad. El diagrama de bloques de confiabilidad (Figura 2) se diseñó con base a las conexiones lógicas del diagrama de proceso, se cuenta con una configuración en serie del tanque de almacenamiento, bombas Booster y principales, dentro de cada subsistema se cuenta con (5) equipos en paralelo de los cuales (1) se encuentra en Standby.

Figura 2. Diagrama de bloques de confiabilidad. Fuente: Availability Workbench®
Figura 2. Diagrama de bloques de confiabilidad. Fuente: Availability Workbench®

VI. Resultados y análisis

La Figura 3 muestra los resultados de confiabilidad para diferentes tiempos por subsistemas, de acuerdo a la gráfica tomando como punto de comparación un tiempo t=1 año, la confiabilidad del subsistema SS1-tanque de almacenamiento es (94,25%) siendo la confiabilidad más alta de los subsistemas, la confiabilidad del subsistema SS2-bombas Booster es (72,48%), la confiabilidad del subsistema SS3-bombas principales es (67,72%).

Por último, el sistema global SYS obtuvo un valor de confiabilidad del (46,52%) debido a la configuración en serie de los subsistemas, la confiabilidad del sistema será más baja que la de los subsistemas,  de acuerdo a esto los subsistemas SS1 y SS2 serán los subsistemas a los que mayores esfuerzos y recursos de mantenimiento se asignaran, aumentando la confiabilidad de estos subsistemas se aumentara la confiabilidad global, de acuerdo a la gráfica se infiere también que algunas de las tareas de mantenimiento se ejecutaran a frecuencias menores o iguales a 1 año, este tiempo, de acuerdo a la gráfica, es donde la confiabilidad desciende hasta llegar a valores menores del 50%, que podrían ser inaceptables debido a las consecuencias económicas en el caso de una falla.

Figura 3. Confiabilidad por subsistemas para t=8760 h. Fuente: El autor
Figura 3. Confiabilidad por subsistemas para t=8760 h.
Fuente: El autor

La Figura 4 muestra el ranking de criticidad de los componentes como porcentaje con respecto al costo total de la vida útil del sistema, teniendo en cuenta las consecuencias económicas de la no inyección de agua de producción y posterior costo de disposición final de aguas tratadas contaminadas con oxígeno, estos costos son atribuidos a la falta de disponibilidad del sistema. Las bombas Booster y principales contribuyen al costo final en valores aproximados a un (6,86%), el componente más crítico por atribuir al costo final (22,24%) es el tanque de almacenamiento, debido a los costos de mantenimiento (parada en el proceso), en ese momento la disponibilidad disminuye significativamente por lo que aumentan los costos debido a la falta de inyección de agua para producción. Los demás componentes tienen contribuciones muy bajas al costo final con valores tolerables y coherentes con este tipo de procesos, menores al 4% por componente. De acuerdo a esta gráfica, se debe tener como prioridad el tanque de almacenamiento con el fin de disminuir los costos asociados a la pérdida de disponibilidad.

Figura 4. Mantenibilidad por subsistemas a diferentes tiempos. Fuente: El autor
Figura 4. Mantenibilidad por subsistemas a diferentes tiempos. Fuente: El autor

La Figura 5 muestra la mantenibilidad de los subsistemas para diferentes tiempos, los valores más altos de mantenibilidad se reportan en el subsistema-SS1 tanque de almacenamiento (93,90%), debido a que el principal modo de falla son las lecturas anormales de instrumentación, los valores del subsistema de bombas Booster presenta una mantenibilidad del (88,91%), los valores de mantenibilidad para las bombas principales del subsistema SS3 es (82,55%), por otra parte, la mantenibilidad del sistema para un tiempo de 40 horas fue (68,92%). De acuerdo a la gráfica se deben aumentar los esfuerzos de mantenimiento en los subsistemas de bombas Booster y principales, aunque para el tiempo analizado los subsistemas presentan valores de mantenibilidad aceptables, la mantenibilidad del sistema global presenta valores por debajo del 70%, con los datos obtenidos del modelamiento de mantenibilidad se puede realizar un análisis costo-beneficio del tiempo de reparaciones por componentes de acuerdo al análisis de criticidad, con el fin de aumentar la mantenibilidad de estos subsistemas lo que conllevaría a mejorar la mantenibilidad del sistema global.

Figura 5. Mantenibilidad por subsistemas a diferentes tiempos. Fuente: El autor
Figura 5. Mantenibilidad por subsistemas a diferentes tiempos. Fuente: El autor
Tabla 2. Análisis funcional (ejemplo).
Tabla 2. Análisis funcional (ejemplo).

FMECA

Intención de diseño. El sistema recibe agua tratada desde el paquete de tratamiento de aguas (flotación-filtración) a través de tubería de 6” de diámetro, a un tanque de almacenamiento de agua con capacidad de 10000 barriles, el agua cumple con especificación para inyección como parte del tratamiento para realizar el proceso de inyección, evitando la degradación de la infraestructura y daños en el yacimiento. El tanque de almacenamiento proporciona cabeza hidráulica a las bombas Booster, que tienen una capacidad de 10000 Barriles/día, las cuales trabajan a una presión diferencial de 80 psi y les proporcionan succión a las bombas principales que trabajan a una presión diferencial de 2480 psi con una capacidad de 10000 barriles/día. El fluido bombeado se inyecta a los pozos inyectores a través de líneas de 8”.

Análisis funcional. En esta etapa se realiza un análisis de las funciones del sistema de bombeo, se elige la función principal y funciones secundarias sin ser estas menos importantes. En este caso, la función principal es igual a la función secundaria final.

Identificación de modos de falla. A partir de las funciones identificadas en el proceso anterior se determinan las fallas funcionales asociadas a cada función del sistema, las fallas funcionales deben determinarse de manera coherente con el análisis requerido. Además, se realiza la identificación de los modos de falla para cada falla funcional como se muestra en la Tabla 3. 

Tabla 3. Identificación de modos de falla (ejemplo).
Tabla 3. Identificación de modos de falla (ejemplo).

Efectos y consecuencias de fallas. Los modos de falla determinados en la etapa anterior se analizan para definir cuáles serían los efectos y consecuencias en caso de materializarse el modo de falla, los efectos y consecuencias definidos para el estudio se muestran de manera parcial en la Tabla 4.

Tabla 4. Efectos y causas de falla (ejemplo).
Tabla 4. Efectos y causas de falla (ejemplo).

Jerarquización del riesgo. Para la jerarquización de los modos de falla se evaluó numéricamente de la siguiente manera:

Para frecuencias de los modos de falla (Remota: 1, Baja: 2, Media: 3, Alta: 4) y para consecuencias de falla (Menor: 1, Moderada: 2, Grave: 3, Catastrófica: 4).

Después de obtener los valores numéricos se evaluaron en la matriz de riesgos definida para el estudio, según como se muestra en la Tabla 5. Con ayuda de estos valores se genera un ranking de criticidad como se muestra en la Figura 6, de esta manera se definirán las tareas de mitigación y prevención de riesgos para los modos de falla más críticos del sistema. 

A partir de la jerarquización de riesgos de los modos de falla se establecen planes de acción para mitigación y prevención de los riesgos para los modos de falla que se encuentran con criticidad Alta y Media –Alta, para los demás modos de falla se estableció los planes de mantenimiento generales para el sistema de bombeo.

Los modos de falla con criticidad alta se evidenciaron para las consecuencias de producción (negocio), para este tipo de consecuencias se presentaron 7 modos de falla en un riesgo Alto y 33 modos de falla en riesgo Medio-Alto. 

Tabla 5. Jerarquización de riesgos de modos de falla (ejemplo).
Tabla 5. Jerarquización de riesgos de modos de falla (ejemplo).
Figura 6. Ranking de criticidad de modos de falla. Riesgo Alto (Rojo), Riesgo Medio-Alto (Naranja), Riesgo Medio (Amarillo). Consecuencias Producción (Negocio). Fuente: El autor
Figura 6. Ranking de criticidad de modos de falla. Riesgo Alto (Rojo), Riesgo Medio-Alto (Naranja), Riesgo Medio (Amarillo). Consecuencias Producción (Negocio).
Fuente: El autor

Recomendaciones generales

Tratamiento de aguas. Riesgo Alto. Realizar calibraciones periódicas de los sensores de medición de nivel de los equipos de tratamiento de aguas.

Almacenamiento de aguas tratadas. Riesgo Alto. Realizar tareas de inspección bajo API 653 Código de inspección de tanques atmosféricos.

Almacenamiento de aguas tratadas. Riesgo Medio-Alto. Realizar tareas de inspección bajo API 570 en tuberías de proceso (línea de entrada al tanque).

Sistema de bombeo (Booster). Riesgo Medio-Alto. Realizar mantenimiento preventivo a los componentes del sistema de bombeo (motor-bomba) a través de análisis de vibraciones y termografía para determinar posibles defectos por sobrecalentamiento o ruidos, verificación de alineación motor-bomba.

Sistema de bombeo (Principal). Riesgo Medio-Alto. Realizar mantenimiento preventivo a los componentes del sistema de bombeo (motor-bomba) a través de análisis de vibraciones y termografía para determinar posibles defectos por sobrecalentamiento o ruidos. Verificación de alineación motor-bomba. Realizar inspección visual de los VDF verificando que se encuentren libres de defectos, falsos contactos y suciedad.

Líneas de inyección. Riesgo Medio-Alto. Realizar tareas de inspección bajo API 570 (en tubería de interconexión de bombas e inyección). Recoger muestras para analizar fisicoquímicos del agua y ajustar concentraciones de inhibidores de corrosión, secuestrantes de oxígeno, antincrustantes, etc.

VII. Conclusiones

El modelamiento bajo la metodología RAM permitió calcular valores cuantitativos globales de confiabilidad, disponibilidad y mantenibilidad, así como los valores específicos para subsistemas, equipos y componentes.

La recolección de la información basándose en criterios de expertos, historiales y bases de datos de falla de confiabilidad de equipos permitió estructurar adecuadamente el modelamiento del sistema y disminuir la incertidumbre para el análisis. Los valores cuantitativos del modelamiento permitieron optimizar planes de mantenimiento; la confiabilidad por equipos y componentes, ayudó a programar las frecuencias más adecuadas y la mantenibilidad permitió asignar la duración de las tareas de acuerdo a los modos de falla para cada equipo y la tolerancia al riesgo del sistema.

Las técnicas de evaluación de riesgos utilizadas en la metodología permitieron realizar un análisis de los modos de falla más frecuentes para este tipo de sistema y determinar la criticidad por modo de falla, con esto se programó de manera adecuada tareas de mantenimiento para cada modo de falla crítico.

La jerarquización de los modos de falla del análisis FMECA determinó como críticos: mecanismos de degradación por corrosión en el fondo del tanque de almacenamiento de agua, lecturas anormales en los sensores de nivel del tanque de almacenamiento de agua y deficiencia estructural del tanque de almacenamiento de agua.

Referencias

  • [1] AGUILAR, J. Et al. Análisis de modos de falla, efectos y criticidad (AMFEC) para la planeación del mantenimiento empleando criterios de riesgo y confiabilidad. Corporación Mexicana de investigación en materiales. 2010.
  • [2] API 653. American Petroleum Institute. Tank inspection, repair, alteration, and reconstruction API 653:2014.
  • [3] API 570. American petroleum institute. Piping inspection code. API 570:2016.
  • [4] API 574. American petroleum institute. Inspection practices for piping system components API 574:2016.
  • [5] BARRINGER, P. Disponibilidad, confiabilidad, mantenibilidad y capacidad (II PARTE). 2015.
  • [6] BASTIDAS, D. Desarrollo de un software para determinar los índices de mantenibilidad en máquinas y equipos industriales betasystem. Ecuador. 2008.
  • [7] CAÑA, A, G. Análisis RAM de la planta de inyección de agua Resor de petróleos de Venezuela S.A. [online]. 2006.
  • [8] ESPAÑA, ASOCIACIÓN ESPAÑOLA DE NORMALIZACIÓN Y CERTIFICACIÓN (AENOR). Terminología del mantenimiento. UNE- EN 13306. 2011.
  • [9] ESPAÑA. PROTECCIÓN CIVIL. GUÍA TÉCNICA: Métodos cualitativos para el análisis de riesgos.
  • [10] ISO 14224. INTERNATIONAL ORGANIZATION FOR STANDARDIZATION. Petroleum, petrochemical and natural gas industries — collection and exchange of reliability and maintenance data for equipment. ISO 14224:2006.
  • [11] LORETO M, E. Apuntes de recuperación secundaria. Facultad de ingeniería. U.N.A.M. 1976.
  • [12] MORA GUTIERREZ, A. Mantenimiento – planeación, ejecución y control. Alfa Omega editores Internacional. Colombia. 2011.
  • [13] OREDA. Offshore Reliability data. 2009.
  • [14] PETROLEOS MEXICANOS. Estudios de riesgo. NRF-018-PEMEX-2007.
  • [15] SEXTO, L. INGENIERÍA DE FIABILIDAD. Riobamba, Ecuador. Radical Management. 2014.
  • [16] SEXTO, L. Confiabilidad integral del activo. Seminario internacional de mantenimiento. Perú. 2005.
  • [17] ZARATE, FRAGA, M. Análisis RAMS. Universidad Carlos III de Madrid. 2012.

Autor: Francisco Javier Buitrago
Colombia
MSc. En Gestión de integridad y corrosión
Correo: ingfranciscobuitrago@gmail.com

Síntesis curricular: MSc. En Gestión de integridad y Corrosión, Ingeniero metalúrgico. Experiencia de 3 años como ingeniero de integridad e inspector mecánico en proyectos de aseguramiento de calidad de válvulas y tuberías, inspección en servicio de equipos estáticos (vessels and piping) e integridad y mantenimiento de válvulas de proceso y seguridad.

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