REPARACIONES FIJADASEN EL REGLAMENTOTECNICO PARAHIDROCARBUROSLÍQUIDOS

Ing. Roberto N.Artola

En el proceso de identificar, desarrollar,administrar y auditar un programa de integridad deun sistema de transporte, es necesario que eloperador conozca:

*La calidad de los datos con que cuenta.

*Los códigos y especificaciones de aplicaciónusados en el diseño, la construcción, la operación yel mantenimiento.

*Los instrumentos, las técnicas , los softwares, etc

* Los materiales y su comportamiento frente a los parámetros operativos

No hay programa a ser utilizadocon éxito si el operador no poseela informacion necesaria que seaconfiable y que no presentediscrepacias y dudas-

Algunas empresas que desarrollan einvestigan el comportamiento del scraperinteligente sostienen que:

Las inspecciones on-line y las evaluaciones deaptitud para el servicio, para la presiónoperativa a la cual el operador quiere operar,le brinda un conocimiento mejor de la cañeríaque el que sería posible obtener a partir de unaprueba hidraúlica nueva.

Sin embargo no es prudente tomarpartido sobre el tema, ambos métodos secomplementan y de acuerdo a lascircunstancias, uno de ellos puedeprevalecer sobre el otro.

Consideramos que la PH inicial esbeneficiosa y lo es mucho mas si sealcanza, como mínimo el límite defluencia inferior

Interesa en los materiales que utilizamos, laductilidad, que responde a una medida del grado dedeformación plástica que puede ser soportada hastala fractura del material.

En lo que se refiere a la integridad de unacañería, la localización de las indicaciones depérdidas de metal y anómalías es una tareafundamental.

Los usuarios de los sistemas de inspeccióncon herramientas inteligentes saben de laimportancia de la ubicación precisa de la falla

Los posteriores estudios directos como laexcavación y el pelado del revestimientopermitirán detectar las anomalías externassignificativas con la utilización de elementosde detección.

El responsable de la operación delducto, en su busqueda de mejorar lainformación y hacerla mas confiable,para el desarrollo de un plan deintegridad, debería apoyarse en lacalidad del material del caño y ademasen la fragilidad que lo caracteriza

Es frecuente que la cañería tengavarios años, y los datos defragilidad se desconozcan y seanecesario llevar a cabo ensayospara determinar la misma.

Para evaluar la aptitud para el servicio deuna línea diseñada para operar a unapresión determinada, que debe serconfirmada o modificada, se deberánefectuar los estudios para conocercuando ocurrirá la rotura frágil y cuandola dúctil. Como es el crecimiento de losdefectos y el comportamiento de lapropagación de las fisuras

Si el análisis se realiza adecuadamente,se podrán definir los requerimientos defragilidad para prevenir la propagaciónde las fracturas de gran longitud porcorte, previendo que la fragilidad de lacañería sea lo suficientemente elevada

Código σc Factor

ASME B.31.4

ASME B.31.8

IGE/TD/1

BS 8010

CSA – Z662

49 CFR – 192

49 CFR - 195

p . D σc =

2 . T nom

p . D σc =

2 . T nom

p . D σc =

2 . T min

p . D σc =

2 . T min

p . D σc =

2 . T nom

p . D σc =

2 . T min

p . D σc =

2 . T nom

0,72

0,8

0,72

0,72

0,8

0,72

0,72

Entre 1960 y 1970, Batelle y el AGA acuerdancon transportistas, desarrollar metodologías decálculo para predecir el comportamiento dediferentes fallas en las cañerías.Antes de 1965 el pasaje de scrapers estabadirigido a la limpieza de la cañería y su utilidadpara la detección de defectos resultaba primaria

Con el avance de los años y el uso de la ASMEB31G da lugar a que se verifiquen gráficos comoel siguiente.

Nota: Esta curva fue creada para un caño de las siguientes características:- diámetro 20” = 508 milímetros.- espesor e = 7,14 milímetros. MAPO = 74 kgr/cm2 para F = 0,72.- material API – 5LX – 52.

Curva FER = 1

0

0,1

0,2

0,3

0,4

0,5

0,6

0,7

0,8

0,9

0 100 200 300 400 500

l (milímetros)

d/t

1

2

3

4

5

6

7

8

El próximo gráfico muestra latrascendencia de cada indicación depérdida de metal, respecto al espesornominal, contra la longitud axialpronosticada e indicando la curva querepresenta un estándart de detección on-line, frente a una curva de PH

1.0

Pro

fund

idad

de

los

defe

ctos

/Esp

esor

nom

inal

de

la c

añer

ía

Longitud de los defectos

Estándar de detección on-line

Margen de seguridadde la nueva pruebahidráulica

Margen deseguridad en lainspección on-line

Curva de la tensión de fluencia en la PruebaHidráulica

Curva de las fallas para un factorde diseño de 0,72

Defectos encontrados en unainspección on-line

En el RTHL, se pensó utilizar el FERpara definir los tiempo de reparaciones,pero por la presencia de algunasincertidumbres se decidió utilizar elcriterio establecido en la CFR- 195.

El criterio adoptado es menosconservador, pero obliga al operador aconocer las dimensiones del defecto conmayor exactitud, y la tensión de flujo delmaterial

La presión de seguridad máxima de un áreacorroida se puede calcular con la fórmulasindicadas en la ASME B 31 G, con las tablasexistentes en el mismo o con gráficos como elsiguiente:

En un proceso tal como el de revisión de un programa degerenciamiento de integridad de un sistema de transporte dehidrocarburos cuyo objetivo es minimizar el riesgoanalizamos:

La amenazas que afectan la integridad.

Las fuentes de datos característicos que nutren el programade integridad.

El programa de intervalos de evaluación de la integridad

Concluyendo con la consolidación efectiva de esa integridad, queconstituye el motivo central de esta charla y que pretendemoscorone nuestro pensamiento, que se ocupa de la reparación entiempo y forma de fallas y defectos

El análisis de riesgo que debe realizar eloperador debe ser integral y no focalizarsesolamente en el hecho puntual del defecto.

En sus consideraciones debe tener en cuentaque las amenazas son interactivas

El operador debe definir y documentar el tratamientoque dará a los defectos que detecte en las cañeríasdurante las inspecciones y posteriores verificacionesdirectas (VD)

Revisar los resultados de la VD, y en forma conjuntacon la información adicional, ya integrada para elanálisis de riesgo debe establecerce el cronograma dereparación de la cañería

Una vez conocida la condición, luego de lasinspecciones, el operador deberá confeccionarun plan escrito de reparaciones contemplandolos requerimientos de plazos, en base a laseveridad de los defectos reportados

Existen 3 condiciones de severidad de losdefectos evaluados que deben ser atendidos contres tiempos de respuesta.

Inmediata

60 días

180 días

La reparación que se realice debe serpermanente y no presentar una amenazaa la integridad futura de la cañería.En ese sentido, el operador, debe sercapaz de demostrar la calidad de lasreparaciones que realice.Los métodos de reparación deben estarincluidos en el “Manual deMantenimiento”.

Una vez descubierta la condiciónanómala será necesario reducir la presiónde operación (PO) a los efectos demantener la seguridad.

Durante las VERIFICACIONESDIRECTAS (VD) es conveniente unareducción adicional de la presióndependiendo del valor de presión al quese encuentra el sistema

CONDICION INMEDIATA•Pérdidas de metal mayores o iguales al 80% de lapared del tubo, más allá de sus dimensiones.

•Cuando el cálculo de la resistencia remanente delcaño muestra una presión pronosticada de roturamenor que la presión operativa máxima, establecidaen la progresivas de la ubicación de la anomalía. Lapresión de rotura de un caño corroído se determinaconsiderando la tensión de flujo y las dimensiones,profundidad y longitud, de la perdida de metal delcaño.

CONDICION INMEDIATA•Cuando se detecte una abolladura en la parte superiordel caño, (entre hora 4 y hora 8) que tenga algunaindicación de pérdida de metal del caño.

•Cuando se detecte una abolladura en la parte superiordel caño, ( entre hora 4 y hora 8) que tenga unaprofundidad igual o mayor al 6% del diámetro nominal

•Cuando se detecte una anomalía que a juicio de unapersona calificada y designada por el operador paraevaluar defectos resulte de reparación inmediata.

CONDICION 60 DIASCon excepción de las anomalías listadas en la condiciónanterior, los siguientes defectos deben ser reparados en unplazo no mayor a 60 días de descubierta la condición.

Una abolladura localizada en la parte superior del caño, entrehoras cuatro (4) y ocho (8), con una profundidad mayor al 3%del diámetro nominal. Mayor a 6 milímetros para diámetrosnominales menores a NPS 12.

Una abolladura en la parte inferior del caño que tenga unaindicación de pérdida de metal, fisuras o concentradores detensión.

CONDICION 180 DIAS Una abolladura con una profundidad mayor a 2% deldiámetro nominal, 6 milímetros para caños de diámetromenor a NPS 12, que afecte un caño curvado en la soldaduracircunferencial o longitudinal. Una abolladura localizada en la parte superior del caño,entre las horas cuatro (4) y ocho (8), con una profundidadmayor al 2% del diámetro nominal, mayor a 6 milímetrospara diámetros nominales menores a NPS 12.

Una abolladura localizada en el fondo del caño con unaprofundidad mayor al 6% del diámetro de la cañería.

CONDICION 180 DIAS

El cálculo de la resistencia remanente del caño muestrauna presión de falla menor que la máxima presión operativa,mientras que la presión de rotura es mayor que la máximapresión operativa establecida en la progresiva de laubicación de la anomalía.

Un área de corrosión generalizada con una pérdida mayoral 50% de la pared del caño.

CONDICION 180 DIAS

Un área de pérdida de metal mayor al 50% de la pareddel caño que se encuentre en un cruce con otro ducto, oque se extienda circunferencialmente o que estéafectando la soldadura circunferencial.

Una indicación de fisura, que luego de excavada esconfirmada como fisura.

Corrosión a lo largo de la soldadura longitudinal.

– Otras condiciones:

Además de las condiciones listadas en los puntosanteriores, el operador debe evaluar cualquiercondición identificada que sea una amenaza a laintegridad de la cañería y planificar apropiadamentesu reparación

Lós códigos establecen que:

- todo tramo de una línea de transporte concorrosión generalizada y con un espesorremanente de pared menor que el requeridopor la MAPO de la cañería, debe serreemplazado, o la presión operativa reducida ala resistencia mecánica del caño basado en elespesor remanente .

-todo tramo de caño de una línea de transporte conpicaduras por corrosión localizada en un grado quepodría ocasionar una pérdida, debe ser reemplazadoo reparado, o la presión de operación debe serreducida adecuadamente, conforme la resistencia delcaño, basado en el espesor de pared remanente en lazona de picaduras.

-Las picaduras por corrosión tan estrechamenteagrupadas como para afectar la resistencia total delcaño se consideran corrosión generalizada.

- Si la zona de corrosión generalizada es pequeña, elcaño corroído puede ser reparado.

-La evaluación de la resistencia a la presión de unazona que sufrió corrosión, a fin de determinar susposibilidades de continuar en servicio, puederealizarse por un método analítico, por una prueba depresión de 8 horas y por un método alternativo paracondiciones de bajo nivel de tensión (se considera elespesor verdadero remanente en el punto de mayorcorrosión).

Los defectos reportados por las inspecciones de losscrapers inteligentes son analizados mediante lautilización de programas como el RSTRENGdesarrollado por la American Gas Association quecalculan las presiones seguras de trabajo y predice lapresión de rotura (Pburst) para tres formas distintasdenominadas CASE 1, 2 Y 3 y que tienen en cuentael área efectiva de la corrosión o el 0,85 de la misma,y el criterio original del ASME B31 G.

Las fórmulas de aplicación que deberían utilizarseson las siguientes:

P´ = P . (1 + 10.000 / TFME) . [1 – Aeff / A0 1 – (Aeff / A0) . M-1]

P´ = máxima presión segura (psi).P = presión de diseño (psi):TFME = tensión de fluencia mínima especificada (psi).Aeff = área efectiva del material corroído en direcciónaxial (mm2).A0 = área de material previo a la pérdida de corrosión(mm2).M= Factor de foliasLeff= Longitud efectiva del material corroido

Pburst = presión de rotura. t = espesor nominal.

M = [1 + (1,255 . Leff 2 / 2 . D . t ) – (0,0135 . Leff 4 / D2 . t2 ] ½

M = factor de folias.