Curso Asme b31.8s & API 1160

CTI Consultores de Tecnología e Ingeniería Solari y Asociados S.R.L.

Florida 274 piso 5 oficina 51 (1005) Buenos Aires – Argentina - Tel/Fax (54 11) 43262424 – e-mail: [email protected]

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1

“Sistemas de Gestión de Integridad de Tuberías de Transporte de Gas y

Petróleo”

Dr.-Ing. Mario Solari ASME Authorized Global Instructor

Gerente de CTI Solari y Asociados Argentina

Abril 2007

Lima, Perú

• CURSO

“Sistemas de Gestión de Integridad de Tuberías de Transporte de Gas y Petróleo”

Instructor: Dr.Ing. Mario Solari ASME Authorized Global Instructor Gerente de CTI Solari y Asociados Argentina

CONTENIDO 1. Introducción. 2. Desarrollo e implementación de un Sistema de gestión de Integridad

según los lineamientos de: a. Managing System Integrity for Hazardous Liquid Pipeline. API

Standard 1160, (2001) b. Managing System Integrity of Gas Pipelines ASME B 31.8 S,

(2004) 3. El Proceso de Integridad en líneas de transporte de hidrocarburos

a. Identificación de las principales amenazas, (dependientes del tiempo, estables con el tiempo e independientes del tiempo)

b. Evaluación de riesgos (probabilidades y consecuencias). Análisis Cuantitativo y Sistema de Indexación.

c. Desarrollo completo de un Sistema de Indexación (The Scoring System). Determinación del Overall Risk Store

i. Técnica de Segmentación ii. Evaluación de cada sección o segmento

1. Evaluación de la probabilidad de Falla. Detallada itemización y valorización numérica de los eventos que pueden hacer fallar al ducto.

a. Corrosión b. Diseño c. Incorrecta operación d. Daño por terceros

2. Evaluación de las potenciales consecuencias de las fallas, considerando producto transportado (peligrosidad y dispersabilidad), localización y condiciones de operación. Se determina un factor de impacto de las perdidas. Sabotage

iii. Determinación del riesgo relativo para cada sección. d. Desarrollo de los Planes de Inspección prescriptivos e. Criterios para la Evaluación de la integridad

4. Ejemplo de aplicación de un modelo de evaluación de riesgos 5. Evaluación técnico económica.

6. Conceptos Básicos para la Selección y Especificación de materiales para tuberías de transporte. Soldabilidad. Procesos de fabricación de tuberías y defectología. Proceso ERW.

7. Criterios para especificar las soldaduras de tuberías de transporte de hidrocarburos.

MARIO J. A. SOLARI Dr.-Ing,

ASME Authorized Global Instructor, Socio Gerente de CTI Solari y Asociados SRL., Argentina.

RESUMEN DE ANTECEDENTES Ingeniero Mecánico (UNR) y Doctor en Ingeniería (UNS). Realizó Cursos de Postgrado en Metalurgia, Fundición y Soldadura, dentro del marco del Programa Multinacional de Metalurgia OEA-CNEA (Organización de los Estados Americanos y Comisión Nacional de Energía Atómica). Miembro de ASME (American Society of Mechanical Engineers) y ASM Internacional, ASME Authorized Global Instructor, Socio Gerente de CTI Solari y Asociados SRL., Argentina. Profesor visitante de la Universidad Nacional de la Plata y la Universidad Austral.

Fue Jefe del Departamento de Materiales de ENACE S.A (CNEA y KWU Proyecto Central Nuclear

Atucha II), ex-Jefe de la División Tecnología de la Soldadura Comisión Nacional de Energía Atómica (CNEA Argentina) y ex-Investigador Independiente del CONICET (Consejo Nacional de Investigaciones Científicas y Técnicas). Ex - Profesor Titular de Metalurgia y Fundición de la Universidad de Belgrano, y Profesor de los Cursos de Postgrado en Siderurgia, de Ingeniería de Soldadura e Inspección de Soldaduras (IAS-CNEA-UBA/UTN). Ex - Presidente de la Asociación Argentina de Soldadura.

Consultor con 30 años de experiencia en gestión de integridad en las industrias de Gas y

Petróleo, Química, Siderúrgica, Papelera, Manufacturera y Nuclear. Ha conducido el desarrollo e implementación de Programas de Inspección Basada en Riesgo (RBI) en Pan American Energy (BP), Pluspetrol Argentina, Pluspetrol Perú (Camisea), PETROBRÁS ARGENTINA, PETROBRÁS BOLIVIA, PROFERTIL, REPSOL-YPF, SIPETROL. Ha realizado numerosos análisis de riesgos, determinación de integridad estructural y vida remanente, y análisis de fallas, de activos físicos de gran relevancia.

Ha dictado cursos y conferencias en empresas y universidades de Argentina, Brasil, Bolivia, Chile, Colombia, Cuba, Ecuador, El Salvador, México, Perú, Uruguay, y Venezuela. Es autor de numerosas publicaciones técnicas entre las que se cuentan los Capítulos de libros

• “Risk Based Metallurgical Design” by M. Solari, Chapter 2, “Handbook of Mechanical Alloy Design”, Ed. G.Totten, K.Funatani and L. Xie, by M.Dekker Inc. USA, Nov. 2003 y

• “Failure Analysis of Heat Treated Steel Components” by M.Solari and P.Bilmes, Chapter 7, “Component design”, Ed. G.Totten, to be published by ASM, USA, 2007.

Como ASME Authorized Global Instructor ha elaborado y dicta en Latinoamérica, certificados

por ASME, los cursos: • “Inspección Basada en Riesgo” – Un sistema integrado de análisis de riesgo, determinación de vida remanente y análisis de fallas de instalaciones industriales. - (API 581 y API 579), • “Métodos Basados en Riesgo para la Gestión de Vida de los Equipos” ASME CRTD Vol. 41 - Application handbook, • “Sistemas de Gestión de Integridad de Tuberías de Transporte de Gas y Líquidos” (API Standard 1160, (2001) y ASME B31.8 S, (2004)), • “Evaluación de la Aptitud Para el Servicio de Equipos Industriales - API RP 579"

CTI Solari y Asociados SRL 1

Sistemas de Gestión de Integridad de Tuberías de Transporte de Gas y Petróleo


CTI Solari y Asociados SRLFlorida 274 Piso 5 Oficina 51 Buenos Aires (1005) - ArgentinaTel/Fax: +54 11 4326 2424 Tel: +54 11 4390 4716

e-mail: [email protected]://www.ctisolari.com.ar

CTI Solari y Asociados SRL


CONTENIDO DEL CURSO• Introducción. • Desarrollo e implementación de un Sistema de gestión de Integridad según los lineamientos de:

– Managing System Integrity for Hazardous Liquid Pipeline. API Standard 1160, (2001) – Managing System Integrity of Gas Pipelines ASME B 31.8 S, (2004)

• El Proceso de Integridad en líneas de transporte de hidrocarburos – Identificación de las principales amenazas, (dependientes del tiempo, estables con el tiempo e

independientes del tiempo) – Evaluación de riesgos (probabilidades y consecuencias). Análisis Cuantitativo y Sistema de

Indexación. – Desarrollo completo de un Sistema de Indexación (The Scoring System). Determinación del Overall

Risk Store– Técnica de Segmentación. Evaluación de cada sección o segmento. Evaluación de la probabilidad

de Falla. Detallada itemización y valorización numérica de los eventos que pueden hacer fallar al ducto: Corrosión, Diseño, Incorrecta operación y Daño por terceros. Evaluación de las potenciales consecuencias de las fallas, considerando producto transportado (peligrosidad y dispersabilidad), localización y condiciones de operación. Se determina un factor de impacto de las perdidas. Sabotaje. Determinación del riesgo relativo para cada sección.

– Desarrollo de los Planes de Inspección prescriptivos – Criterios para la Evaluación de la integridad– Ejemplo de aplicación de un modelo de evaluación de riesgos

• Evaluación técnico económica. • Conceptos Básicos para la Selección y Especificación de materiales para tuberías de transporte.

Soldabilidad. Procesos de fabricación de tuberías y defectología. Proceso ERW. Criterios para especificar las soldaduras de tuberías de transporte de hidrocarburos.


Inspección Basada en Riesgo

Introducción


Objetivos• Con el objeto de prevenir que ocurran fallas durante el

ciclo de vida de un equipo o producto, y en particular evitar que se produzcan fallas categorizadas como severas, CTI propone emplear una metodología aplicable al diseño que combina análisis de las fallas y criterios de aptitud para el servicio, con herramientas de confiabilidad y seguridad basadas en riesgo.

• El proceso empleado por CTI Solari y Asociados SRL es parte de un sistema integrado de iniciativas basadasen análisis de riesgo, integridad estructural, evaluación de la aptitud para el servicio y análisis de fallasdestinado a contribuir a una gestión industrial eficiente y responsable.

CTI Consultores de Tecnología e Ingeniería S.R.L.

CTI Solari y Asociados SRL CTI Solari y Asociados SRL 55

ESTRATEGIAS PARA MINIMIZAR RIESGOSESTRATEGIAS PARA MINIMIZAR RIESGOS

INSPECCIONBASADA EN

RIESGO

ANALISIS DE

FALLAS

APTITUD PARA EL

SERVICIO

DISEÑO BASADO EN

RIESGO

REPARACIONMANTENIMIENTO

BASADO ENRIESGO

ANALISIS DE RIESGO

HAZOP, FMEA, WI, FTA, RCA

MODELOS DE OPTIMIZACION

INTEGRIDAD ESTRUCTURAL

CALCULOS FEA

VIDA REMANENTE

CIENCIA MATERIALES

SOLDADURA, etc.

INICIATIVAS

BASADAS EN

RIESGO

INICIATIVAS

BASADAS EN


FACTORECONOMICO

FACTOR HUMANO


TTéécnicas para identificar eventos que pueden causar accidentescnicas para identificar eventos que pueden causar accidentes

•• HAZOP (HAZOP (HazardHazard andand OperatibilityOperatibility StudiesStudies)) es un es un ejercicio estructurado de ejercicio estructurado de ““brainstormingbrainstorming”” desarrollado desarrollado por un equipo de tpor un equipo de téécnicos multidisciplinario destinado a cnicos multidisciplinario destinado a identificar potenciales variaciones y desviaciones identificar potenciales variaciones y desviaciones respecto del diserespecto del diseñño y sus potenciales consecuenciaso y sus potenciales consecuencias

•• FMEA (FMEA (FailureFailure ModesModes andand effectseffects AnalysisAnalysis)) es un es un mméétodo para identificar los efectos de las fallas en el todo para identificar los efectos de las fallas en el nivel de componente.nivel de componente.

•• FTA (FTA (FaultFault TreeTree AnalysisAnalysis)/ ETA ()/ ETA (EventEvent TreeTreeAnalysisAnalysis)) mméétodos ltodos lóógicos usado para identificar y gicos usado para identificar y analizar los eventos que pueden originar accidentes.analizar los eventos que pueden originar accidentes.

•• HRA (Human HRA (Human ReliabilityReliability AnalysisAnalysis)) tiene por objeto tiene por objeto evaluar sistemevaluar sistemááticamente las interacciones entre los ticamente las interacciones entre los sistemas sistemas ingenierilesingenieriles y humanos. y humanos.


¿QUE ACTIVOS DEBEMOS GESTIONAR?

“SISTEMA”



Modos de Falla en DuctosModos de Falla en Ductos

•• La funciLa funcióón de los ductos es transportar gas o n de los ductos es transportar gas o petrpetróóleo. leo.

•• Una perdida Una perdida ““significativasignificativa”” de contencide contencióón n constituye una falla. constituye una falla.

•• A menos que se transporte sustancia toxicas las A menos que se transporte sustancia toxicas las pequepequeññas perdidas pueden considerarse as perdidas pueden considerarse insignificantes.insignificantes.

•• Los modos de falla que pueden causar perdidas Los modos de falla que pueden causar perdidas pueden ser evaluados realizando un pueden ser evaluados realizando un HazopHazop((HazardHazard andand OperabilityOperability StudyStudy))




CTICTI Consultores de TecnologConsultores de Tecnologíía e Ingeniera e Ingenieríía SRLa SRL



Nuevas estrategias de monitoreoNuevas estrategias de monitoreo

DetecciDeteccióón en Ln en Líínea de la Corrosinea de la Corrosióón Interna n Interna de las Tuberde las Tuberíías y Ductos de Transmisias y Ductos de Transmisióón de n de Gas Natural: Gas Natural: ““Pruebas de Campo Remotas Pruebas de Campo Remotas

para el Mejor Control del Procesopara el Mejor Control del Proceso””

Russell D. Kane Russell D. Kane –– Honeywell Process SolutionsHoneywell Process SolutionsBernard S. Bernard S. CovinoCovino, Jr., Sophie J. Bullard, Stephen D. Cramer, , Jr., Sophie J. Bullard, Stephen D. Cramer,

Gordon R. Holcomb, y Margaret Gordon R. Holcomb, y Margaret ZiomekZiomek--MorozMoroz –– Departamento de Departamento de EnergEnergíía de los Estados Unidos de Ama de los Estados Unidos de Améérica, Centro de Investigacirica, Centro de Investigacióón n de de AlbanyAlbany BrianBrian MeidingerMeidinger –– RockyRocky MountainMountain OilfieldOilfield TestingTesting CenterCenter



MMéétodos de monitoreo de la corrositodos de monitoreo de la corrosióónn

•• La red de tuberLa red de tuberíías de acero en US y Canadas de acero en US y Canadáá tiene mtiene máás s de 50 ade 50 añños y ha sufrido gran deterioro debido a la os y ha sufrido gran deterioro debido a la corrosicorrosióón.n.

•• La corrosiLa corrosióón interna de los ductos de transmisin interna de los ductos de transmisióón de gas n de gas depende, principalmente, de su pureza. depende, principalmente, de su pureza. –– El agua, las sales, orgEl agua, las sales, orgáánicos, COnicos, CO22, O, O22, H, H22S, y las bacterias S, y las bacterias

pueden iniciar y acelerar el proceso de corrosipueden iniciar y acelerar el proceso de corrosióón en los n en los gasoductos. gasoductos.

•• Los mLos méétodos actuales que sirven para evaluar el datodos actuales que sirven para evaluar el dañño o producido por la corrosiproducido por la corrosióón en gasoductos se basan en: n en gasoductos se basan en: –– TTéécnicas indirectas (predicciones y ancnicas indirectas (predicciones y anáálisis)lisis)–– EvaluaciEvaluacióón a largo plazo con cuponesn a largo plazo con cupones–– Inspecciones periInspecciones perióódicas y dicas y restrospectivasrestrospectivas (chanchos inteligentes, (chanchos inteligentes,

por ejemplo)por ejemplo)



CorrosiCorrosióónn de Ductos y de Ductos y TuberTuberííasas

•• En los EUA y CanadEn los EUA y Canadáá, 20 a , 20 a 50% de las fallas se deben a la 50% de las fallas se deben a la corrosicorrosióón interna. n interna.

•• Las dos fallas mLas dos fallas máás importantes s importantes del sistema de gasoductos que del sistema de gasoductos que produjeron cambios fueron:produjeron cambios fueron:–– La rotura de un gasoducto La rotura de un gasoducto

principal de alta presiprincipal de alta presióón que n que servservíía al estado de a al estado de Washington occidental. Washington occidental.

•• Se estableciSe establecióó que la rotura se que la rotura se debidebióó a la corrosia la corrosióón. n.

–– La rotura de un gasoducto en La rotura de un gasoducto en Nuevo MNuevo Mééxico. xico.

•• Una reducciUna reduccióón en el espesor de la n en el espesor de la pared debido a la corrosipared debido a la corrosióón n interna, picaduras y MIC.interna, picaduras y MIC.

Corrosión



Nueva Estrategia para el Monitoreo de la CorrosiNueva Estrategia para el Monitoreo de la Corrosióónn

•• La recomendaciLa recomendacióón de la investigacin de la investigacióón fue el revisar la Ley Federal n fue el revisar la Ley Federal de Regulacide Regulacióón para solicitar que los ductos nuevos o que son n para solicitar que los ductos nuevos o que son reemplazados sean:reemplazados sean:–– Configurados para reducir la acumulaciConfigurados para reducir la acumulacióón de ln de lííquidosquidos–– Equipados para que se pueda extraer el lEquipados para que se pueda extraer el lííquidoquido–– El uso de El uso de mecanismos de monitoreo de la corrosimecanismos de monitoreo de la corrosióónn en lugares donde en lugares donde

existen altas probabilidades de que la corrosiexisten altas probabilidades de que la corrosióón interna ocurra.n interna ocurra.•• Una nueva estrategia de monitoreo de la corrosiUna nueva estrategia de monitoreo de la corrosióón incluye el uso de n incluye el uso de

sensores de corrosisensores de corrosióón en tiempo real:n en tiempo real:–– En secciones crEn secciones crííticas de los ductos, ticas de los ductos, –– En secciones donde no se pueden colocar chanchos inteligentes,En secciones donde no se pueden colocar chanchos inteligentes,–– Que sean colocados en forma rutinaria en toda la red. Que sean colocados en forma rutinaria en toda la red.

•• Esto identifica problemas y permite tomar acciones correctivas Esto identifica problemas y permite tomar acciones correctivas mucho mmucho máás pronto.s pronto.



Nuevos mNuevos méétodos de monitoreotodos de monitoreo

•• Una revisiUna revisióón preliminar de los mn preliminar de los méétodos de monitoreo realizada por todos de monitoreo realizada por el Departamento de Energel Departamento de Energíía de los EUA*, establecia de los EUA*, establecióó que el mejor que el mejor mecanismo como instrumento de campo fue el utilizar un mecanismo como instrumento de campo fue el utilizar un mecanismo encargado de brindar mecanismo encargado de brindar monitoreo electroqumonitoreo electroquíímico de mico de ttéécnicas mcnicas múúltiplesltiples..

•• La combinaciLa combinacióón que resultn que resultóó en la mejor respuesta y men la mejor respuesta y máás exacta fue s exacta fue el acoplar tres tel acoplar tres téécnicas:cnicas:–– Resistencia a la PolarizaciResistencia a la Polarizacióón Lineal n Lineal --Linear Linear PolarizationPolarization ResistanceResistance (LPR)(LPR)–– AnAnáálisis de Distorsilisis de Distorsióón Harmn Harmóónico nico --HarmonicHarmonic DistortionDistortion AnalysisAnalysis (HDA)(HDA)–– Ruido ElectroquRuido Electroquíímico mico --ElectrochemicalElectrochemical NoiseNoise (ECN).(ECN).

•• Esta combinaciEsta combinacióón brinda una evaluacin brinda una evaluacióón de la tasa de corrosin de la tasa de corrosióón y de n y de la actividad de la corrosila actividad de la corrosióón localizada (picaduras).n localizada (picaduras).

•• Estas tecnologEstas tecnologíías han mejorado lo suficiente hoy en das han mejorado lo suficiente hoy en díía y pueden a y pueden ser aplicadas a instalaciones de campo remotas en un solo ser aplicadas a instalaciones de campo remotas en un solo transmisor de servicio con transmisor de servicio con llííquido (el agua o HC/agua), la quido (el agua o HC/agua), la multifasemultifase (petr(petróóleo/gas/agua), los sistemas deshidratados leo/gas/agua), los sistemas deshidratados de gas y MIC.de gas y MIC.



TecnologTecnologíía de probetas y equipos de medicia de probetas y equipos de medicióón n SuperSuper--LPRLPR™™ online utilizados online utilizados -- HONEYWELLHONEYWELL



Monitoreo de los gasoductosMonitoreo de los gasoductos

•• Hay una falta de datos del proceso en tiempo real para poder Hay una falta de datos del proceso en tiempo real para poder evaluar la gravedad de la corrosievaluar la gravedad de la corrosióón.n.

•• Es, entonces, importante el cambiar el paradigma para/de Es, entonces, importante el cambiar el paradigma para/de monitoreo de la corrosimonitoreo de la corrosióón. n. –– No utilizar tasas de corrosiNo utilizar tasas de corrosióón promedio.n promedio.–– La corrosiLa corrosióón es una variable de tiempo real.n es una variable de tiempo real.–– Identificar los eventos.Identificar los eventos.

analizar los picos.analizar los picos.correlacionar los procesos.correlacionar los procesos.

–– Controlar los procesos para Controlar los procesos para reducir los casos de corrosireducir los casos de corrosióón n aumentar la confiabilidad yaumentar la confiabilidad yseguridad de los ductos y seguridad de los ductos y procesos.procesos.



Riesgo y Calidad• “Las cosas siempre van de mal para peor

cuando son libradas a su suerte” (Murphy)• En un sistema aislado la entropía aumenta.• Las fallas en los ductos de transporte de gas

y petróleo siempre van a ocurrir a menos que introduzcamos alguna clase de energía (mantenimiento, inspección) para impedirlo.

• El ducto a alta presión constituye un sistema ordenado que tendera al desorden en forma natural.



DEFINICIÓN DE RIESGO

• Peligro (del latin periculum - i) (Hazard) : es la condición que causa heridas o muerte, pérdida de equipos o propiedades, deterioro ambiental (Ej. Explosión, incendio, temperaturas altas o bajas, errores humanos)

• Riesgo (del breton risk): es la posibilidad de que suceda o no un daño, es la contingencia de un daño.

• Al riesgo se lo interpreta como la combinación entre la probabilidad (o frecuencia de ocurrencia) y las consecuencias (o severidad) de un peligro. Limitándose su alcance a un ambiente específico y durante un período de tiempo determinado.

• Riesgo = Consecuencias x Probabilidad

• Podemos cambiar el riesgo sin cambiar el peligro!!!!!!!!



Fuentes de conocimiento empleados en la Fuentes de conocimiento empleados en la EvaluaciEvaluacióón de Riesgos n de Riesgos

•• InformaciInformacióón estadn estadíística o genstica o genéérica rica •• Conocimiento experto (experiencia) o intuitivosConocimiento experto (experiencia) o intuitivos•• Conocimiento especializado proveniente de estudios de integridadConocimiento especializado proveniente de estudios de integridad y y

vida remanente.vida remanente.•• Resultado de EnsayosResultado de Ensayos

•• EvaluaciEvaluacióón Subjetiva de Riesgos n Subjetiva de Riesgos –– Cuando los conocimientos son incompletos, y se emplean ademCuando los conocimientos son incompletos, y se emplean ademáás de la s de la

informaciinformacióón estadn estadíística recursos basados en la experiencia, opinistica recursos basados en la experiencia, opinióón, n, intuiciintuicióón y otros recursos no cuantificables la evaluacin y otros recursos no cuantificables la evaluacióón resulta al n resulta al menos parcialmente subjetiva.menos parcialmente subjetiva.

–– Frecuencia de Ocurrencia de fallas Frecuencia de Ocurrencia de fallas –– Probabilidades SubjetivasProbabilidades Subjetivas–– Teorema de Teorema de BayesBayes


Conjunto de estados posibles

del equipos

Estado REAL del equipo

Tomador de DecisionesIntenta estimar el estado real del equipo PARA DECIDIR SOBRE SU FUTURO

Conocimiento Conocimiento EspecializadoEspecializadoestudios deestudios deintegridad y integridad y

vida vida remanente.remanente.

InformaciInformacióón n estadestadíística stica o geno genééricarica

ConocimientoConocimientoexpertoexperto

o intuitivoo intuitivo(experiencia) (experiencia)

RESULTADOS DE LAS

INSPECCIONES

TEOREMA DE BAYES


¿¿CCÓÓMO CUANTIFICAR LAS MO CUANTIFICAR LAS INCERTIDUMBRES?INCERTIDUMBRES?

Herramientas BHerramientas Báásicas para sicas para la Gestila Gestióón de Riesgos.n de Riesgos.


EL FIN DE LA CERTIDUMBREEL FIN DE LA CERTIDUMBRE

•• Un Un sistemasistema constituido por una planta constituido por una planta industrial, el personal (cultura), sus equipos de industrial, el personal (cultura), sus equipos de procesos y control, flujo de materiales e procesos y control, flujo de materiales e informaciinformacióón, el medio ambiente, etc., es de n, el medio ambiente, etc., es de alta alta complejidadcomplejidad. .

•• Algunos subsistemas que lo integran pueden ser Algunos subsistemas que lo integran pueden ser descriptos en forma descriptos en forma deterministadeterminista mientras mientras que otros no. que otros no.

•• Para los sistemas estables es correcto hacer Para los sistemas estables es correcto hacer modelos deterministas, pero si hay modelos deterministas, pero si hay inestabilidadesinestabilidades los modelos deben basarse en los modelos deben basarse en la la teorteoríía probabila probabilíísticastica..


INCERTIDUMBRES Y MANTENIMIENTOINCERTIDUMBRES Y MANTENIMIENTO

•• La reacciLa reaccióón humana frente a las n humana frente a las incertidumbreincertidumbre es la es la indecisiindecisióónn o o miedomiedo..

•• Nos gustarNos gustaríía que todos los problemas tuvieran a que todos los problemas tuvieran soluciones deterministas.soluciones deterministas.

•• En En mantenimientomantenimiento no es posible obviar las no es posible obviar las soluciones probabilsoluciones probabilíísticas.sticas.

•• Nuestro objetivo debe ser cuantificar las Nuestro objetivo debe ser cuantificar las incertidumbres asociadas con las incertidumbres asociadas con las decisiones del mantenimiento.decisiones del mantenimiento.


Herramientas BHerramientas Báásicas para la Gestisicas para la Gestióón de Riesgosn de Riesgos

Herramientas Herramientas MatemMatemááticasticas


LAS 4 FUNCIONES BLAS 4 FUNCIONES BÁÁSICAS PARA CONSIDERAR LAS SICAS PARA CONSIDERAR LAS INCERTIDUMBRESINCERTIDUMBRES

•• DATOS: Histogramas de FallasDATOS: Histogramas de Fallas•• FunciFuncióón Densidad de Probabilidadn Densidad de Probabilidad (PDF), (PDF),

f(tf(t))•• FunciFuncióón Distribucin Distribucióón Acumulativan Acumulativa, , F(tF(t))•• FunciFuncióón Confiabilidadn Confiabilidad ((ReliabilityReliability FunctionFunction, ,

R(tR(t)). Probabilidad de que el componente )). Probabilidad de que el componente sobreviva al tiempo t.sobreviva al tiempo t.

•• FunciFuncióón Tasa de Fallasn Tasa de Fallas ((HazardHazard FunctionFunction))--probabilidad instantprobabilidad instantáánea de fallar en el tiempo t, nea de fallar en el tiempo t, h(th(t)=)=f(tf(t)/)/R(tR(t).).


0

2

4

6

8

1 3 5 7 9 11

Tiempo (meses)

HISTOGRAMA DE FALLAS

Número de fallas


Weibull DistributionWeibull Distributionβ: shape parameterη: characteristic life

0

10

20

30

40

50

60

β=1/2 (Hyperexponential)β=1 (Exponential)

β=2 (Rayleigh)

β=3.5 (Normal)

f(t)

t

β

ηβ

ηηβ ⎟⎟

⎠

⎞⎜⎜⎝

⎛−

−

⎟⎟⎠

⎞⎜⎜⎝

⎛=

t

ettf1

)(


Función Densidad de Probabilidad f(t)

0,00

0,05

0,10

0,15

0,20

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 101112Tiempo (meses)

Prob

abili

dad

Probabilidad para t = NoFallas/ No Total piezas

Función Densidad deProbabilidad de WEIBULLajustada (Alfa=2,1,Beta=5,6) para ladistribución medida


Función Densidad de Probabilidad f(t)

0,00

0,05

0,10

0,15

0,20

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 101112Tiempo (meses)

Prob

abili

dad

Probabilidad para t = NoFallas/ No Total piezas

Función Densidad deProbabilidad de WEIBULLajustada (Alfa=2,1,Beta=5,6) para ladistribución medida

El área R(t) FUNCION CONFIABILIDAD representa la

probabilidad de que el componente sobreviva al

tiempo t

t


00,10,20,30,40,50,60,70,80,9

1

ResumenResumen

timeF(t) + R(t) = 1.0

f(t)

t

R(t)F(t)

f(t)


Función Confiabilidad (Reliability Function) R(t): probabilidad de que el componente sobreviva a un tiempo

t

00,20,40,60,8

1

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12Tiempo (meses)

Prob

abili

dad


TasaTasa de de FallaFalla (Hazard rate [(Hazard rate [h(th(t)]))])

f(t)h(t) =

1 – F(t)

Es la probabilidad condicional, h(t)δt siendo la probabilidad que un ítem falle durante el intervalo δt, dado que ha sobrevivido hasta el tiempo t.

h(t) = f(t) / R(t)


time

h(t)

Para la distribución de Weibull:

β>1

β <1

β =1

TasaTasa de de FallaFalla (Hazard Rate [(Hazard Rate [h(th(t)]))])


Tasa de Falla h(t)=f(t)/R(t) : probabilidad instantánea de que el componente falle en el

tiempo t

00,10,20,30,40,50,60,70,80,9

1

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12

Tiempo (meses)

Tasa

de

Falla



tiempo t

00,10,20,30,40,50,60,70,80,9

1

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12

Tiempo (meses)

Tasa

de

Falla

DISTRIBUCIDISTRIBUCIÓÓN PROBABILIDAD INSTANTANEAN PROBABILIDAD INSTANTANEATASA DE FALLA CONSTANTE (TASA DE FALLA CONSTANTE (αα=1), =1), αα=1/=1/ββ



tiempo t

00,10,20,30,40,50,60,70,80,9

1

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12Tiempo de trabajo

Tasa

de

Falla

(fa

llas

/ tie

mpo

). .

Fallas de inicio

Vida Util Fallas por desgaste

Esta curva se aplica solo a cierto número de ítems de un industria


FALLAS RELACIONADAS CON EVENTOS AL AZAR

Fallas de inicio -Calidad

MortalidadInfantil

Vida útil Fallas porDesgaste

Curva característica

Fallas pordesgaste

Períodos en la Vida de un equipo

Tiempo

Tasa de falla,Riesgo oHazard function


Optimización de la Frecuencia de InspecciónProblemas de Inspección

(A. Jardine “Maintenance, Replacement, andReliability”)

Fallas del Sistema

Inspecciones y MantenimientoMenor

Disminuciónde las Fallasdel Sistema

Aumento de la Frecuencia de Inspección

Componente 2

Componente 1

Componente 5

Componente 3

Componente 4


13

PUNTO DE ESTIMACIÓN

η estimador 63,2%Perpendicular

η=13 semanas̭

β =1̭

229

1.013

Cloth Replacement

130


4%

2%

5%

7%

14%

68%

FALLAS EN EQUIPOS AERONFALLAS EN EQUIPOS AERONÁÁUTICOS NO ESTRUCTURALES UTICOS NO ESTRUCTURALES

89 % de los ítems no se benefician

con una limitación en la vida útil

11% de los ítems pueden

beneficiarse con una limitación en

la vida


COMPORTAMIENTO DE RECIPIENTES A PRESION, COMPORTAMIENTO DE RECIPIENTES A PRESION, CACAÑÑERIAS, TANQUESERIAS, TANQUES

Prob

abilid

ad d

e Fa

lla

Tiempo

Tiempo

Niv

el d

e R

iesg

oN

ivel

de

Rie

sgo

RiesgoRiesgo = Probabilidad de Falla x Consecuencias

Los equipos cuyos riesgos son analizados dentro del marco de API RP 580/581 tienen un patrón de falla resultante de mecanismos de corrosión, desgaste, fisuración, fragilización, fatiga, etc.



Envejecimiento de los activosEnvejecimiento de los activos

•• Los equipos comienzan a envejecer tan pronto como han Los equipos comienzan a envejecer tan pronto como han sido construidos.sido construidos.

•• La curva de la La curva de la ““babaññeraera”” deja las siguientes lecciones:deja las siguientes lecciones:–– La La ““inspecciinspeccióón en garantn en garantííaa”” intenta determinar vicios intenta determinar vicios

de fabricacide fabricacióón o errores de disen o errores de diseñño minimizando el o minimizando el riesgo alto inicial.riesgo alto inicial.

–– Aunque parece que las cosas van mejor despuAunque parece que las cosas van mejor despuéés de s de un inicio de la vida riesgoso, dado que la tasa de falla un inicio de la vida riesgoso, dado que la tasa de falla disminuye y luego se estabiliza en un valor constante, disminuye y luego se estabiliza en un valor constante, la probabilidad acumulativa de falla se incrementa la probabilidad acumulativa de falla se incrementa con el tiempo (con el tiempo (áárea debajo de la curva) . rea debajo de la curva) .



AnAnáálisis Cuantitativo de Riesgoslisis Cuantitativo de Riesgos

•• El anEl anáálisis cuantitativo lisis cuantitativo asigna valores asigna valores numnumééricos a la ricos a la probabilidad de falla y probabilidad de falla y costos a las costos a las consecuencias. consecuencias. Construye la curva Construye la curva Probabilidad de Falla vs. Probabilidad de Falla vs. Tiempo para cada Tiempo para cada componente, ascomponente, asíí como como Probabilidades vs. Probabilidades vs. Consecuencias ($).Consecuencias ($).


RIESGO DESPRECIABLE

Región de Riesgo ALARP

El riesgo es tomado solo si hay un beneficio

Las Clases II y III corresponden al riesgo ALARP y debe minimizarse

el riego tanto como sea posible

Región de Riesgo INACEPTABLE

Región de Riesgo ACEPTABLE

CLASE I: Riesgo Intolerable, se debe rediseñar el proyecto o no realizarlo. El Riesgo solo puede ser justificado excepto en circunstancias extraordinarias

CLASE IV: Riesgo despreciable

Se debe asegurar que el riesgo permanece en este nivel

CRITERIOS GENERALES PARA LA ACEPTACION DE RIESGOS

CLASE II: Riesgo Indeseable, tolerable solo si la reducción del riesgo es impracticable o el costo es desproporcionado a la mejora ganada

CLASE III: Riesgo tolerable, si el costo de la reducción excede la mejora ganada

CODIGO IEC 61508CODIGO IEC 61508


RIESGO CERO vs. ALARPRIESGO CERO vs. ALARP

•• ALARP ALARP (As (As LowLow As As ReasonablyReasonably PracticalPractical))–– El riesgo solo puede ser minimizado a un cierto nivel El riesgo solo puede ser minimizado a un cierto nivel

bajo la tecnologbajo la tecnologíía actual y a un costo razonable.a actual y a un costo razonable.•• El nivel admisible de riesgo esta determinado El nivel admisible de riesgo esta determinado

tanto por la tecnologtanto por la tecnologíía como por el nivel de a como por el nivel de alarma de la sociedad alarma de la sociedad

•• Cada empresa debe crear su propia tabla Cada empresa debe crear su propia tabla considerando las siguientes situaciones considerando las siguientes situaciones especificas: factores sociales, polespecificas: factores sociales, polííticos, ticos, econeconóómicos, definiendo consecuencias y micos, definiendo consecuencias y frecuencia.frecuencia.


MATRIZ DE DECISION DEL RIESGOMATRIZ DE DECISION DEL RIESGO

Consecuencias

10 - 6

10 - 5

10 - 3

10 - 2

Prob

abilid

ad (F

alla

s/añ

o)

10 - 4

Menor Significativa Severa Mayor

Aceptable

No Aceptable

ALARP

Riesgo inherente al proceso

Riesgo final del proceso


CONCEPTO DE CATÁSTROFE

• El concepto de catástrofe está asociado desde la antigüedad con acontecimientos imprevistos y funestos que alteran el orden natural de las cosas.

• También se dice que una catástrofe es el paso de un estado estable a otro en un tiempo que resulta muy breve, comparado con el tiempo pasado en los estados estables.

• La predicción de las catástrofes debe hacerse en términos básicamente probabilísticos.

• Una liberación de sustancias peligrosas resulta catastrófica cuando puede causar serios daños a las personas dentro o fuera del ámbito de trabajo



DEGRADACIÓN DE LOS MATERIALES

• Las instalaciones están sujetas a ladegradación de los materiales en función las solicitaciones en servicio y el tiempo.

• Pueden resultar operativos diversos mecanismos de daño tales como corrosión, creep, desgaste, fragilización, etc.,

• Como consecuencia puede ocurrir un:– Envejecimiento normal del equipo– Envejecimiento prematuro del equipo



ELEMENTOS DE UN ACCIDENTE

• Para prevenirlos o mitigar sus efectos se debe actuar sobre: – Eventos preliminares,– Evento iniciador– Eventos intermedios – Contención del daño, minimizando sus

consecuencias y evitando que se originen otros eventos iniciadores.



ESCENARIO DE RIESGO –SECUENCIA DE UN ACCIDENTE

Eventoiniciador

Control y Reducciónde Riesgos

Asegurar que los riesgos “a priori” sean menores que los admisibles

Contención de RiesgosMinimizar las consecuencias y asegurar que no se disparen

otros eventos

Con

secu

enci

as

Even

to in

i cia

dor

Even

tos

inte

rmed

ios

Even

tos

prel

i min

ares

Accidente



Causas de los accidentes

• Errores Humanos (entre 30 y 90% de los accidentes causados por error u omisión durante el diseño, construcción, operación, transporte, mantenimiento, gestión).

• Fallas en materiales (la principal causa del colapso de los materiales es la Propagación de fisuras; Corrosión 20-30%, otras 10-15%)

• Fallas en equipamiento e instrumentación (Mecánicas, estructurales, eléctricas, electrónicas)

• Eventos externos (eventos naturales, eventos inducidos por el hombre, fallas en servicios auxiliares, efecto dominó)

• Inadecuado diseño del proceso (3-8%) (Process Design)• Inadecuada modificación del proceso (Management of

Change (MOC)) “Cualquier modificación debe ser diseñada, construida, ensayada y mantenida de acuerdo con el standardoriginal de la planta” (From the Official Report on the explosion at Flixborough, England, on June 1st 1974) (Mantenimiento 20%).



Accidentes en ductos

• En el curso analizaremos causas históricas de fallas en ductos y aquellas condiciones o acciones que tienen impacto sobre el potencial de falla. Estas listas son resultado de Hazoprealizados por diversos autores y estadísticas de organismos de USA.



Hazardous Liquid Pipeline Accident Summary by Cause 1/1/2002 - 12/31/2003

5 1$74,792,161175,475272Total

1112.1$9,059,81120,02213.637Other

401.1$817,2088,3325.114Operations

0023.8$17,775,62955,61025.469Corrosion

003.7$2,761,0685,71715.442EquipmentFailure

0041.0$30,681,74142,60616.545Materials orWeld Failure

002.8$2,062,5353,0684.412OtherOutsideForce

003.5$2,646,4475,0454.813Natural Forces

0012.0$8,987,72235,07514.740Excavation

InjuriesFatalities% of Total Damages

PropertyDamages

BarrelsLost

% of Total Accidents

Number ofAccidents

ReportedCause

Notes: (1) The failure data breakdown by cause may change as OPS receives supplemental information on accidents. (2) Sum of numbers in a column may not match given total because of rounding error.



Natural Gas Transmission Pipeline Incident Summary by Cause 1/1/2002 - 12/31/2003

132$66,351,182180Total

007.2$4,773,64711.120Other

203.4$2,286,4553.36Operation

0018.3$12,130,55820.036Materials

508.0$5,337,3646.712Equipment

0036.6$24,273,05125.646Corrosion

307.1$4,688,7178.916Other OutsideForce Damage

0012.5$8,278,0116.712Natural ForceDamage

326.9$4,583,37917.832ExcavationDamage


PropertyDamages

% of Total Incidents

Numberof

Incidents

ReportedCause

Note that corrosion (external and internal) is the most common cause of natural gas transmission pipeline incidents in 2002-2003.



Natural Gas Distribution Pipeline Incident Summary by Cause 1/1/2002 - 12/31/2003

10421$46,098,035246Total

311323.0$10,617,68328.570Other

48670.1$32,334,35262.2153OutsideForce

920.1$60,0001.23Corrosion

1606.7$3,086,0008.120Construction/Operation


PropertyDamages

% of Total Incidents

Numberof

Incidents

ReportedCause

Note that over 60% of natural gas distribution pipeline incidents were caused by outside force damage in 2002-2003. These incidents can include damage from excavation by the operator or by other parties, as well as damage from natural forces.



CONSECUENCIAS DE UNA FALLA (COF)RBI considera primariamente las fallas que llevan a una pérdida de contención de un recipiente.

La pérdida puede formar una nube, que puede provocar los siguientes efectos para la seguridad, confiabilidad y rentabilidad:

• Tóxicos • Incendio• Explosión• Ambientales• Económicos (interrupción del negocio)

Para API RBI Falla = “Loss of containment”



OBJETIVOS SISTEMA CAPAZ DE INTEGRAR

• Minimizar Costos• Maximizar Disponibilidad • Maximizar Confiabilidad• Maximizar Seguridad y

Protección ambiental


Sistema de Gestión de Activos Físicos


Visión de la Gestión de Activos


GESTION INDUSTRIAL RESPONSABLE

• Una gestión industrial eficiente y responsablees la que contempla en forma integral los aspectos de seguridad, confiabilidad, disponibilidad y rentabilidad vinculados con su negocio.– Gestión de la Calidad– Gestión de Riesgos

• Gestión de Riesgos Económico-Financieros• Gestión de Riesgos de Ingeniería

– Gestión de Mantenimiento– Gestión de Integridad de activos físicos


ISO 9000CALIDAD

ISO14000RIESGOS

AMBIENTALES

EPA (U.S.)Environmental

Protection AgencyRISK MANAGEMENT PLAN REGULATON

OSHA (U.S. ) Occupational Safety

and Health Administration

PROCESS SAFETY MANAGEMENT

OHSAS 18001BS 8800

NORMATIVAS APLICABLES


SISTEMA DE GESTION DE RIESGOS DE INGENIERIA


SISTEMA DE GESTION DE RIESGOS

• Un Sistema de Gestión de Riesgos es una aproximación a la gestión de sistemas industriales basada en la identificación y control de aquellos eventos peligrosos, que tienen el potencial de causar cambios no deseados con consecuencias catastróficas.


SISTEMA DE GESTION DE RIESGOS

• Actividades coordinadas para dirigir y controlar una organización con relación a los riesgos. Incluye:– Evaluación del Riesgo– Reducción o Mitigación del Riesgo– Aceptación del Riesgo– Comunicación del Riesgo

• Análisis de Riesgo: Uso sistemático de la información para identificar peligros y estimar riesgo. El análisis de riesgo permite la evaluación, mitigación y aceptación de riesgos


GESTIÓN PARA MINIMIZAR LOS RIESGOS

Gestión del

Riesgo

PLANIFICACIONESTRATEGICA

FORMULACION

ANALISIS

INTERPRETACION

PLAN TACTICOELIMINACION

DELRIESGO

DETECCION

DIAGNOSTICO

CORRECCION


GESTIÓN PARA MINIMIZAR LOS RIESGOS

Gestión del

Riesgo

PLANIFICACIONESTRATEGICA

FORMULACION

ANALISIS

INTERPRETACION

PLAN TACTICOELIMINACION

DELRIESGO

DETECCION

DIAGNOSTICO

CORRECCION MANTENIMIENTO REACTIVO

ANALISIS DE FALLA

INSPECCION BASADA

EN RIESGORBI

MANTENIMIENTO CENTRADO EN LACONFIABILIDAD

RCM

LAYER OF PROTECTION

ANALYSIS

LOPA

ANALISIS DE PELIGROS DE

PROCESOS PROCESS HAZARDS ANALYSIS

PHA

PROCESS SAFETY

MANAGEMENTPSM

HAZOP / WI / FTA / FMEA

INICIATIVAS BASADAS EN RIESGO Y SEGURIDAD

INICIATIVAS BASADAS EN INTEGRIDAD ESTRUCTURAL

APTITUD PARA EL SERVICIO

VIDA REMANENTE


LAYER OF PROTECTION ANALYSIS (LOPA)

• Estratos de protección en Plantas petroquímicas ordenados por su activación ante una condición peligrosa– DISEÑO DE LA PLANTA, DISEÑO DEL PROCESO (P&I) – SISTEMA DE CONTROL BASICO DEL PROCESO,

ALARMAS BASICAS DE PROCESO, OPERADORES Y SUPERVISORES

– ALARMAS CRITICAS– SISTEMAS DE BLOQUEO DE SEGURIDAD, CONTROL

MANUAL , CONTROL REMOTO– PROTECCION FISICA, SISTEMAS DE ALIVIO, – RESPUESTA DE LA PLANTA A LA EMERGENCIA

(PROCEDIMIENTOS DE EMERGENCIA) – RESPUESTA DE LA COMUNIDAD A LA EMERGENCIA


PLANIFICACION ESTRATEGICA DEL CONTROL DE RIESGOS

• Definir el sistema,• Identificar peligros• Determinación de posibles escenarios de riesgo• Evaluar riesgos (consecuencias y probabilidad)• Asegurar que el riesgo sea “a priori” menor que el nivel máximo de riesgo aceptable (nivel de riesgo seguro), • Evaluación y priorización de acciones correctivas.• Elaboración de planes para evitar riesgos inaceptables y realizar el control operacional de los riesgos con tácticas para minimizarlos• Justificar económicamente las acciones correctivas,• Eliminar o controlar peligros, • Verificar que los controles son adecuados y están correctamente implementados, • Determinación del impacto de las acciones correctivas sobre el riesgo • Aceptar el riesgos residual• Documentar las acciones realizadas.


INDUSTRIAS DE PROCESOS QUIMICOS

• Esta dentro del marco regulatorio de OSHA para la seguridad laboral

• 1985 “Guidelines for Hazard Evaluation Procedures” AICE (American Institute of Chemical Engineers) (Aplicación voluntaria)

• 1992 “Process Safety Management” 29 CFR 1910.119: – requiere emplear Ingeniería de Seguridad y

herramientas de gestión de riesgos en la industria de procesos (Ej.HAZOP)


HERRAMIENTAS DE GESTION

• Entre las herramientas para la toma de decisiones y de filosofías de gestión, con diferentes alcances, se encuentran – TPM, – RCM, RCM2, – FMEA, FMECA, – HAZOP, – IBR, – Árbol de fallas, etc.


SISTEMA DE GESTION DEL MANTENIMIENTO


Importancia económica del mantenimiento

• En industrias de capital intensivo, los costosde mantenimiento oscilan entre 25 y 45 % de los costos de producción

• Preservar los activos físicos de la compañíade manera tal que operen dentro de lo esperado en su contexto operacional

• Maintenance, Replacement and Reliability: Theory and Applications, by Andrew K S Jardine and Albert H C Tsang, CRC Press, 2006, USA


MANTENIMIENTO

• Preserva las funciones de los activos• Minimiza, elimina o evita las consecuencias de los fallos• Maximiza disponibilidad• Maximiza confiabilidad• Minimiza riesgos a la salud ocupacional y ambientales• Minimiza riesgos a la interrupción del negocio• Maximiza uso eficiente de la energía• Maximiza calidad del producto • Maximiza servicio al cliente. • Minimiza costos• Maximiza rentabilidad


MANTENIMIENTO

• Discrimina entre la propensión de algunos equipos a fallar cuando envejecen y que la mayoría de los fallos no son mas probables cuando transcurre el tiempo.

• Toma decisiones con datos insuficientes o inciertos, en este caso se dice que esta basado en riesgo.


TIPOS BASICOS DE MANTENIMIENTO

• Predictivo o basadas en condición (10%)• Preventivo (restaura un ítem o lo cambia a

intervalos fijos)• Correctivo o reactivo (repara un ítem cuando

descubre que esta fallando o ha fallado)• Detectivo o verificación funcional (verifica si un

ítem – Ej. una alarma de incendio - aun funciona). Fallos ocultos o no evidentes afectan los dispositivos de protección. (40%)


Estrategia de Mantenimiento• Qué incluye la Estrategia?

– Gestión de Mantenimiento y Activos en contexto– Estrategia Organizacional

• Divisional – Planta

• Por qué la Estrategia es importante?– Diagnóstico de Mantenimiento– Desarrollo de la Visión– Análisis de Gaps– Contratos de Mantenimiento

• Qué logramos?– Consistencia de Visión

• Comprendida en toda la organización.• El enfoque en grupos de trabajo da sustento a la estrategia, sin entrar en

conflicto con otros grupos relacionados. • Estrategia desarrollada en función del contexto del negocio.


CDEF

AB

Conditional probability of failure over time. From Nowlan and Heap.

Tácticas de Mantenimiento• Qué incluyen las Tácticas?

– Opciones de Tácticas• Run-to-failure• Redundancia• Reemplazo de componentes

programado• Overhaul programado• Mantenimiento Ad-hoc• Mantenimiento Preventivo• Mantenimiento basado en

Condición• Rediseño

– Costo de las Tácticas– Análisis de Fallas

• Por qué la Táctica es importante?– Factor primario en la determinación de

la efectividad de los esfuerzos del mantenimiento.

• Si las tácticas no son apropiadas para los modos de falla, …no solo se desperdicia esfuerzo, … Sino que fallas potenciales pueden aparecer.


Confiabilidad• Qué incluye la Confiabilidad?

– Mantenimiento de Confiabilidad (RCM, FMEA, FMECA, RCA)

– Creación de valor para los Clientes– Pasos

• Seleccionar las áreas de Planta que interesan• Determinar las Funciones clave & Metas de

Productividad• Determinar Fallas Funcionales• Determinar Modos de Falla y sus efectos• Seleccionar Tácticas de Mantenimiento Factibles &

Efectivas• Implementar las Tácticas Seleccionadas• Optimizar las Tácticas• Actualizar los Programas de Mantenimiento

• Por qué es importante?– Efectividad de las tácticas.

• Focalizar esfuerzos en factores que proporcionarán los mayores beneficios.

• Reducir las tácticas que agreguen poco valor, …o generen consecuencias negativas.

• Qué logramos?– Desarrollo de procesos para tácticas.

• Frecuencia de revisión de las tácticas.• Historial de equipos revisado para determinar fallas

repetitivas.• Proceso estructurado usado para analizar fallas

repetitivas.• Fallas con consecuencias severas analizadas.

Cos

to

Confiabilidad

OPTIMIZAR LA PLANIFICACION Y PROGRAMACION DE TRABAJOS

AUMENTAR LA CONFIABILIDAD DEL EQUIPO

ELIMINAR TAREAS QUE NO AGREGAN VALOR


Gestión de MantenimientoOptimizing Equipment Maintenance & Replacement Decisions

1.Best PreventiveReplacement Timea) Replace only on

failureb) Constant Intervalc) Age-Basedd) Deterministic

PerformanceDeterioration

2.Glasser’s Graphs3.Spare Parts

Provisioning4.Repairable

Systems5.Software OREST

&SMS

1.Economic Lifea) Constant Annual

Utilizationb) Varying Annual

Utilizationc) Technological

2.Tracking Individual Units

3.Repair vs Replace4.Software PERDEC &

AGE/CON

1.Inspection Frequency for a Systema) Profit

Maximisationb) Availability

Maximisation 2.A, B, C, D Class

Inspection Intervals3.Condition-Based

Maintenance (Oil Analysis)

4.Blended Health Monitoring & Age Replacement

5.Software EXAKT

1.Workshop Machines / Crew Sizes.

2.Right Sizing Equipmenta) Own Equipmentb) Contracting Out

Peaks in Demand

3.Lease / Buy

ComponentReplacement

Capital EquipmentReplacement

InspectionProcedures

ResourceRequirements

Probability & Statistics(Weibull Analysis)

Time Value of Money(Discounted Cash Flow)

DynamicProgramming

Queueing TheorySimulation

DATA BASE (CMM/EAM/ERP System)


Preventive Replacement Cost Conflicts

Total Cost Per Week, C (tp)

Optimal Value of tp

tp

$/W

eek

Failure ReplacementCost/Week

Preventive ReplacementCost/Week

Optimal Replacement Time


Replacement Age ( years)

Optimum replacement age

Total cost

Fixed cost

Ownership cost

Operations and maintenance costA

nnua

l Cos

t

Economic Life Problem


Optimal Inspection Frequency: D(n) Model

Total Downtime versus Inspection Frequency

Inspection Frequency (n)

Tota

l Dow

ntim

e (D

)

Downtime due to Inspections and Minor Maintenance

Downtime due to System Failures

Optimal inspection frequency minimizes total downtime, D(n)

Total Downtime, D(n)

inn +=

µλ )(D(n)


ANALISIS DEL IMPACTO ECONOMICO EN EL CICLO DE VIDA

Especificar la naturaleza del problema

-opciones alternativas-

Determinar los Costos Directos de Mitigación-opciones alternativas-

Determinar las pérdidas del sistema con y sin

alternativas de Mitigación

Calcular la relación Costo/Beneficio o NPV para las alternativas

Elegir la mejor alternativa


SISTEMA DE GESTION DE LA INTEGRIDAD”


Iniciativas Basadas en Integridad

Iniciativas Basadas en

Riesgo

AnálisisCosto

/Beneficio del ciclo de vida

de los activos

Sistemas de Gestión

Herramientas Informáticas

SISTEMA DE GESTION DE INTEGRIDAD

Factor Humano


Modelo Básico de Sistema de Gestión deIntegridad de Activos Físicos

• a) adopción de políticas y estrategiasreferidas a la integridad,

• b) organización, definición de roles y responsabilidades, control, comunicación, competencia y cooperación,

• c) desarrollo de planes y procedimientos, más los medios de implementar la evaluación de los riesgos a la integridad, inspección basada en riesgo, almacenamiento de la información, análisis de datos, informes, acciones correctivas,

• d) adopción de métodos para medir la performance del sistema respecto de los criterios predeterminados, KPI,

• e) uso sistemático y regular de revisión “in house” de la performance del sistema de gestión, se emplean medidas proactivas y reactivas, y

• f) el empleo de auditorias periódicas para la gestión y monitoreo del sistema, asegurando que opera correctamente, y que se aprenden las lecciones empleándolas para mejoras futuras.


Procesos que integran el Sistema de Gestión

• Procesos que sirven para Gestionar el Sistema, incluyen los de Planeamiento Estratégico, Establecimiento de Políticas, Fijación de Objetivos, Provisión de Comunicaciones, Asegurar la disponibilidad de los Recursos necesarios y las Revisiones Gerenciales

• Procesos Operativos.• Procesos de Medición, Análisis y Mejora, que incluyen

aquéllos necesarios para medir y agrupar datos para el análisis del desempeño y la mejora de la eficacia y la eficiencia. Incluyen los Procesos de Medición, Monitoreo y Auditoria, así como los de Acciones Correctivas y Preventivas, y son parte integral de los Procesos de Gestión, de Gestión de Recursos y de Realización del Producto.


EL PROCESO OPERATIVO DE GESTIÓN DE LA INTEGRIDAD

• Identificación preliminar de amenazas o peligros y Recolección de Datos

• Identificar el potencial de peligros, evaluación de Riesgos, estimándose la probabilidad y consecuencias de potenciales eventos no deseados.

• Definir un ranking de riesgos.• Desarrollar planes de inspección

basados en riesgo (Qué, Dónde, Cómo, Cuándo Inspeccionar) y definir estrategias y tácticas de mantenimiento.

• Evaluar la Integridad que incluye: – Inspección y ensayo – Evaluación de las indicaciones

resultantes – Determinación de la integridad por

medio de análisis de Aptitud para el Servicio.

• Respuesta a los resultados de la evaluación de integridad y mitigación

Identificación de Amenazas

Integración de Datos

Evaluación de Riesgos

Evaluación de Integridad

Respuesta a la Evaluación de Integridad y Mitigación

Evaluarontodas las amenazas ?

SI

NO


Gestión de Integridad según API y ASME• “MANAGING SYSTEM INTEGRITY OF GAS PIPELINES” ASME

B 31.8 S-2004

• “MANAGING SYSTEM INTEGRITY FOR HAZARDOUS LIQUID PIPELINES” API STANDARD 1160, NOV 2001

• “RISK-BASED METHODS FOR EQUIPMENT LIFE CYCLE MANAGEMENT”, CRTD - Vol. 41, ASME International, 2003.

• “RISK – BASED INSPECTION” American Petroleum Institute, API 581, Recommended Practice, First Edition, May 2000 / API RP 580 May 2002.– “Fitness - For - Service”- API RP 579, American Petroleum Institute,

API, Recommended Practice, First Edition, January 2000.


RISK-BASED METHODS FOR EQUIPMENT LIFE CYCLE

MANAGEMENT

CRTD - Vol. 41, ASME International, 2003.


• Entre las herramientas provistas por el método están:– Análisis Cualitativo para elaborar un ranking

preliminar– Análisis Cuantitativo usando datos genéricos,

opinión experta y modelos ingenieriles.– Análisis de Sistemas empleando árboles de fallas

y de análisis de eventos– Optimización para el reemplazo de componentes– Desarrollo de programas de inspección.



Métodos Cuantitativos

• Risk-Based Methods for Equipment Life management, CRTD - Vol. 41, ASME International, 2003.



CRTD - Vol. 41, ASME, 2003.



CTI Solari y Asociados SRL 149CRTD - Vol. 41, ASME, 2003.






Análisis de Riesgo Cuantitativo

• El análisis cuantitativo asigna valores numéricos a la probabilidad de falla y costos a la consecuencias.

• Construye la curva Probabilidad de Falla vs. Tiempo para cada componente.

• Para sistemas complejos puede requerirse el empleo de análisis FTA, árboles de eventos o fallas, para explorar la relación entre componente y sistema



Probabilidad de Falla vs Consecuencias (Análisis de Riesgo Cuantitativo)

1200

1100

1300

1400

1000

0

0,1

0,2

0,3

0,4

0,5

0,6

0,7

0,8

$0 $200.000 $400.000 $600.000 $800.000 $1.000.000 $1.200.000

Total Dollars Lost

Cum

ulat

ive

Prob

abili

ty o

f Fai

lure



Estrategia de reemplazo de componentes

• La estrategia sugerida por ASME es – Optimización basada en reemplazos con

restricciones (seguridad y otras).– Inspeccionar (empleando métodos que permitan

conocer que y cuando inspeccionar RBI) antes de la fecha proyectada de reemplazo.

– Comparar la condición actual del componente determinada por inspección con las condiciones proyectadas.

– Reemplazar el componente o calcular una nueva fecha de reemplazo.



Net Present Value (NPV)• El valor presente es la contribución al valor de un activo

considerando un dado estado futuro, se expresa en dólares equivalentes al valor actual.

• El valor neto es la diferencia en el valor presente entre lo que hace la instalación normalmente y lo que mantenimiento propone hacer.

• La mejor estrategia (mejor tiempo para tomar la acción de reemplazo de un equipo) será la que produce el mayor valor positivo de NPV o el menos negativo mientras cumple con las restricciones impuestas de seguridad (u otras).



NPV Valor Presente Neto

NPV= CB – (CP +CA)

CB Costo Base (sin hacer nada)

CP Costo con el proyecto alternativo

CA Costo del Proyecto



Análisis del Costo Total del Ciclo de Vida

• Es un método de evaluación económica que permite comparar diferentes alternativas de inversión.

• La decisión de cual es la alternativa de rehabilitación se toma maximizando el valor presente neto.

• Se considera como costo del ciclo de vida a la suma del costo inicial (proyecto, construcción, puesta en marcha, etc.), costo de reparaciones (mantenimiento, se considera probabilidad de fallas y numero de fallas), costo para los usuarios (asociados con el trafico, rutas alternativas, etc.) y costo de falla (incluyendo daños, fatalidades, etc.) .



Valor Presente Neto.

• Para el análisis económico ASME emplea los conceptos de El valor presente es la contribución al valor de un activo considerando un dado estado futuro, se expresa en dólares equivalentes al valor actual.

• El valor neto es la diferencia en el valor presente entre lo que hace la instalación normalmente y lo que se propone hacer, considerando también su costo de implementación.

• La mejor estrategia (mejor tiempo para tomar la acción de reemplazo de un equipo) será la que produce el mayor valor positivo de NPV o el menos negativo mientras cumple con las restricciones impuestas de seguridad (u otras)

DistribuciDistribucióón de Probabilidades en el n de Probabilidades en el calculo del Valor Presente Neto NPVcalculo del Valor Presente Neto NPV



CRTD - Vol. 41, ASME, 2003.


“FACTOR HUMANO”


• En algunas industria como la aviación, química, naval, etc. Los errores humanos son causal del 80 al 90% de los accidentes. La necesidad de analizar los errores humanos resulta crucial.

• Se han desarrollado metodologías para analizar los errores humanos , lideradas por los desarrollos de la NASA

• HF PFMEA “Human Factors Process FailureMode and Effect Analysis”.

Errores Humanos


HF PFMEA: “Human Factors Process Failure Mode andEffect Analysis”.

• El análisis comienza dividiendo el proceso en tareas discretas de manera de que las acciones asociadas con cada tarea puedan ser específicamente analizadas para determinar potenciales errores humanos.

• Luego se identifican los Factores Contribuyentes, elementos que pueden incrementar o disminuir la posibilidad de error.(Ej. el entrenamiento del personal es positivo).

• El siguiente paso es definir Barreras (ítems que ayudan a prevenir a una persona que cometa un error) y Controles (elementos para detectar y/o corregir un error tales como inspecciones).

• Evaluación del Riego• Empleo de Estrategias para la Reducción del riesgo.• Se emplean también Bases de datos de errores.


INFLUENCIA DEL COMPORTAMIENTO HUMANO SOBRE EL RIESGO(“Review of Findings for Human Error Contribution to Risk in Operating Events” NURG INEEL/EXT-

01-01166 August 2001)

• El error humano contribuye significativamente a incrementar los riesgos (el error humano promedio contribuye al riesgo en un 62%)

• Los errores latentes resultan mas predominantes que los errores activos (4 a 1).

• En general los eventos tienen la contribución de múltiples errores humanos (el 50% de los eventos tienen la contribución de mas de 5 errores humanos)

• Los errores de diseño están presentes en el 81% de los eventos, los errores de mantenimiento en el 76% de los eventos y los errores de operación en el 54% de los eventos.


INFLUENCIA DEL COMPORTAMIENTO HUMANO SOBRE EL RIESGO

• HRA: Human Reliability Analysis• Error Activo: errores que resultan en un

evento iniciador o aquellos que ocurren posteriormente al efecto iniciador.

• Error Latente: errores que se cometen antes del evento iniciador y cuyos efectos no se evidencian hasta que ocurre el evento.

• Falla: incapacidad de un componente o humano para realizar sus funciones


INFLUENCIA DEL COMPORTAMIENTO HUMANO SOBRE EL RIESGO CATEGORIAS DE ERRORES HUMANOS

1. Operación2. Diseño y Practicas de Cambio de Diseño3. Practicas de Mantenimiento4. Procedimientos y Desarrollo de

Procedimientos5. Programa de Acción Correctiva6. Gestión y Supervisión


INFLUENCIA DEL COMPORTAMIENTO HUMANO SOBRE EL RIESGO CATEGORIAS DE ERRORES HUMANOS

PARTICIPACION DE LAS CATEGORIAS DE ERRORES HUMANOS1.Operación

17%

2.Diseño y Practicas de Cambio de Diseño

25%

3.Practicas de Mantenimiento 24%

ocedimientos y Desarrollo de Procedimientos

12%

5.Programa de Acción Correctiva 13%

6.Gestión y Supervisión 9%


• Risk-Based Methods for Equipment Life Management, CRTD - Vol. 41, ASME International, 2003. Appendix D: Human Factors


Procedimiento ASME para Evaluar la Probabilidad de Error Humano

• Describir el sistema en términos de equipos y personas

• Describir las consecuencias en términos de escenarios

• Trasladar los escenarios a un árbol de fallas para identificar los procedimientos que son potenciales fuentes de errores humanos

• Asignar probabilidad a cada error se emplea un Check List para identificar los factores humanos y otro para asignar la probabilidad de error humano (HEP) y sugerir como reducirla.

• Se considera que el “error humano” es otro “componente” que puede fallar. Por lo tanto deben analizarse también las consecuencias.

CTI Solari y Asociados SRL 169-3Casing modified for anti sabotage

-10Casing

Detection type prevention

0-18Barrier prevention

-20Surface FacilitiesG

0-2Industry CooperationF

0-2Threat of punishmentE

0-2ResolveD

0-8Security ForcesC

0-5IntelligenceB

Well publicized as a community servicexRegular meetings with community leadersxSignificant, noticeable, positive impact programxselect one

0-16Community PartneringA

Mitigation

SABOTAGE MODULE

SABOTAGE EN DUCTOS


ASME B 31.8 S-2004

Managing System Integrityof Gas Pipelines



ASME B 31.8 S-2004



ASME B 31.8 S-2004



ASME B 31.8 S-2004

Integrity assesment: proceso que incluye• Inspección y ensayo de las instalaciones,

• Evaluación de las indicaciones resultantes de las inspecciones, y ensayos

• Caracterización de las evaluaciones por tipo de defectos y severidad

• Determinación de la integridad de la cañería por medio de análisis

Risk assesment:

proceso sistemático para identificar el potencial de peligros estimándose la probabilidad y consecuencias de potenciales eventos adversos.


Trabajo Practico B 31.8S PROGRAMA DE GESTION DE INTEGRIDAD

ElaborarPlan de CalidadPar 12

ElaborarPlan de CalidadPar 12

ElaborarPlan Gestión de Cambios

Par 11

ElaborarPlan

ComunicacionesPar. 10

ElaborarPlan

ComunicacionesPar. 10

ElaborarPlan

PerformancePar. 9

ElaborarPlan

PerformancePar. 9

ElaborarPlan de Calidad

Par 12

ElaborarPlan Gestión de Cambios

Par 11

ElaborarPlan Comunicaciones

Par. 10

ElaborarPlan Performance

Par. 9

Elaborar Plan de

Integridad A 8 y 9

Elaborar Plan de

Integridad A 7

Elaborar Plan de Integridad A 5 y A 6

Elaborar Plan de

Integridad A 4

Elaborar Plan de

Integridad A 3

Elaborar Plan de

Integridad A 2

Elaborar Plan de

Integridad A 1

Leer Párrafos 1.1, 1.2, 1.3 y 2.1

Grupo 7

Grupo 6

Grupo 5Grupo 4

Grupo 3

Grupo 2

Grupo 1


Peligros potenciales que tienen impacto en la integridad

• Se han identificado 22 causas raíz de incidentes en gasoductos (21 mas causa desconocida).

• Cada causa representa un peligro.• Las 21 causas han sido agrupadas en 9

categorías de tipos de fallas relacionadas de acuerdo con su naturaleza y características de crecimiento.

ASME B 31.8 S-2004



Peligros potenciales que tienen impacto en la integridad

Corrosión Bajo tensiones (SCC)

Fuertes lluvias

Movimientos de Tierra

Incendios

Clima fríoDaños relacionados con el clima y fuerzas externas

Incorrecto procedimiento de operación

Vandalismo

Daños previos (demorados)

Daños inmediatos por terceros

Daño mecánicos por terceros

Independientes del Tiempo

Miscelánea

Fallas en empaquetadura/ sellos de bombas

Mal función del equipamiento de control - alivio

Fallas en juntas (O-ring)

Equipamiento

Rotura de caños

Curvado de caños defectuosos

Soldaduras de fabricación defectuosas

Soldadura circunferencial defectuosa

Defectos relacionados con la soldadura y montaje

Caño defectuoso

Soldadura longitudinal defectuosaDefectos relacionadoscon la manufactura

Estables en el tiempo

Fatiga y Corrosión -Fatiga

Corrosión interna

Corrosión Externa

Dependientes del Tiempo



Managing System Integrity forHazardous Liquid Pipelines

API STANDARD 1160, NOV 2001




Objetivos API STD 1160

• El objetivo del operador de una línea de conducción es operar de tal manera que no se produzcan efectos adversos a los empleados, al ambiente, al publico o a sus clientes como resultado de sus acciones, mientras satisface las necesidades de sus clientes y tiene un beneficio económico.



5 Programa de Gestión de Integridad



5 Programa de Gestión de Integridad

• Provee de un medio para incrementar la seguridad de la línea y utilizar los recursos en forma costo efectiva para:– Identificar y analizar los eventos presentes

y potenciales que pueden causar incidentes

– Evaluar la probabilidad y consecuencias potenciales de los incidentes



Programa de integridad• La integridad del sistema (línea de conducción) se

construye inicialmente desde la planificación, proyecto y construcción, y continúa durante la operación y mantenimiento, que debe ser realizada por personal calificado y con procedimientos adecuados.

• El programa debe ser flexible.• La integración de la información es clave.• Es un proceso contínuo.• Se toman decisiones sobre mitigación



Programa de Gestión de IntegridadAPI STANDARD 1160, NOV 2001




6 Áreas de Grandes Consecuencias

• Identificación de áreas de grandes consecuencias, HCA, (donde los impactos sobre la población son mas adversos): – ver 49 CFR Part 195.450

• La identificación de la HCA se emplea en la evaluación de riesgos, la inspección y mitigación.





7 Obtención de datos, revisión e integración

• Fuentes de datos– Registros de materiales, diseño, y

construcción– Registros para identificar la localización de la

línea– Registros de operación, mantenimiento,

inspección y reparación.– Registros que identifican secciones

potencialmente peligrosas– Registros de incidentes y riesgos



7 Obtención de datos, revisión e integración

• Identificación y localización de los datos– Identificación de los datos necesarios– Localización de los datos

• Establecer un sistema común de referencias (ej. Unidades comunes)

• Recolectar los datos• Integración de datos



8 Implementación de la evaluación de riesgos



8.1 Desarrollo de Risk Assessment Approach. Definiciones

• Riesgo: Combinación de la probabilidad de un evento y sus consecuencias

• Análisis de Riesgo: Uso sistemático de la información para identificar las fuentes de peligro y estimar su riesgo (asignando valores a su probabilidad y consecuencia).

• Evaluación del Riesgo: determinación de lasignificación del riesgo por comparación entre el riesgo estimado y un criterio de riesgo.



8.1 Desarrollo de Risk Assessment Approach

• El objetivo de la evaluación de riesgos es identificar y priorizar los riesgos de la línea para que el operador pueda determinar como, donde y cuando emplear los recursos para mitigacion de los riesgos y mejora de la integridad de la línea.

• La evaluación de riesgos es un proceso analítico muy importante en un programa de integridad.




• La información necesaria para desarrollar la evaluación de riesgos tiene las siguientes características:– Pueden ser incompletos. – Cambian en función del tiempo

• Se requiere emplear los datos de mejor calidad y mas completos para el análisis

• Sin embargo los datos incompletos pueden ser empleado en los análisis preliminares para priorizar porciones del sistema y/o desarrollar un “baseline inspection plan”.




• Para seleccionar el método de evaluación de riesgos se debe responder a:– Que decisiones gerenciales deben basarse en los

resultados de la evaluación de riesgos– Que resultados específicos son requeridos para

soportar los procesos de decisión?– Que nivel de recursos son requeridos para lograr

que su implementación sea exitosa?– Cuanto tiempo se dispone para su implementación?




• Cualquiera sea el método empleado en la evaluación de riesgos este debe responder a las siguientes preguntas básicas:– Que clase de eventos pueden conducir a perder la

integridad del sistema?– Cual es su frecuencia de ocurrencia?– Cuales serian sus consecuencia si ocurren?– Cual es el riesgo global asociado?



8.2 Definición de Riesgo

Riesgo = Frecuencia de Ocurrencia x Consecuencias



8.3 Estimación del Riesgo

• Se debe distinguir entre – Risk Assessment: Proceso global de análisis de

riesgo y evaluación de riesgo– Gestión del Riesgo: Proceso continuo de

actividades coordinadas para dirigir y controlar una organización en relación al riesgo. Esto incluye Análisis de Riesgo, Evaluación del Riesgo, Mitigación del Riesgo, Aceptación del Riesgo, y Comunicación del Riesgo.



Matriz de Riesgo


8.4 Características de un adecuada evaluación de riesgos

• Estructuración de la metodología empleada (flexible, rígida )

• Recursos humanos adecuados para realizar el trabajo

• Emplear la experiencia de eventos pasados (historial)

• Enfatizar sus aspectos predictivos• Es un proceso iterativo.



8.5 Primer pasa en el proceso de evaluación de riesgos

• Designar un equipo de trabajo que cuente con especialistas en gestión de riesgos, operaciones, control de corrosión, ingeniería, mantenimiento, seguridad y ambiente, cumplimiento de las regulaciones y de la gestión de Right-of- Way.

• Emplear técnicas adecuadas (brainstorming, realizar una revisión sector por sector de la línea con mapas, emplear checklist, emplear matrices de riesgo, etc.)



8.6 Evaluación del Riesgo

• API 1160 describe diversos aspectos a ser considerados en la selección del método de evaluación mas apropiado para cada caso.



8.7 Metodologías de Evaluación del Riesgo




• Entre las metodologías existentes serán presentadas las siguientes:

• Sistema de indexación• Métodos cuantitativos



Sistema de Indexación

• SISTEMA DE INDEXACION: técnica intuitiva que evalúa los diversos riesgos asignándole un pesos relativo a cada uno, y combinándolos en un Índice de riesgo total (Overall RiskScore). Su empleo requiere del empleo de elementos subjetivos y de juicio experto.



Sistema de Indexación

• Entre las fortalezas de la técnica de indexación se encuentran:

• Respuesta inmediata• Bajo costo de análisis (aproximación intuitiva

basada en los datos disponibles)• Puede mejorarse sus resultados a medida

que se dispone de mas información • Herramienta para la toma de decisiones



Fuentes de conocimiento empleados en la Evaluación de Riesgos de Ductos

• Conocimiento experto (experiencia) o intuitivos• Información estadística o genérica.• Conocimiento especializado proveniente de estudios

de integridad y vida remanente.

• Evaluación Subjetiva de Riesgos – Es un componente del sistema de evaluación de riesgos

empleando índices (Sistema de Indexación).– Cuando los conocimientos son incompletos, y se emplean

además de la información estadística recursos basados en la experiencia, opinión, intuición y otros recursos no cuantificables la evaluación resulta al menos parcialmente subjetiva.



MODELO PARA EVALUACION DE RIESGOS EN DUCTOS (The Scoring System)

• Se presentara un modelo “hibrido” que emplea varias de las técnicas mencionadas (FMEA; FTA) (subjetivo):

• Se asignan valores numéricos (scores) a las condiciones que contribuyen a la imagen del riesgo de un sistema de ductos.

• Los valores numéricos son determinados a partir de datos estadísticos y la opinión experta del operador.

• Valores altos representan riesgos altos (altas probabilidades y consecuencias)




• La técnica consiste en examinar el sistema (pipeline) y dividirlo en secciones

• Cada sección es examinada en dos partes generales:– Detallada itemización y valorización numérica de los eventos

(evaluando probabilidad de ocurrencia) que pueden hacer fallar al ducto. Se divide en cuatro índices que reflejan las áreas típicamente asociadas con accidentes en ductos

• Corrosión• Diseño• Incorrecta operación • Daño por terceros

– Análisis de las potenciales consecuencias de las fallas, considerando producto transportado (peligrosidad y dispersabilidad), localización y condiciones de operación. Se determina un factor de impacto de las perdidas .

– Se combinan los resultados de la indexación con el factor de impacto por perdidas para determinar un valor de riesgo relativo para cada sección.



Proceso de Análisis de Riesgos en DuctosDatos obtenidos de

registros y entrevistas a los

operadores

Índice por corrosión Índice por Diseño Índice por operación incorrecta

Índice por daño de terceros

Suma de Índices

Factor Dispersión

Peligrosidad Producto

Factor de Impacto por perdidas

RIESGO RELATIVO DE LA SECCION



Evaluación de Riesgo en ductos

SE

CTI

ON

1S

EC

TIO

N 5

SEC

TIO

N 9

SE

CTI

ON

13

SEC

TIO

N 1

7

SEC

TIO

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1

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N 2

5

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29

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50

100

150

200

250

Sections

Analisis

Third Party IndexCorrosion IndexDesign IndexIncorrect Operation IndexTotal Index Sum



Consecuencias

• El “negocio” del transporte de fluidos por ductos depende de:– La confiabilidad del servicio (no interrumpir el

suministro).– Seguridad del servicio.– Bajos costos.

• Tareas que contribuyen directamente(transporte del fluido) e indirectamente (tareas necesarias ej. protección anticorrosiva) al valor agregado

• Tareas improductivas (eliminarlas)




• Etapa 1: Dividir la línea de conducción en secciones apropiadas para su análisis.

• Etapa 2: Decidir los riesgos a considerar• Etapa 3: Construcción de una base de datos

evaluando con el método cada sección del ducto.

• Etapa 4: Identificar los cambios en riesgo producidos y actualizar la base de datos (Mantenimiento)

MODELO PARA EVALUACION DE RIESGOS EN DUCTOS(The Scoring System)


Atributos y PrevencionesAT

RIB

UTO

S

PREV

ENC

ION

ES

Tipo de Suelo

Tipo de Atmósfera

Edad del Sistema

Densidad de

Población Patrullaje

Entrenamiento

Prueba Hidráulica

InspeccionesGolpes de

Ariete

Profundidad del ducto

AccionesCondiciones



Sub división del Sistema

• Criterio introducir un “break point” donde se produzca un cambio importante. Criterio costo-efectivo. Método Prueba y Error.

• Factores a considerar:– Densidad de Población (Ej. Cambios cada 10% de variación)– Condición de corrosividad del suelo (Ej. Cambios cada 30% de

variación, Ej datos cada 200 m) – Condición del coating – Edad de la línea

• DOT considera la definición de población en la ruta de los pipeline cada 1 milla.

• Ej. Para un caso típico en 100 km de ductos aproximadamente 30 secciones.



Clases de Trazado según NAG 100

• Analiza un área de 1600 m por 200 m de ancho. (Para costa adentro). La zona termina 200 m después de los edificios.

• Clase 1: 10 menos unidades de vivienda ocupación humana (también para costa afuera)

• Clase 2: 10 a 45 unidades de vivienda• Clase 3: mas de 46 unidades de vivienda o grupos

de mas de 20 personas (campo de deportes, teatros, etc.)

• Clase 4: presencia de edificios de mas de 4 pisos




• Entre las metodologías existentes serán presentadas las siguientes:

• Sistema de indexación• Métodos cuantitativos



8.8 Identificación de datos requeridos para la evaluación

• Las Tablas 8-1 y 8-2 presentan una lista de variables a considerar por su impacto sobre los factores de riesgo .



Factores de riesgoAPI STANDARD 1160, NOV 2001


Factores de riesgoAPI STANDARD 1160, NOV 2001


8.9 Validación del modelo

• Debe realizarse una validación del modelo empleado realizando revisión de los datos y del modelo de manera de que sus resultados tengan sentido para el operador.



9 Desarrollo e implementación de un Plan de Inspección Inicial (Baseline)



9.1 Plan Inicial (Baseline)

• Con la entrada inicial de datos se puede desarrollar un Plan Inicial de Inspección y posiblemente algunas actividades de mitigación con su cronograma de ejecución.

• Se debe elegir las técnicas de inspección (podría ser prueba hidrostática, pigs, etc.), mas apropiadas para cada activo así como priorizar las acciones y elaborar cronogramas.



9.1 Plan Inicial (Baseline)• El operador debe considerar para

desarrollar su baseline plan:1. Anomalías en la línea que pueden causar

efectos adversos en su integridad.2. Las técnicas de inspección típicas para las

líneas enterradas.3. Metodologías para la evaluación de los

resultados de la inspección4. Metodologías de reparación y otras actividades

de mitigación para mejorar la integridad de la línea



9.2 Anomalías y Defectos• El Apéndice A de API STD 1160 presenta los

diversos tipos de anomalías que suelen presentarse en las líneas de conducción.

• Es esencial comprender las diversas anomalías y las condiciones bajo las que se pueden presentar con el objeto de seleccionar las técnicas de inspección mas efectivas.

• Las Tabla 9.1 contiene una matriz de defectos y las tecnologías de inspección efectivas disponibles.



9.3 Tecnologías de Ensayos para Inspección Interna

• Se describen en esta sección dos técnicas de ensayos:– “in-line inspection” (smart pig o chancho

inteligente) (consultar NACE Technical CommitteeReport “In-Line Nondestructive Inspection of Pipelines“)

– Prueba Hidrostática (consultar API 1110 “PressureTesting Liquid Pipelines”)



9.3.1 Herramientas de inspección interna

• Los chanchos inteligentes actualmente permiten la detección de corrosión, deformaciones y fisuras.

• La selección de la herramienta de inspección interior se basa en las causa raíz de fallas previas, tipo, edad y recubrimiento de la línea, presión de operación, performance de la protección catódica y aspectos ambientales.



9.3.1.1 Detección de Pérdidas de Metal• Standard Resolution Magnetic Flux Leakage (MFL):

empleando un campo magnético axial, generado por imanes permanentes o electroimanes, y por sus características o desviaciones se inducen en forma indirecta diversas anomalías. Tiene limitaciones para detectar discontinuidades longitudinales.

• High Resolution Magnetic Flux Leakage (MFL): Con mas sensores que el método standard, permite dimensionar las anomalías y determinar la resistencia remanente del caño. También si la corrosión es interna e interna. Tiene limitaciones para detectar discontinuidades longitudinales.

• Ultrasonido: mide en forma directa el espesor del caño



9.3.1.2 Detección de Fisuras

• Se han desarrollado herramientas para detectar fisuras o discontinuidades tipo fisuras incluyendo SCC y defectos longitudinales en soldaduras.

• Estas técnicas emplean ultrasonido angular , detecta defectos como falta de fusión, hookcracks, SCC, cavidades, narrow axial corrosion (ERW).

• Tiene un nivel de sensibilidad superior a la prueba hidrostática.



9.3.1.3 Herramientas Geométricas

• Caliper: mide desviaciones en la geometría (diámetro, ovalización, dents, buckles, perdida de espesor, curvado, etc. ) y sirve para determinar si pueden pasar otras herramientas. Se combina con excavaciones.

• Deformación: hay herramientas mas sensibles que localizan circunferencialmente el defecto y lo miden con precisión. Se combina con excavaciones.

• Mapeo: establece las coordenadas geográficas de la línea empleando navegación inercial y puede determinar desplazamientos.




9.4 Determinación de la Frecuencia de Inspección

• 9.4.1 Inspección Inicial: para decidir cuando realizar la inspección inicial el operador debe considerar los resultados de la evaluación de riesgos y los tipos de anomalías esperadas.



9.4 Determinación de la Frecuencia de Inspección

Edad del caño, Espesor, Tipo y condición coating, Estado protección catódica, ciclos de presión, desplazamientos suelo,

espesor, edad caño, numero y rango de ciclos de presión empleados , tipo de costura longitudinal, propiedades mecánicas, niveles de presión de las pruebas hidráulicas, Modelos fractomecánicos.

D/t, espesor, edad caño, numero y rango de ciclos de presión empleados (ver AOI 1156)

Edad del caño, Espesor, Fluido transportado (presencia de agua, CO2, H2S, salinidad agua, bacterias), estado cupones de corrosión, empleo de pigs a intervalos regulares, uso inhibidores y biocidas, caudales, historial de perdidas del caño

Edad del caño, Espesor, Tipo y condición coating, Estado protección catódica, Potencial suelo-caño, Historial caño

Factores a considerar

Determinada empleando modelos fractomecánicos y excavaciones. Determinar tipo de SCC alto pH o nearneutral pH

Determinada empleando modelos fractomecánicos

Evaluación de la probabilidad de movimientos de tierra, daño de terceros,

Velocidad de corrosión estimada por excavaciones.Frecuencia igual a la mitad de la vida remanente. API 570

Velocidad de corrosión estimada por excavaciones.Frecuencia igual a la mitad de la vida remanente. API 570

Frecuencias de InspecciónAnomalías

Corrosión Bajo

Tensiones

Fisuras Longitudinales

Dents o Buckles

Corrosión Interna

Corrosión Externa



9.5 Prueba hidrostática• Es un método aceptado para ensayar la integridad de

una línea.• En líneas que han estado en servicio tiene dificultades

con la contaminación del agua. Pero cuando hay dificultades con otros métodos esta prueba es empleada.

• Se la usa sola o combinada con métodos de inspección interna.

• ASME B 31.4 requiere 1.25 MOP cuatro horas con inspección visual o mas de ocho horas a 1.1 MOP cuando la línea no es inspeccionada visualmente.

• Como alternativa el “spike test” a 1.39 MOP durante 30 min. para detectar defectos longitudinales.



9.5.2 Limitaciones de la prueba hidrostática

• La prueba hidrostática es una herramienta para remover en forma destructiva los defectos que tienen un tamaño critico.

• La línea puede fallar a menor presión que la alcanzada en la prueba si algún defecto llego a crecer hasta casi el tamaño critico durante la prueba inicial, y durante la descarga continua creciendo. Si esto ocurre la línea puede fallar a presiones bajas.

• La prueba hidrostática puede iniciar defectos que luego crezcan por fatiga o SCC o corrosión.

• No es un método efectivo para detectar corrosión localizada (picado)



9.5.3.1 Determinación de la frecuencia para prueba hidrostática

• Se estima el intervalo entre ensayos hidrostáticos, determinando el tamaño de defecto que pudo sobrevivir al primer ensayo y el tamaño critico de defecto a la MOP. Con una velocidad de crecimiento realista se puede determinar la vida remanente y la frecuencia de inspección.



9.6 Estrategias para responder a las anomalías detectadas en la inspección

• La información obtenida y evaluada inicialmente por el proveedor de los ensayos internos debe ser revisada y evaluada por el operador para decidir las estrategias de reparación y mitigación.

• Los resultados definitivos de las inspecciones pueden tardar 180 días, y los preliminares 30. Se deben hacer acciones de mitigación temporaria dentro de los 5 días de recibido el informe preliminar. Las reparaciones dentro de los 30 días de dicho informe.

• Las recomendaciones finales deben implementarse dentro de los siguientes 180 días.

• ASME B 31.4 sec 451.6 y 49 CFR Part 195.452 proveen limites específicos para ciertos defectos.

• Por ejemplo se reparan gauges superiores a 12,5% del espesor o perdidas de metal superiores a 50% del espesor, o dents mayores a 6% del diámetro.



9.7 Métodos de Reparación

• El APENDICE B provee de una guía para la reparación.

• La Tabla 9.2 es una guía para determinar las estrategias de reparación para ciertos tipos de defectos en ciertas localizaciones (costura longitudinal y circunferencial, cuerpo)




Notas Sobre Reparaciones



10 Opciones de Mitigación API STANDARD 1160, NOV 2001


10.1 Prevención de daño de terceros (TPD)• TPD es la mayor causa de perdidas de líneas (aproximadamente 25% de los

incidentes)• Se deben considerar las siguientes actividades de mitigación:

1. One Call Utility Location System (programa de prevención de excavaciones)2. Mejoras en la señalética (carteles con TE emergencias, desde cada localización

se deben ver dos carteles en las áreas de gran actividad, etc.)3. Detección electrónica u óptica (incluye un cable metálico o fibra óptica instalado

aprox. 50 cm del suelo destinado a monitorear con instrumentos la línea. Si el cable se daña los instrumentos de medición integrados con PLCs –Controladores Lógicos Programables – y el SCADA (Supervisory Control AndData Acquisition)

4. Incrementar la profundidad de la cobertura hasta ciertos limites (1,5 m de profundidad) y emplear coberturas de concreto.

5. Mejorar la educación publica6. Mantenimiento del corredor (Right-of -Way), incluye acciones de limpieza,

control de la vegetación, reemplazo de carteles, desarrollo de guías para excavación, etc.

7. Mejora en las frecuencias de inspección y mantenimiento del corredor ROW8. Protección mecánica de la línea (recubrimientos externos de concreto sin

contacto con el metal)9. Espesor de pared adicional.10.Cintas o mallas de advertencia enterradas sobre la línea.



10.2 Control de Corrosión

• El recubrimiento mas la protección catódica proveen de una protección sobre corrosión

• Mantenimiento de la protección catódica, debe cumplir NACE RP 01 69

• Evaluación, monitoreo y mantenimiento del coating.

• Limpieza interna periódica de las líneas



10.3 Detección y minimización de perdidas no intencionales de producto en líneas

1. Reducción del tiempo requerido para la detección de la perdida

2. Reducción del tiempo para localizar la perdida

3. Reducción del volumen que puede perderse

4. Reducción del tiempo de respuesta a emergencias



10.4 Reducción de la Presión de Operación

• La reducción de la presión temporaria o permanentemente puede ser usada para reducir los riesgos.

• La reducción de presión temporaria cuando se detecta una discontinuidad permite reducir inmediatamente los riesgos hasta que esta pueda ser evaluada por excavación, reparada o removida.





11 Revisión del Plan de Gestión de Integridad

• Los resultados de las inspecciones conducidas bajo un Plan de Gestión de Integridad deben ser evaluadas y luego integrados los resultados con los datos previos de Integridad

• Con esta información y la de análisis de riesgos periódicos se debe modificar el Plan de Gestión de Integridad, tanto los planes de inspección como las actividades de mitigacion.



12 Gestión de Integridad de Estaciones de Bombeo y Terminales

• Conceptualmente es similar el caso de las líneas que el de las estaciones de bombeo o terminales, sin embargo hay algunas diferencias que considerar (Ej. TPR es poco aplicable a las plantas)– Datos requeridos

• Historial de incidentes• Datos de las instalaciones

– Opciones de Mitigacion



12 Gestión de Integridad de Estaciones de Bombeo y Terminales

• Opciones de Mitigación:1. Inspecciones (API 570 es una guía aceptada, API 581)2. Mantenimiento de elementos de protección (válvulas de control,

alarmas, etc.)3. Control de corrosión (protección catódica, inhibidores, biocidas)4. Tanques (API 653 para inspección , reparación y mantenimiento

junto con API 581 Apéndice O)5. Detección de perdidas (sensores para detectar hidrocarburos,

gases, ensayos de perdidas prueba hidrostática y neumática, trazadores químicos)

6. Capacidad de respuestas a emergencias7. Consideraciones para mejorar diseños (limitar cañerías enterradas,

evitar dead legs y bajos caudales, accesibilidad para inspección, etc.)



13 Evaluación del Programa



13.5 Auditorias

• Son una importante herramienta de evaluación de la efectividad del programa y de las áreas de mejora.

• API 1160 establece una lista de preguntas para guiar una auditoria del sistema de gestión de integridad.



13.6 Mejora de la Performance

• Los resultados de las mediciones de performance y de las auditorias internas / externas deben ser reportados a los responsables de la gestión de integridad de la línea.

• Anualmente se debe realizar una revisión del programa de integridad.



Gestión de CambiosAPI STANDARD 1160, NOV 2001


Gestión de Cambios• Una vez que esta establecido el programa de

integridad es critico que el operador monitoree y mejore en forma continua el programa.

• Para lograrlo el operador debe:– Reconocer los cambios antes o inmediatamente

después de que se produzcan– Asegurarse que los cambios no aumentan los

riesgos– Actualizar el programa de integridad para la

sección afectada



Reconocer los cambios antes o inmediatamente después de que se produzcan

• Ejemplos de cambios son:– El agregado o eliminación de equipamiento de la

línea– Cambio en el fluido transportado– Cambios en la presión o caudal– Reingreso de equipos fuera de servicio– Cambios en los procedimientos– Cambios en la ROW (Right-Of-Way) cambios en el

uso de la tierra sobre la línea.– Cambios en las regulaciones



Actualizar el programa de integridad para la sección afectada

• Como parte del programa de Gestión de Cambios el operador debe:– Evaluar todos los aspectos que el cambio puede

impactar en la integridad de la línea empleando las secciones 6 a 13 de API STD 1160.

– Cualquier cambio que afecte la integridad debe ser documentado.

– Las partes afectadas del programa de integridad deben ser modificadas para reflejar el cambio




Tipos de anomalías

API Standard 1160


Proceso de Análisis de Riesgos en Ductos




Tensiones Mecánicas

Anomalías o amenazas para la integridad de ductos


CTI Solari y Asociados SRLFlorida 274 Piso 5 Oficina 51 Buenos Aires (1005) - ArgentinaTel/Fax: +54 11 4326 2424 Tel: +54 11 4390 4716

e-mail: [email protected] e-mail: [email protected]://www.ctisolari.com.ar

CTI Solari y Asociados SRL

Dr.Ing. Mario SolariDr.Ing. Mario Solari 22

ESTRATEGIAS PARA MINIMIZAR RIESGOSESTRATEGIAS PARA MINIMIZAR RIESGOS

INSPECCIONBASADA EN

RIESGO

ANALISIS DE

FALLAS

APTITUD PARA EL

SERVICIO

DISEÑO BASADO EN

RIESGO


BASADO ENRIESGO

ANALISIS DE RIESGO



CALCULOS FEA

VIDA REMANENTE

CIENCIA MATERIALES

SOLDADURA, etc.

INICIATIVAS

BASADAS EN

RIESGO

INICIATIVAS

BASADAS EN

INTEGRIDAD ESTRUCTURALCTI Consultores de Tecnología e Ingeniería S.R.L.


Creep, interacciones creep Creep, interacciones creep -- fatiga. Fatiga tfatiga. Fatiga téérmica, rmica, Ataque por HidrAtaque por Hidróógeno, inestabilidades metalgeno, inestabilidades metalúúrgicas rgicas ((precipitacionprecipitacion, , recristalizacirecristalizacióónn, envejecimiento, sobre , envejecimiento, sobre envejecimiento, envejecimiento, descomposicvidescomposicvióónn de carburos, etc.de carburos, etc.

CavitaciCavitacióón y erosin y erosióón por impacto de gotas a alta n por impacto de gotas a alta velocidadvelocidad

ErosiErosióón, Adhesivo (n, Adhesivo (GallingGalling), Abrasivo), AbrasivoFricciFriccióón, n, FreetingFreeting, etc., etc.

Inestabilidad Inestabilidad elastoelasto plpláástica (pandeo)stica (pandeo)

DistorsiDistorsióón eln eláástica o plstica o pláástica por sobrecargastica por sobrecarga

DesgasteDesgaste

ErosiErosióón por ln por lííquidosquidos

DaDañños a temperaturas os a temperaturas elevadaselevadas

Fragilidad por Metal lFragilidad por Metal lííquido (LME)quido (LME)

Generalizada o uniforme, Picado, Generalizada o uniforme, Picado, CreviceCrevice, , Intergranular, GalvIntergranular, Galváánica, Oxidacinica, Oxidacióón a n a temp.elevadastemp.elevadas, , CorrosiCorrosióónn--Fatiga, Bacteriana, DaFatiga, Bacteriana, Dañño por hidro por hidróógeno, geno, CorrosiCorrosióón Bajo Tensiones, SSCC (n Bajo Tensiones, SSCC (sulfidesulfide--stress stress c.crackingc.cracking), etc.), etc.

CorrosiCorrosióónn

FatigaFatiga

Fractura FrFractura Fráágilgil

Fractura DFractura Dúúctil debida a sobrecargactil debida a sobrecarga

MECANISMOS DE DAMECANISMOS DE DAÑÑO O FALLASO O FALLAS



B 31.8 S TerminologB 31.8 S Terminologíía en evaluacia en evaluacióón de la integridadn de la integridad


Dr.Ing. Mario Solari 5

ANÁLISIS DE LOS MODOS DE FALLA

• Análisis de los modos de falla: es un procedimiento en el cuál cada modo de falla potencial en un sistema es analizado con el objeto de determinar los efectos y la criticidad de dichos efectos sobre el sistema, y para clasificar cada falla potencial según su severidad.



IMPORTANCIA DE DETERMINAR LOS MODOS DE FALLA

• Para evaluar la aptitud para el servicio es importante conocer las causas del daño o deterioro actual y el grado de daño futuro probable.

• Las discontinuidades y daños que son descubiertas durante una inspección en servicio pueden ser el resultado de condiciones preexistentes o inducidas durante el servicio.



ORIGEN DE LAS FALLAS

• Proyecto (incluida la selección de los materiales)

• Construcción• Puesta en marcha• Operación• Mantenimiento• Deterioro durante el servicio



Naturaleza de las discontinuidades o anomalías

• Las discontinuidades pueden agruparse según su causa u origen en cuatro grupos:– Discontinuidades causadas durante la

manufactura del caño– Discontinuidades originadas durante el montaje

(primariamente asociados con las soldaduras)– Discontinuidades por causas ambientales– Discontinuidades provocadas por terceros


Tipos de anomalías en líneas de conducción de petróleo y gas

API Standard 1160 Apéndice AAWS Pipeline Welding Inspection



APENDICE A API 1160TIPOS DE ANOMALIAS

• API STD 1160 agrupa las discontinuidades o anomalías en dos grupos:– A 1 Perdida de Metal (Corrosión)– A 2 Daños de construcción/terceros



A 1.1 PÉRDIDA DE METAL POR CORROSIÓN

• Consiste en una disminución del espesor por pérdida de metal en un área significativa del ducto.

• Casi todos los tipos de ataques corrosivos (internos o externos) tienen como factores comunes la presencia de – un cátodo, – un ánodo, – un camino metálico que conecta el cátodo con el

ánodo (el ducto) y– un electrolito (el suelo o el agua para los ductos

sumergidos)



FORMAS DE CORROSION ELECTROQUIMICA




• La eliminación de alguno de los factores mencionados es la base para los programas de control

• Los métodos de control de la corrosión involucran adecuada selección de materiales, recubrimientos protectores, tratamientos químicos, aislación eléctrica, y protección catódica




• Dentro de la misma región las velocidades de corrosión varían en un factor ≤4 para ser considerada corrosión generalizada.

• La velocidad de corrosión puede determinarse por medición de la disminución de los espesores en función del tiempo o por medio de gráficos en función de materiales, tiempo y ambiente.




• La velocidad de corrosión varía considerablemente dentro de la misma región.

• La corrosión localizada puede ser de diversos tipos: picado (que produce cavidades), corrosión galvánica selectiva en las regiones entre dos materiales electroquímicamente diferentes, corrosión selectiva en la ZAC, corrosión en rendijas por concentración localizada del agente agresivo.




• En general cuanto mas resistente es un material a la corrosión generalizada, en caso que ocurra corrosión esta es probable que sea localizada.

• Cuando se detecta c. localizada se debe caracterizar todo el área con pérdida de espesor.

• Es difícil determinar una velocidad de corrosión localizada.



CORROSION LOCALIZADA -

CORROSION EN RENDIJAS:

ESTADIO INICIAL



ESTADIO INICIAL





ESTADIO AVANZADO



ESTADIO AVANZADO



A 1 Perdida de Metal (Corrosión)

A 1.1 Corrosión ExternaA 1.2 Corrosión Selectiva en ERWA 1.3 Corrosión Externa Axial localizadaA 1.4 Corrosión InternaA 1.5 Corrosión bajo depósitosA 1.6 Otros tipos de Corrosión A 1.6.1 Corrosión BacterianaA 1.6.2 Corrosión GalvánicaA 1.6.3 Corrosión Bajo Tensiones



A 1.1 Corrosión Externa

• Corrosión generalizada• Corrosión localizada (picado)

– Corrosión bacteriana– Concentración diferencial de oxigeno– Corrientes erráticas (interferencias)– Corrosión galvánica



MECANISMO DE DAÑO: CORROSIÓN (PRODUCE PÉRDIDAS DE ESPESOR)

• Corrosión por HCl• Corrosión orgánica• Corrosión Inorganica

por cloruros• Corrosión por CO2• Corrosión cáustica• Corrosión por H2/H2S• Corrosión por ácido

nafténico• Corrosión por ácido

sulfúrico• Corrosión por ácido

fluorhídrico

• Corrosión bajo aislación,

• Corrosión atmosférica• Oxidación de alta

temperatura• Corrosión en caliente• Dealeación• Corrosión galvánica• Corrosión en rendijas• Corrosión Biológica• Corrosión por ácido

fosfórico



Corrosión CO2

• Descripción del DañoLa corrosión por dióxido de carbono (CO2) resulta cuando el CO2 se disuelve en agua formando ácido carbónico (H2CO3). El acido puede disminuir el pH y promover corrosión generalizada y / o corrosión por picado en aceros al carbono.

• Materiales AfectadosAceros al carbono y de baja aleación



Corrosión CO2• Factores Críticos

a) Presión parcial de CO2, pH y temperatura.b) Un incremento en Presión parcial de CO2

disminuye el pH del condensado y aumenta la velocidad de corrosión.

c) La corrosión ocurre en fase líquida, generalmente en lugares donde el CO2 se condensa a partir de la fase vapor.

d) Incrementando la temperatura se incrementa la velocidad de corrosión hasta el punto en que se vaporiza el CO2 .

e) Incrementando el nivel de Cr no se mejora la resistencia a la corrosión por CO2 hasta alcanzar el 12%.



Corrosión CO2

• Morfología del dañoa) Pérdida de espesor localizada corrosión por

picado (Figure 4-41, Figure 4-42 and Figure 4-43).

b) El acero al C sufre picado profundo y “grooving”en áreas de turbulencias (Figure 4-44).

c) Corrosión generalizada en áreas de turbulencias y “impingement” y algunas veces en la raíz de las soldaduras.



Corrosión CO2

Pérdida de espesor localizada / corrosión por picado



Corrosión CO2

• Prevención / Mitigacióna) Los inhibidores de corrosión pueden reducir la

corrosión in corrientes de vapor condensado.b) Incrementando el pH del condensado a mas de 6

puede reducir la corrosión.c) Los careos inoxidables de la serie 300 son

altamente resistentes a la corrosión en la mayoría de las aplicaciones. Su empleo es generalmente requeridos en unidades diseñadas para remover CO2

d) Los aceros inoxidables Serie 400 y dúplex son también resistentes



Corrosión CO2

• Inspección y Monitoreo a) Técnicas de inspección VT, UT y RT para corrosión

localizada y generalizada.b) Corrosión en soldaduras pueden requerir UT angular

o RT.c) La corrosión puede ocurrir en la superficie interior

inferior del ducto si hay agua en fase liquida, gas húmedo y en regiones turbulentas en codos y tees.

d) Se debe monitorear analizando el agua (pH, Fe, etc.) para determinar cambios en las condiciones de operación.



Corrosión por CO2



Corrosión por CO2



ACERO AL CARBONO CON VANADIO:

PICADO EN CO2

ACERO AL CARBONO CON VANADIO:

PICADO EN CO2



A 1.2 Corrosión Selectiva en ERW

• Corrosión preferencial en la costura longitudinal ERW del lado interno o externo.

• Genera una ranura a lo largo de la costura.

• En algunas soldaduras ERW la línea de fusión tiene baja tenacidad y el defecto resulta muy peligroso



A 1.3 Corrosión Externa Axial localizada

• En caños soldados por arco sumergido y recubiertos con polietileno puede entrar agua generando un ambiente corrosivo que origina una ranura peligrosa para la integridad.



A 1.4 Corrosión Interna• Similar a la corrosión externa pero debida a los

productos químicos transportados, en particular los contaminantes y bacterias que contienen.

• La protección catódica no es un método efectivo para evitar la corrosión interna.

• El empleo de bactericidas, inhibidores combaten este tipo de corrosión.

• El empleo de “pigs” a intervalos regulares y tratamientos químicos son los métodos mas empleados para su prevención control al eliminar agua y depósitos.



A 1.5 Corrosión bajo depósitos

• Se produce corrosión interna localizada bajo los depósitos ubicados en el cuadrante inferior del caño. Puede ser de origen bacteriano o no.

• El agua depositada, conteniendo cloruros o ácidos gaseosos disueltos, provee del electrolito. También de nutrientes para bacterias sulfato reductoras.

• Es difícil de controlar ya que los depósitos dificultan la acción de los inhibidores y biocidas y también la remoción del ambiente corrosivo.



A 1.6.1 Corrosión Bacteriana• Descripción del daño:

– Es una forma de corrosión causada por organismos vivos tales como bacterias, algas y hongos.

– La presencia de bacterias aeróbicas o anaeróbicas (no utilizan oxigeno) pueden causar corrosión interna o externa.

– Las bacterias sulfato reductoras producen acido sulfúrico que ataca el metal y además consumen el hidrogeno que incrementa el consumo de corriente para una efectiva protección catódica.

– Las bacterias aeróbicas pueden producir ácidos carbónico, nítrico, láctico, acético, cítrico, etc.

– Algunos coating pueden ser atacados por bacterias aeróbicas por contener materiales orgánicos.

• Materiales afectados:– Los aceros al carbono, y baja aleación, aceros inoxidables

serie 300 y 400, aluminio, cobre y algunas aleaciones de níquel.



A 1.6.1 Corrosión BacterianaFactores Criticosa) MIC aparece en ambientes acuosos, especialmente

aguas estancadas o bajas velocidades de flujo que promueven el crecimiento de microorganismos.

b) Algunos microorganismos sobreviven a falta de oxigeno, luz o oscuridad, rangos de pH range of 0 to12, salinidad, temperaturas de (–17 °C a 113 °C).

c) Los sistemas pueden ser inoculados por la introducción de microorganismos que se multiplican y crecen hasta que se los controla.

d) Los organismos sse nutren de diversos nutrientes incluso sustancias inorgánicas (e.g., sulfur, ammonia, H2S) y organicas (e.g., hydrocarbons, organic acids).



A 1.6.1 Corrosión Bacteriana

• Morfología del Dañoa) La corrosión MIC se presenta generalmente como picaduras localizadas bajo depósitos o tubercles que protegen a los organismos.b) En aceros al C se los pits se caracterizan por una forma cup-shaped mientras que en acero inoxidable como cavidades subsuperficiales.



A 1.6.1 Corrosión BacterianaCTI Consultores de Tecnología e Ingeniería S.R.L.



Corrosión Bacteriana MIC en acero inoxidable 304 presentando cavidades subsuperficiales(tunneling).





Dr.Ing. Mario Solari 41CORROSION MICROBIOLOGICA: Sistema de bombeo de agua subterráneaCORROSION MICROBIOLOGICA: Sistema de bombeo de agua subterránea

A 1.6.1 Corrosión BacterianaCTI Consultores de Tecnología e Ingeniería S.R.L.


A 1.6.2 Corrosión Galvánica• Descripción del Daño:

– Es una forma de corrosión que puede ocurrir en la unión de metales disímiles cuando están unidos entre si en presencia de un electrolito adecuado tal como humedad o ambiente acuoso, o suelos húmedos.

– El contacto entre dos o mas metales por medio de un electrolito origina una corriente eléctrica causante de una corrosión galvánica.

– El contacto de cobre o acero inoxidable con acero al carbono, o el contacto de un caño nuevo con uno viejo, pueden causarla.

– Zonas con grandes tensiones mecánicas (soldaduras, curvas, etc.) así como zonas cubiertas por concreto también contribuyen.



Corrosión Galvánica

Niple de acero al carbono en un recipiente de acero

inoxidable



Corrosión Galvánica• Materiales afectados:

– Todos los metales excepto los mas nobles.

• Factores Críticos– Se deben dar tres condiciones:

i) Presencia de un electrolito.ii) Dos materiales en contacto con el electrolito

(ánodo y cátodo – material más noble)iii) Una conexión eléctrica entre el ánodo y el

cátodo



Corrosión Galvánica• Factores Críticos

– Posición de los materiales en la tabla– Relación de superficies expuestas– Si hay una cupla galvánica se debe recubrir el metal

noble.– El mismo material puede actuar de cátodo y ánodo

si esta parcialmente recubierto por filmssuperficiales (óxidos)

• Apariencia del daño:– El material mas activo puede perder espesor o sufrir

formas de corrosión localizada tipo crevice, picado dependiendo de la driving force, conductividad y área cátodo/ánodo



Corrosión Galvánica Serie en Agua de Mar

BrassCopperBronzeCopper-NickelMonelNickel (passive state)Type 410 SS(passive state)Type 304 SS (passive state)Type 316 SS (passive state)TitaniumGraphiteGoldPlatinumProtected End—Cathode - More Noble

Corroded End Anodic—More ActiveMagnesiumMagnesium alloysZincAluminumAluminum alloysSteelCast ironType 410 SS (active state)Ni-ResistType 304 SS (active state)Type 316SS (active state)LeadTinNickel



Corrosión Galvánica

• Prevención y Mitigación– El mejor método es un buen diseño: evitar

el contacto entre aleaciones diferentes.– El uso de recubrimientos es aceptable,

pero sobre el material mas noble • Inspección y Monitoreo

– Inspección visual y por medición de espesores con UT



CORROSION BIMETALICA: Se trata de un fenómeno que se presenta frecuentemente pero que no es, en rigor, una forma de corrosión pues

adopta la forma que determinan el material y el medio

CORROSION BIMETALICA: Se trata de un fenómeno que se presenta frecuentemente pero que no es, en rigor, una forma de corrosión pues

adopta la forma que determinan el material y el medio

Corrosión GalvánicaCTI Consultores de Tecnología e Ingeniería S.R.L.


Corrosión Bajo Aislación (Corrosion Under Insulation - CUI)

• Descripción del DañoCorrosión en tuberías, recipientes a presión y componentes estructurales resultante de la humedad atrapada debajo de la aislación o recubrimientos.

• Materiales AfectadosCarbon steel, low alloy steels, 300 Series SS and duplex stainless steels.



Corrosión Bajo Aislación (Corrosion Under Insulation - CUI)



Corrosión en interfaz suelo aire



A 1.6.3 Corrosión Bajo Tensiones

• Fisuras originadas en la superficie de un metal susceptible, sometido a tensiones de tracción y en un ambiente agresivo, su susceptibilidad depende de:

• Las aleaciones empleadas en líneas de conducción son susceptibles al SCC. Mayor resistencia mecánica / dureza mayor susceptibilidad.

• La temperatura y concentración de los agentes agresivos (Cl, H2S, etc.), diferentes terrenos/ suelos, condiciones seco/húmedo. (alto pH >9 o pH entre 5.5 y 7.5). El tipo y condición del coating son importantes.

• Niveles de tensiones: Tensiones residuales y de operación, concentradores de tensiones locales, y cargas cíclicas

• Las fisuras son en general transcristalinas y pueden producirse y crecer en días o años. La severidad de la CBT depende de



MECANISMO DE DAÑO: CORROSIÓN BAJO TENSIONES (PRODUCE FISURAS CONECTADAS CON LA SUPERFICIE)

• Aminas• Amonia• Cáustica• Carbonatos• Cloruros• Ácidos politionicos• Fragilidad por contacto con metales líquidos• Acido hidrofluorhídrico• Corrosión fatiga




• Corrosión Bajo Tensiones cáustica en un acero al carbono de baja aleación A 193 B 7 de tensiones de tracción, NaOH y temperatura 200°C.




• Corrosión Bajo Tensiones transgranular, y ramificadas, generalmente originadas en los aceros inoxidables austeníticos por la presencia de tensiones de tracción y cloruros.



Fisura intergranular por SCC(ACIDOS POLITIÓNICOS EN A. I. AUSTENITICOS)




• Mientras que la velocidad de crecimiento de las fisuras por fatiga puede ser calculada si se conocen las tensiones, la velocidad de crecimiento de las fisuras por CBT es difícil de estimar.

• Para la CBT se requiere de un material susceptible, ambiente agresivo y tensiones de tracción.




DETECCIÓN DE FISURAS SUPERFICIALES por SCC

• Determinación de las fisuras (bell holing)– Empleo de bell holing (pozo para exponer la superficie del

caño y remoción parcial del coating– Inspección visual (no efectivo)– MT (Partículas magnéticas)

• Determinación de la profundidad– UT (Ultrasonidos)– Amolado

• Para fisuras por CBT las ramificaciones dificultan el dimensionamiento.



MITIGACIÓN DE LA CBT (API RP 579)• Son limitados los métodos para prevenir o

disminuir la CBT sin remover las fisuras: – Se puede utilizar un lining o recubrimiento del

área afectada, alterar el ambiente por medio de un tratamiento químico, remover contaminantes, cambiar temperatura, monitorear por UT, monitorear condiciones operativas.

• Si se remueven las fisuras se puede:– realizar un PWHT para minimizar las tensiones

residuales y / o mejorar las condiciones metalúrgicas,

– y utilizar recubrimientos por soldadura para aislar el material susceptible del ambiente.



SCC - CORROSION BAJO TENSIONES






Desgaste por erosión

La erosión se produce por el contacto entre la superficie y partículas que se deslizan o ruedan, y que son transportadas en un fluido a velocidades elevadas.



A 2 Daños de construcción/terceros

• Discontinuidades originadas durante la soldadura en la construcción original o reparaciones:

• Daño de terceros o fuerzas externas (excavaciones movimientos de tierras) que causan dents, gauges, scratches, perdida de soportación, cambios en la alineación, perdida de cobertura.



DEFICIENCIAS PREVIAS AL SERVICIO

• Las deficiencias previas al servicio pueden ser:– Discontinuidades en los materiales– Discontinuidades relacionadas con corte y soldadura– Discontinuidades relacionadas con la fabricación

mecanizado, estampado, doblado, enderezado, etc)– Discontinuidades o fragilización causadas por los

tratamiento térmico– Las tensiones residuales causadas por los diversos

procesos de fabricación.



(1) En algunos caso pueden ser considerados como imperfecciones de forma(2) En algunos casos pueden ser considerados como discontinuidades planas

Perfil imperfectoImperfecciones de Forma

Falta de alineaciónInclusiones sólidas (2)Cavidades (2)Discontinuidades no

Planas

SolapadoSocavaduras (1)Falta de FusiónFisuras

Discontinuidades Planas

TIPOS DE DISCONTINUIDADES EN SOLDADURAS



FISURACIÓN EN CALIENTE• Filete fisurado en

caliente en acero aleado de alta resistencia (18 Ni maraging steel) soldado con el proceso MIG.

• La causa se atribuye a un mal posicionamiento de las chapas



FISURAS INDUCIDAS POR HIDRÓGENO (F. FRÍO)

• Fisura en el metal de soldadura, de una soldadura a tope que fue enfriada antes de ser completada su ejecución, 4x



FISURAS INDUCIDAS POR HIDRÓGENO (F. FRÍO)



DESGARRAMIENTO LAMINAR

• Morfología característica de las fisuras por desgarramiento laminar: escalones y propagación asociada con las inclusiones no metálicas alineadas por el laminado.



DESGARRAMIENTO LAMINAR

• Fisura en la raíz de un filete no balanceado.



APENDICE A API 1160TIPOS DE ANOMALIAS

• A 2.1 Abolladuras (Dent) • A 2.2 Cavidades por remoción mecánica de material

(Gouges)• A 2.3 Daños por arcos (Arc Burns)• A 2.4 Accesorios soldados a la línea• A 2.5 Pandeo (Wrinkle Bends/Buckles)• A 2.6 Reparaciones previas• A 2.7 Fisuras• A 2.8 Anomalías de manufactura• A 2.9 Marcas del curvado en campo



A 2.1 Abolladuras o Indentaciones (Dent)2.1.1 Plain Dents: (FIG 3)cambios locales en la superficie que no están acompañados por concentradores de tensiones (analizar fatiga). Solo se reparan a partir de cierto tamaño segun Code of Federal Regulation Parts 192 y 195

2.1.2 Dents con concentración de tensiones (FIG 4) : ranuras, quemado por arco, fisuras localizadas en la indentación son defectos serios que generalmente deben removerse o repararse

2.1.3 Double dent (analizar fatiga)

2.1.4 Dents that affect welds (FIG 5 y 6)son defectos serios que generalmente deben removerse o repararse. Evaluar fatiga. Consultar PRCI Report PR 218 9822



Accidente asociado a dents y gauges



A 2.2 Cavidades por remoción mecánica de material (Gouges)



A 2.3 Daños por arcos (Arc Burns)

• Picado adyacente a la soldadura causado por arcos entre el electrodo o masa y la superficie del caño

• Aceptación según API 1104



A 2.4 Accesorios soldados a la línea

• Cualquier trozo de metal soldado al caño puede potencialmente originar anomalías.



A 2.5 Pandeo (Wrinkle Bends/Buckles)

• Las tensiones de compresión longitudinales pueden causar inestabilidad elástica que conduzca al pandeo del caño.



A 2.6 Reparaciones previas

• Algunas de las técnicas de reparación empleadas en el pasado ahora no son aceptada, por lo que deben ser evaluadas cuidadosamente



A 2.7 Fisuras

• Representan un problema serio para la integridad del ducto debido a que las fisuras subcriticas pueden crecer durante el servicio por fatiga o corrosión intergranular hasta alcanzar el tamaño de defecto critico y producir una fractura.



Fractura FrágilDescripción del Daño• La fractura frágil es una fractura rápida

producida bajo tensiones (residuales o aplicadas) con poca o ninguna evidencia de ductilidad o deformación plástica.

Materiales afectados• Los mas críticos son los aceros al carbono o

de baja aleación, en particular aceros antiguos. Los aceros de la serie 400 también son susceptibles.



Fractura FrágilCTI Consultores de Tecnología e Ingeniería S.R.L.

Dr.Ing. Mario Solari 84CTI Consultores de Tecnología e Ingeniería S.R.L.

Ammonia converter nuevo, material Cr-Mo-V, Di: 1,71 m, t: 148 mm, Longitud 18,3 m, Presión servicio 35 N/mm2, Temp. de servicio: 120 °C, P Hidráulica 10°C-48 N/mm2

La Fractura Frágil se produjo durante la prueba hidráulica (34 N/mm2 ), habiéndose iniciado en una zona del forjado segregada (alto C) dentro de la ZAC de una soldadura, propagándose por el metal de soldadura y luego por el metal base, fragilizado durante el tratamiento de revenido. Un trozo de 2 ton voló a 45 m.

Fragilidad por revenido - Temper Embrittlement



Fractura Frágil -Barcos Liberty -USA- 2da Guerra

Mundial

Fractura Frágil



Fractura Frágil



Fractura FrágilCTI Consultores de Tecnología e Ingeniería S.R.L.


Fractura frágilCTI Consultores de Tecnología e Ingeniería S.R.L.


COMBINACIONES MATERIAL-SERVICIO SUSCEPTIBLES DE DISMINUIR LA TENACIDAD

• Acero al C en H2S o HF (Fragilidad por H)• Acero al C y C 1/2Mo entre 150 y 316 °C (Fagilidad por

envejecimiento por deformación)• Acero al C a T> 427 °C (Grafitización)• Acero al C, aceros de baja aleación (1/2 Cr a 9 Cr), de 12 Cr, a

T> 700 °C varios mecanismos.• Aceros de baja aleación (1/2 Cr a 9 Cr) a T> 593 °C

(Carburización)• 2 ¼ Cr-1Mo T> 399 °C (Fragilización por Revenido)• 12Cr a T> 371 °C (Fragilización a 475 °C )• A. Inox. Austeníticos a T> 600 °C (Fragilización por fase sigma)



FRACTURA FRÁGIL• La mas común fractura frágil

en aceros al C y de baja aleación es la transgranular por clivaje. No se observa deformación plástica apreciable asociada con la fractura. Propagación rápida.

• Se inicia en concentradores de tensiones (discontinuidades)

• Las bajas temperaturas y el envejecimiento por deformación pueden causar fragilidad



Fractura FrágilFactores Críticosa) Ocurre por la combinación de los siguientes tres factores:

i) Tenacidad del materialii) El tamaño, forma y efecto concentrador de tensiones de un defectoiii) El nivel de tensiones aplicadas y residuales sobre la discontinuidad.

b) La susceptibilidad a la fractura frágil aumenta se incrementan las tensiones multiaxiales, las bajas temperaturas (inferiores a la de transición dúctil frágil en el ensayo Charpy), y las altas velocidades de deformación contribuyen a aumentar el riesgo a la fractura frágilde los aceros. Los espesores gruesos también incrementan el riesgo. La presencia de fases precipitadas, y una inadecuada limpieza inclusionaria del acero,

e) La capacidad de minimizar el riesgo a la fractura frágil es calificada según la capacidad de absorber un cierto nivel de energía en el ensayo de impacto (Charpy V) en función de la temperatura del ensayo.



FRACTURA FRÁGIL INTERGRANULAR

• En los aceros Cr-Mose puede producir la fragilidad por revenido (TemperEmbrittlement) que causa fractura frágil intergranular



SUPERFICIES DE FRACTURA FRÁGIL

Intercristalina 2500x Transcristalina 1000x





Probeta Charpy V



Tendencia a la Fractura Frágil Temperatur

a del Ensayo (°C)

Energia Absorbida

J Kpm/cm2 Calificación

- 20 28 3.5 ---

+/- 0 28 3.5 X

+20 28 3.5 XX

- No Garantiza

No Garantiza

XXX Alto Riego

Ensayos según DIN 50115, 3 probetas ISO V. Valor Mínimo individual 16 J.



Zona características de una curva de CHARPY



Tenacidad a la fractura de la ZAC

• La soldadura deteriora la tenacidad a la fractura de muchos aceros. Resultando una ZAC con una inferior tenacidad que la del metal base.Esto solo es significativo si la tenacidad resulta insuficiente para las condiciones particulares de servicio.

• Los factores que controlan la tenacidad en la ZAC son:– Ciclo Térmico (precalentamiento, temperatura entre

pasadas, calor aportado - corriente, tensión, velocidad - , espesor, proceso soldadura, material)

– Composición química del acero– Propiedades mecánicas del acero– Tratamiento Térmico Post Soldadura



Tendencia a la Fractura Frágil• Para minimizar el riesgo a la Fractura Frágil se debe:

– Utilizar aceros que garanticen una adecuada tenacidad a la fractura y controlar cambios metalúrgicos durante el servicio

– Precalentar las chapas gruesas para reducir los picos de tensiones.

– Utilizar una secuencia de soldadura adecuada para minimizar la contracción.

– Eliminar las tensiones residuales por medio de un Tratamiento Térmico de Alivio de Tensiones posterior a la soldadura.

– Evitar las entallas:actúan como concentradores de tensiones, esquinas, orificios, daños mecánicos, grandes inclusiones, solapes, laminaciones originadas durante la fabricación. Segregaciones, porosidades,

– Evitar fisuras por fatiga, fragilidad por hidrógeno, SCC.



Tenacidad a la fractura del Metal de Soldadura

• La técnica de soldadura influye sobre la tenacidad resultante del metal de soldadura, los factores son :– Tipo de Consumible– Diámetro del electrodo y gas de protección.– Ciclo Térmico (precalentamiento, temperatura entre

pasadas, calor aportado - corriente, tensión, velocidad - , espesor, proceso soldadura, material, Oscilación del electrodo)

– Técnica de multipasadas.– Dilución entre M. Base y Aporte– Posición de soldadura– Tratamiento Térmico Post Soldadura



Tendencia al Endurecimiento en la ZAC

• La composición química (C.Q.), en particular un elevado contenido de C, son responsables de la tendencia al endurecimiento.

• La dureza máxima en la ZAC depende de la C.Q. y del ciclo térmico asociado con la soldadura - velocidad de enfriamiento, t 8/5 -

• Una dureza elevada en la ZAC puede contribuir a la Fisuración por Hidrogeno, y a la perdida de tenacidad. En servicios con hidrogeno también se debe limitar la dureza.



Campo de tensiones en una fisura




FRACTURA POR FATIGA• Se presenta causada por

solicitaciones de tracción, alternativas

• Las fisuras por fatiga son generalmente transcristalinas sin ramificaciones. Exhiben las características marcas que indican diversas posiciones del frente de fractura durante su crecimiento (beach marks)

• Se presentan tres etapas: iniciación, propagación progresiva y fractura rápida de la sección remanente.



EFECTO DE LA CORROSIÓN SOBRE LA FATIGA

Log Ciclos hasta la Fatiga (N)

Am

plitu

d de

Ten

sion

es C

íclic

as

Limite de fatiga (Endurance limit)

Fatiga con Corrosión

No existe un Límite de Fatiga definido con corrosión

Fatiga sin Corrosión



Fatiga MecánicaCTI Consultores de Tecnología e Ingeniería S.R.L.


A 2.8 Anomalías de manufactura• Blister• Marcas por deformación en frío• Ovalización• Laminaciones e inclusiones (en

presencia de SH2 producen fisuras o blisters)

• Fusión incompleta• Puntos duros • Hook cracks (en ERW)• Penetradores (ERW)• Soldaduras Frías (ERW)



DAÑO POR HIDROGENO: BLISTERING Fisuras supsuperficiales y cambios

dimensionales

DAÑO POR HIDROGENO: BLISTERING Fisuras supsuperficiales y cambios

dimensionales


A 2.8 Anomalías: Blister


A 2.8 Anomalías: Laminaciones y bandeado



A 2.8 Anomalías: Fusión incompleta



• Los puntos duros (HardSpots) (critica es una dureza mayor a 35 Rc ) están asociados a Martensita no revenida localizada, resultan peligrosos en medios ácidos o con el Hidrogeno generado por la protección catódica.

• La dureza requerida para trabajos en medios ácidos es 22Rc. Pueden o no estar fisurados por hidrogeno.

A 2.8 Anomalías: puntos duros



A 2.8 Anomalías: ERW Hook Crack, Soldadura fría, etc



A 2.8 Anomalías: ERW Penetradores



A 2.9 Marcas del curvado en campo

• Cuando se curvan caños en el campo pueden quedar marcas que constituyen entallas concentradoras de tensiones.

• En general se las acepta hasta una profundidad de 3 mm (1/8 in) por considerarse que no afectan el servicio. Aunque este criterio debe ser revisado en particular para cañerías de alta resistencia mecanica



ASME B 31.8S Apéndice A Prescriptive Integrity Management Plan

• Requerimientos e intervalos aplicables a condiciones poco severas. Para mas severas se debe aplicar un análisis mas riguroso.



Corrosión Externa

• Alcance: A 1 provee de un plan de gestión de integridad para la anomalía corrosicorrosióón externan externa:– Relevar la información– Evaluar los riesgos– Evaluar la integridad– Definir tareas de mitigacion

ASME B 31.8S Apéndice A


Plan de Gestión de Integridad. Corrosión Externa



Corrosión ExternaINFORMACION REQUERIDA(a) year of installation(b) coating type(c) coating condition(d) years with adequate cathodic protection(e) years with questionable cathodic protection(f) years without cathodic protection(g) soil characteristics(h) pipe inspection reports (bell hole)(i) MIC detected (yes, no, or unknown)(j) leak history(k) wall thickness(l) diameter(m) operating stress level (% SMYS)(n) past hydrostatic test information



Corrosión Externa•• Criterios para evaluar riesgosCriterios para evaluar riesgos

– In no case shall the interval between construction and the first requiredreassessment of integrity exceed

– 10 years for pipe operating above 60% SMYS, – 13 years for pipe operating above 50% SMYS and at or below 60%

SMYS, – 15 years for pipe operating at or above 30% SMYS and at or below 50%

SMYS,– 20 years for pipe operating below 30% SMYS.For all pipeline segments older than those stated above, integrity

assessment shall be conducted using a methodology, within thespecified response interval, as provided in para. A1.5. Previousintegrity assessments can be considered as meeting theserequirements, provided the inspections have equal or greater rigor than that provided by the prescribed inspections in this Standard. Theinterval between the previous integrity assessment and the nextintegrity assessment cannot exceed the interval stated in thisStandard.



Corrosión Externa•• EvaluaciEvaluacióón de la Integridadn de la Integridad

– Se debe elegir entre tres métodos de evaluación de integridad:

• in line inspection ILI con herramientas para medir espesores (MFL)

• Ensayo de presión• Evaluación directa (Direct Assessment)



Plan de Gestión de Integridad. Corrosión Interna



Plan de Gestión de Integridad. Corrosión Bajo Tensiones



Plan de Gestión de Integridad. Manufactura



Plan de Gestión de Integridad. Construcción - Montaje



Plan de Gestión de Integridad. Equipamiento



Plan de Gestión de Integridad. Daño provocados por terceros


Tipos de anomalías en líneas de conducción de petróleo y gas

Estrategias de Reparación

API Standard 1160 Apéndice BAWS Pipeline Welding Inspection



Apéndice B Estrategias de Reparación (API 1160)

• Las inspecciones realizadas por el operador de la línea pueden detectar anomalías que deben ser evaluadas.

• Un cierto numero de anomalías pueden requerir reparaciones.

• Este apéndice de API 1160 provee de una guía para definir las estrategias para las reparaciones.



Reparaciones

• Se debe consultar:• ASME B 31.4 Section 451.6 Pipeline

Repairs• Pipeline in Service Repair Manual• 49 CFR Part 195• Todas las reparaciones deben ser

hechas con material que iguale o supere la MOP del segmento afectado



Reemplazo de la cañería

• Cuando las anomalías son severas o no se puede emplear un sleeve se debe reemplazar el sector dañado.

• El reemplazo debe estar diseñado con una resistencia al menos igual al sector original reemplazado.



Re coating and Backfilled

• Si se determina que no es necesario una reparación o reemplazo la anomalía debe ser protegida con un un re-coating y backfilled.



Reparaciones de líneas en servicio

• Los tres aspectos a considerar en las reparaciones son: – SEGURIDAD, – MANTENIMIENTO DEL SERVICIO, – RESTAURACION DE LA INTEGRIDAD

DEL SISTEMA



Reparaciones de líneas en servicio• Seguridad

– Las reparaciones deben hacerse en forma segura para minimizar riesgos para el personal, el publico y el ambiente.

– Los riesgos son que los defectos causen perdidas o la fractura de la cañería antes o durante la operación de reparación y que errores durante la reparación provoquen fallas durante la operación posterior.

– Para minimizar los riesgos se debe reducir la presión, evaluar los parámetros del ducto , naturaleza de los defectos y la integridad después de la reparación.

– Reducción de presión y Examen previo a la reparación: cuando se descubre una discontinuidad significativa previo a su examen se debe disminuir la presión por lo menos a un 80% de la que tenia cuando se descubrió la discontinuidad. El examen consiste en hacer el pozo (bellhole), eliminar el coating, limpiar con solventes y cepillos (fibras). Cuidar de amolar, cepillar, martillar para evitar enmascarar la discontinuidad.

– Determinar la naturaleza de la discontinuidad: clasificándola en los tipos analizados.

– Determinar los parámetros de la línea: se debe conocer el material, grado, diámetro, tipo de costura, tenacidad a la fractura.

– Reducción adicional de presión: cuando se decida la reparación y el método se debe reducir la presión 67%.




• Mantenimiento del servicio: – Soldadura de reparación en servicio a las

presiones previamente limitadas.• Parámetros limites 20 V, 80-100 A, electrodos de

bajo hidrogeno, diam. (2,4 a 3,2 mm), velocidad 10 - 12 cm/min.

• Espesores remanentes en función de flujo de gas y presión. Espesor mínimo remanente de 3,8 mm.




• Restauración de la integridad del sistema:• Empleo de técnicas probadas:

– Sleeves– Bolt –on-Clamps– Hot Tapping (con remoción del defecto)– Deposito directo de soldadura– Amolado de concentradores de tensiones– Remoción como cilindro.– Sleeve rellenos con resinas incompresibles

(epoxy)



Pipe Sleeve (Medias Cañas de Reparación)

• Ha sido demostrado que un adecuado empleo de monturas o sleeves puede restaurar el 100% de resistencia respecto de la original del caño.

• Existen varios tipos de configuraciones para los sleeves.



Sleeve Tipo A

• Tipo A:• Ventajas

– No se suelda sobre el caño (se sella)

– Las soldaduras longitudinales pueden ser hechas con electrodos celulósicos

• Desventajas– No es recomendado para

defectos circunferenciales– No sirve para reparar

perdidas



Sleeve Tipo B• Tipo B:• Ventajas

– Puede repara cualquier anomalía, incluso perdidas

– Puede usarse con anomalías circunferenciales

– El espacio anular queda protegido para la corrosión

• Desventajas– Riesgo a fisuración en frío

(hidrogeno) en la costura circunferencial

– Se debe reducir el caudal y presión durante la reparación.



Dispositivo para calificar soldadores y procedimientos de soldaduras de monturas


SELECCIÓN DEL MATERIAL PARA EL CUERPO DE LAS MONTURAS

PARA OPERACIONES DE HOT TAP

Dr. Ing. Mario Solari



SELECCIÓN DEL MATERIAL

• Grupo de acero requerido: (A 537 CL 1,A 131 DH 36, A 633 Gr C)

• Pressure Vessel Plates, Heat-Treated, Carbon-Manganese-Silicon Steel

•Fully killed steel ; Non-rimming steel ; •Fine grained steel Fusion weldedpressure vessels and structure



El concepto de diseño de estos aceros es:

•Alta resistencia (C, microaleantes, estructura bainítica)•Buena tenacidad (tamaño de grano fino, Normalizado)•Homogeneidad (totalmente calmados)Soldabilidad (C y Ceq controlados)



REVISIÓN DEL DISEÑO• Modo de falla dúctil: espesor adoptado basado en la

peor condición de cargas y tamaño del filete.• Modo de falla frágil: material de grano fino, calmado,

C<0,22 y Ceq(IIW) <0,40, Charpy V (41 J @ -20°C), no es mandatorio T.T postsoldadura.

• Modo de falla por fatiga: espesor de transición y calidad de soldadura

• Modo de falla por fisuración en frío: C<0,22 y Ceq(IIW), To= 60 °C, t 8/5 adecuado para controlar dureza máxima.

• Modo de falla por fisuras en operación (hidrógeno):dureza máxima en la ZAC (Hv max <22RC)




1

Materiales y Soldadura de Líneas de Conducción

Dr.-Ing. Mario Solari.ASME Authorized Global Instructor

Curso: Materiales para la Industria PetroleraCTI Consultores de Tecnología e Ingeniería S.R.L.

Dr.-Ing. Mario Solari

Importancia de la función : compra de materiales

• La compra de bienes y servicios puede involucrar 50% de lo que recibe una empresa por ventas

• Un ahorro de un 5% en las compras incrementa los beneficios de la empresa en forma equivalente a aumentar las ventas en un 25%.

• Es la última “mina de oro” de los negocios


2


Objetivo de la compra de materiales

• Satisfacer los aspectos de calidad, cantidad, precio, tiempo, y fuentes de provisión en forma adecuada

• Concepto industrial de “calidad”: satisfacer función o necesidad (requerimientos técnicos) a menor costo (no precio) (requerimientoseconómicos)



Compras industriales

• En las compras industriales la calidad determina el precio.

• La función “compras” incluye :– Conocimientos de materiales– Conocimientos de mercado y tendencias– Conocimiento de fuentes confiables


3


Gestión de calidad de compras de materiales

• Para asegurar que se compre la calidad correcta se debe:– Determinar la calidad

• Selección del tipo genérico de material

– Describir la calidad • Especificación Técnica / Normas / Códigos

– Garantizar (controlar) la calidad • Nivel de certificación de ensayos• Calificación de proveedores y productos



Describir la calidad

• Para describir la calidad se utilizan diversos métodos:– Grados– Marca comercial– Normas– Especificaciones Técnicas propias– Performance– Especificación de materiales y procesos de

fabricación


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Criterios de Selección y Especificación de Materiales

• Funcionalidad (Requerimientos del servicio)– Mecánicos, Térmicos, Químicos

• Fabricación– Soldadura, forja, T. Térmicos, T.Superficies

• Cumplimiento legal (contractual) de – Leyes, Reglamentos, Códigos, Normas

• Disponibilidad• Seguridad y confiabilidad

– Ambiental– Disponibilidad del sistema

• Mantenimiento• Costos



M

T

Q

Solicitaciones en Operación


5


MATERIALES PARA LA INDUSTRIA PETROLERAEfervescentes, Semi

Calmados yCalmados

Normalizados, GranoFino

A-285, A-53, A-214,A-179, A-105, A-234A-106, A-179, A-216,

A-181, A-266A-515, A-516,

X-42, X-52, X-60

Uso estructural,retenedores de

presión,T<350°CAceros al

C-Mn

MicroaleadosT.Termomecánico

X-60, X-65, X-70 Líneas deConducción

Resistencia a la Fluencia,

Tenacidad a la Fractura

AcerosC-½ Mo

Mn- ½ MoCr - Mo

1 a 9 Cr -½ a 1 Mo

A-204 (C-Mo),A-302 (Mn-Mo),

A-387, A-335, A-199A-213, A-217, A-182

A-336, A-234

Tubos deHornos,

Reactores,350°C<T<550°C

Resistencia al Creep,Oxi/Corrosión

sulfuros/hidrógeno

Aceros InoxidablesMartensíticos

13 Cr A-240, A-268, A217,A-182, A-336, A-263

TP 405-TP 410

Válvulas,Bombas,Tubos,Álabes,

Alta Resistencia Mecánica

Ferríticos 17 Cr TP 430 Resistencia Corrosión18 a 25 Cr8 a 20 Ni

A-240, A-312, A-213,A351, A-182, A-

336, A-264

C<0.03% -corrosión

Cr - Ni - Mo TP 304-309-310TP 316

0.04%<C<0.08%creep

AcerosInoxidablesAusteníticos

Cr - Ni - Mo - Nb/Ti TP 347-321 C>0.40% Temp.1000°C

Aceros Inoxidables Duplex Cr - Ni -Mo TP 318,TP 329

T<300°C

Alta Resistencia ala Corrosión y al

CreepAlta Resistencia Mecánica y

a la Corrosión

75 Ni - 15 Cr - 10 Fe Inconel, B-16832 Ni -20 Cr - bal. Fe Incoloy, B-409

70 Ni - 30 Cu Monel, B-127Ni - Mo Hastelloy B,

B-333Ni - Mo - Cr Hastelloy C,

B-334

AleacionesBase

Níquel

Cr -Ni -Fe-Mo-Cu-Nb Alloy 20 B-463Aleaciones Base Cu Cu - Ni B -171, B-111,

B-466Aleaciones Base Titanio B-265, B-337,

B-338

AltaResistencia

a laCorrosión(cloruros/

fluoruros/ H2S)

Aleaciones de Aluminio B-209, B-241,B-234, B-247,

B-361aleación 3003

Recubrimientos Aluminizado, etc. Tubos Hornos,Intercambiador

es, Reactores



CRITERIOS GENERALES PARA EL DISEÑO

• Para que los pipelines resulten un sistema de transporte de fluidos (gas, petróleo y productos químicos) seguros y confiables y ser aceptados por los operadores y autoridades regulatorias deben satisfacer los siguientes criterios:– Seguridad: no deben originar un riesgo inaceptable para el

publico– Seguridad de suministro: confiabilidad en el suministro– Costo efectividad: deben suministrar producto a un precio

que debe ser mejor que otras alternativas competitivas. – Deben satisfacer los requerimientos legales y regulatorios

fijados por las autoridades competentes


6



• Las estrategias de diseño, operación y mantenimiento deben tener como objetivo. reducir riesgos para el personal, ambiente causados por eventuales fallas. Por ejemplo corrosión y daño mecánico externos son las principales causas de falla.

• Al riesgo se lo cuantifica como el producto entre la probabilidad de falla y sus consecuencias. Los criterios de diseño deben incluir aquellos parámetros que influyen en la probabilidad de falla así como las consecuencias de las fallas que dependen en aspectos tales como la especificación del material y la planificación de la traza del mismo.

• Se debe emplear una revisión del diseño basada en riesgo que incluya los diversos mecanismos que pueden causar tipos de daño que produzcan la falla del sistema.




• Los modos de falla son particularmente importantes debido a que junto con la presión de operación determinan el inventario de producto que puede ser liberado. Hay dos modos de falla:– Perdida: a través de la pared del caño con defecto tipo

orificio, sin extensión en la dirección axial. La perdida depende de la dimensión del orificio y de la presión de operación

– Rotura de la envolvente, falla con extensión en la dirección axial.

• Para gasoductos el peligro más severo es el de ignición de la perdida.


7



• Metodologías de diseño• Las nuevas metodologías de diseño se basan en el

“diseño por estado limite” en el que la integridad del pipeline es juzgada por comparación entre las condiciones de operación con un estado limite.

• La premisa básica es la de que las estructuras ingenieriles tienen un limite mas allá del cual no se cumplen los objetivos de diseño tanto funcionales como de seguridad.

• La rotura por daños por interferencia externas son un ejemplo de una categoría de estado limite.




• El diseño clásico prescribiendo un arbitrario nivel de tensiones o fijando un nivel de presión no es diseñar por estado limite.

• El diseño tradicional es determinista y utiliza márgenes de seguridad para definir valores mínimos de espesor de pared, tensiones, valores máximos de presión, etc.

• En el diseño por estado límite se emplean probabilidades para describir estos parámetros.


8


CRITERIOS PARA SELECCIÓN DEL MATERIAL

• Para la selección del material se deben considerar los siguientes aspectos:– Especificación del acero y calidad de suministro (Steel

Specification and Quality Delivery)– Resistencia a la Penetración (Penetration Resistance)– Robustez (Robustness)– Resistencia a la propagación de fracturas (Fracture

Propagation Resistance)– Corrosión Bajo Tensiones (Stress Corrosion Cracking (SCC))– Efecto del envejecimiento por deformación (Effect of Strain Aging)– Soldabilidad– Capacidad para el curvado en frío y en caliente– Características de manufactura del caño (con costura, ERW, AS.)




• Especificación del acero y calidad de suministro– Cuando se incrementa la resistencia del acero se logra

reducir el espesor del caño. Se debe considerar si la disminución de espesor no debilita el caño por ejemplo ante una solicitación externa, por ejemplo una pala mecánica Standard de 40 ton equipada con “tiger Teeth”que puede producir una perforación.

• Resistencia a la Penetración y Robustez– Otro aspecto a considerar es la facilidad de producirse

indentaciones (dents), – Cuando mas baja es la relación entre D/t

(diámetro/espesor) mas robusto es el caño.– Uno de los defectos mas comunes en pipelines son los

dents que involucran un cambio de perfil que pueden ser serios si se asocian con pitting y cavidades gauges.


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• Resistencia a la propagación de fracturas– Las líneas de conducción de gas deben ser

capaces de resistir el crecimiento de una fisura requiriéndose una adecuada tenacidad a la fractura.

– Se debe considerar que las tensiones dinámicas pueden causar el crecimiento de defectos que han sobrevivido a las pruebas de presión post construcción por el mecanismo de fatiga.

– La corrosión agrava el problema al disminuir el límite de fatiga.



Tendencia a la Fractura Frágil

• Las tensiones multiaxiales, las bajas temperaturas, y las altas velocidades de deformación contribuyen a aumentar el riesgo a la fractura frágil de los aceros. Los espesores gruesos también incrementan el riesgo.

• La capacidad de minimizar el riesgo a la fractura frágil es calificada según la capacidad de absorber un cierto nivel de energía en el ensayo de impacto (Charpy V) en función de la temperatura del ensayo.


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Tendencia a la Fractura Frágil

• Para minimizar el riesgo a la Fractura Frágil se debe:– Eliminar las tensiones residuales por medio de un

Tratamiento Térmico de Alivio de Tensionesposterior a la soldadura.

– Precalentar las chapas gruesas para reducir los picos de tensiones.

– Evitar las entallas.– Utilizar una secuencia de soldadura adecuada

para minimizar la contracción.– Utilizar aceros que garanticen una adecuada

tenacidad a la fractura.



Evolución de los aceros para líneas de conducción

ALTA TENACIDAD BAJA TENACIDAD

ALTA

RESISTENCIA


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Influencia del contenido de Azufre sobre la tenacidad



Soldabilidad de los aceros


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Disminución del contenido de C en pipelines





Specification and Quality Delivery)– Resistencia a la Penetración (Penetration Resistance)– Robustez (Robustness)– Resistencia a la propagación de fracturas (Fracture Propagation

Resistance)– Corrosión Bajo Tensiones (Stress Corrosion Cracking (SCC))– Efecto del envejecimiento por deformación (Effect of Strain Aging)– Soldabilidad– Capacidad para el curvado en frío y en caliente– Características de manufactura del caño (con costura, ERW, AS.)


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• Corrosión Bajo Tensiones – La susceptibilidad a la Corrosión Bajo Tensiones

(SCC), entre los factores importantes se encuentra la relación entre la tensión de operación y la tensión de fluencia. Esta relación permanece independientemente del acero empleado.

– El fenómeno se minimiza con el empleo de un coating interno/externo adecuado, protección catódica y adecuadas condiciones de operación.

– Desde el punto de vista de la soldadura los puntos duros son susceptibles (Stress Corrosion Cracking) y al SSC (Sulfide Stress Cracking)/ HSC (HydrogenStress Cracking), el hidrogeno generado por la protección catódica también es importante para limitar la dureza.




• Desde el punto de vista de corrosión, el material debe ser seleccionado de acuerdo con la temperatura, presión, contenido de CO2 y SH2, azufre libre, velocidad de flujo, composición de hidrocarburos, composición agua y condensados, contenido de arena, pH, presencia de bacterias sulfato reductoras, uso de inhibidores, etc.

• El grado PSL2 garantiza mejoras respecto de resistencia a la corrosión.


14



• Si hay CO2, empleando tanto el X60 o X65, puede requerirse aplicar coatings internos en los linepipe.

• Existe el X65 Gr Sour Service, hasta Diámetro exterior de 14". Esos grados tienen un control más estricto de las inclusiones para evitar cualquier HIC, Fisuración Inducida por Hidrogeno, (muy bajo S y estricto tratamiento con Si-Ca para que sólo haya oxisulfuros globulares y muy pequeños).

• En general se emplean aceros al C o baja aleación en los materiales para pozos de hasta temperaturas menores a 177 °C, presiones parciales de SH2 menores a 0,05 psi, de CO2 menores a 7 psi sin inhibidor y menos de 20000 ppm de cloruros.

• También se emplean para 7 psi < P CO2 < 30 psi ⇒ aceros al carbono con 0,5-1% Cr, sin inhibidor.

• P CO2 > 30 psi ⇒– a) aceros al carbono + inhibidor, – b) acero al carbono con 1% Cr (sólo para tubing, puesto que por

soldabilidad, para pipeline se limita a 0,5% Cr) + inhibidor.






Resistance)– Corrosión Bajo Tensiones (Stress Corrosion Cracking (SCC))– Efecto del envejecimiento por deformación (Effect of Strain

Aging)– Soldabilidad– Capacidad para el curvado en frío y en caliente– Características de manufactura del caño (con costura, ERW, AS.)


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• Efecto del envejecimiento por deformación (Effect of Strain Aging)– El envejecimiento por deformación es un fenómeno

en que la tensión de fluencia aumenta en el tiempo y la tenacidad a la fractura disminuye.

– Una exposición a temperaturas elevadas tales como las que se emplean en la aplicación de fusionbonded epoxy (FBE) o three-layer (Trilaminate) coating puede causar este fenomeno.



Tendencia al Envejecimiento

• Cuando se suelda sobre un material previamente deformado en frío puede incrementarse la dureza y la resistencia a la tracción, y simultáneamente reducirse la deformabilidad. Esta fragilización es atribuida a la tendencia al envejecimiento.

• Los aceros totalmente calmados, en su condición de Normalizados son los mejores para resistir el envejecimiento, dado que el Al controla el N libre.


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Tendencia al Envejecimiento

• En los aceros con tendencia al envejecimiento, se debe evitar soldar sobre zonas deformadas en frío.

• Si se debe soldar, puede ser necesario un Tratamiento Térmico antes de soldar de acuerdo con lo especificado (DIN 8528 Parte 2). Puede ser un Normalizado o un Alivio de Tensiones según sea el grado de compromiso.



Requerimientos para soldar en áreas deformadas en frío sin T.Térmico posterior a la deformación

R adio Interios / E spesor

D eform ación%

E spesor adm isib le

m m

G rado del acero

25 ≤ 2 Todos Todos

10 < 5 ≤ 16 Todos

10 < 5 > 16 (1) C alm ados Sem i C alm ados

3 .0 < 14 ≤ 12 (1) C alm ados Sem i C alm ados

1 .5 ≤ 25 ≤ 8 C alm ados Sem i C alm ados

(1) Las áreas deform adas en frío deben ser norm alizadas antes de so ldar


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Requerimientos para soldar en áreas deformadas en frío

t

Distancia mínima 5 x t

R






Resistance)– Corrosión Bajo Tensiones (Stress Corrosion Cracking (SCC))– Efecto del envejecimiento por deformación (Effect of Strain Aging)– Soldabilidad– Capacidad para el curvado en frío y en caliente– Características de manufactura del caño (con costura, ERW, AS.)


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Requerimientos de Soldabilidad

• Obtener una buena soldabilidad– Minimizar tendencia a la Fisuración por Hidrogeno

en la ZAC– Minimizar tendencia a la Fisuras en Caliente– Adecuada tenacidad en la ZAC y metal de

soldadura– Baja dureza en la ZAC y metal de soldadura para

evitar SCC• Empleo de procesos de soldadura de alta

tasa de deposición



Ciclo Térmico de la soldadura:

• Velocidades de Enfriamiento –• Efecto del material, concepto de Carbono

equivalente, proceso de soldadura, calor aportado, temperatura de precalentamiento, geometría y espesor del metal base,

• Química de la Soldadura - Protección -Contaminación por Hidrógeno –


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Ciclo Térmico en soldadura



Ciclo térmico en la raíz de una soldadura


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SOLDADURA POR ARCO SUMERGIDO

ZONA 1

ZONA 2

ZONA 3



Zona Columnar del Metal de Soldadura

ZONA 1


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Evolución de estructuras con el ciclo térmico




• Obtener una buena soldabilidad– Minimizar tendencia a la Fisuración por

Hidrogeno en la ZAC– Minimizar tendencia a la Fisuras en Caliente– Adecuada tenacidad en la ZAC y metal de



tasa de deposición


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Fisuración

• Las principales razones de fisuración que deben ser evitadas en las soldaduras son:– Hidrógeno– Altos Niveles de tensiones– Microestructuras en el metal base y ZAC

con alta dureza y baja ductilidad


Dr.-Ing. Mario SolariCTI Consultores de Tecnología e Ingeniería S.R.L.

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Factores que afectan la tendencia a la Fisuración en Frío



Hidrogeno en el metal de soldadura


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Incorporación de hidrógeno durante la soldadura




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Cálculo de Dureza Máxima en la ZAC


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¿Cómo evitar la fisuración por hidrógeno?

• Metodología de la BS 5135 :1984– Determinar el Carbono Equivalente– Determinar la Escala de Hidrógeno – Determinar el espesor combinado– Determinar la energía del arco– Determinación de la temperatura de

precalentamiento mínima y temperatura entre pasadas mínima.


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Diagrama de Coe para determinar la temperatura de precalentamiento en soldadura



Metal Base

• Carbono Equivalente (IIW), determinado del análisis químico de colada, en (%), aplicable hasta un máximo de 0,54 para aceros al C – Mn:

• Ceq = C + Mn/6 + (Cr+Mo+V)/5 + (Ni+Cu)/15

• Si solo se conoce el C y Mn, se calcula como– Ceq = C + Mn/6 +0,03


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Determinación del espesor combinado

• Es la suma de los espesores promedio de metal base considerados sobre una distancia de 75 mm desde la línea de fusión.

• tc = t1 + t2 + t3

t1

t2

t3

t2

t3=0

t1 promedio

75 mm


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Determinación de la energía del arco• Cálculo del calor aportado o energía del arco

para soldadura manual es:• E (kJ/mm) = (V .I)/w x 10-3

– V : voltaje del arco (Voltios)– I : corriente en (Amperes)– w : velocidad de soldadura (mm/s)

• Para otros procesos de soldadura el valor de E debe dividirse por los siguientes factores antes de ser utilizado en los gráficos:– Arco sumergido 0,8– MAG 1,0– MIG 1,0– TIG 1,2



Determinación alternativa de la energía del arco

Energía del arco en

función de la longitud de

metal depositado,

para diversos diámetros de

electrodo y considerando

un cabo de 50 mm


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Determinación de la temperatura de precalentamiento

• La temperatura de precalentamiento es la temperatura del metal inmediatamente antes de comenzar soldar, es también generalmente el mínimo valor de la temperaturra entre pasadas.

• Si el precalentamiento es localizado, se debe calentar una zona de 75 mm como mínimo considerados en cualquier dirección desde la soldadura

• Con los datos anteriores se determina To de los gráficos.


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Hidrógeno:

Alto

Medio

Bajo

Muy Bajo

Energía de Arco (KJ/mm)

Espesor Combinado (mm)

Temperatura de

Precalentamiento local mínimo (°C)

Carbono

Equivalente



Tiempo entre pasadas (líneas de conducción)


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Evaluación del riesgo a la fisuración en frío empleando el C E y Pcm




• Obtener una buena soldabilidad– Minimizar tendencia a la Fisuración por

Hidrogeno en la ZAC– Minimizar tendencia a la Fisuras en

Caliente– Adecuada tenacidad en la ZAC y metal de



tasa de deposición


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Fisuración en Caliente

• El riesgo a la fisuración en caliente en las soldaduras de arco sumergido (longitudinal) puede ser evaluado con la formula:

UCS= 230 C+190 S +75 P + 45 Nb - 12.3 Si – 5.4 Mn – 1

Efecto beneficioso del Mn y perjudicial del C y S


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Requerimientos de Soldabilidad• Obtener una buena soldabilidad

– Minimizar tendencia a la Fisuración por Hidrogeno en la ZAC

– Minimizar tendencia a la Fisuras en Caliente

– Adecuada tenacidad en la ZAC y metal de soldadura

– Baja dureza en la ZAC y metal de soldadura para evitar SCC

• Empleo de procesos de soldadura de alta tasa de deposición



Diagrama de enfriamiento continuo para un acero Ti-B


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Requerimientos de Soldabilidad• Obtener una buena soldabilidad

– Minimizar tendencia a la Fisuración por Hidrogeno en la ZAC

– Minimizar tendencia a la Fisuras en Caliente

– Adecuada tenacidad en la ZAC y metal de soldadura

– Baja dureza en la ZAC y metal de soldadura para evitar SCC

• Empleo de procesos de soldadura de alta tasa de deposición



Dureza vs. t8/5


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Dureza máxima

• Soldabilidad en fabricación:– Una dureza elevada en la ZAC puede contribuir a

la Fisuración por Hidrogeno, y a la pérdida de tenacidad.

– Se limita la dureza de la ZAC < 35 Rc• Soldabilidad en servicio:

– En servicios con hidrogeno también se debe limitar la dureza y la resistencia a la tracción de los materiales.

– Dureza máxima en la ZAC < 22 Rc



ZAT• Efecto del ángulo de ataque:• a) Posición plana bajo ángulo de ataque y gran superposición.

Alto grado de refinamiento en la ZAT• b) Posición horizontal, elevado ángulo de ataque y baja

supervisión. Bajo grado de refinamiento en la ZAT.


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Efecto de las segregaciones

La presencia de Macrosegregación en el centro de lachapa puede contribuir a originar zonas duras y tambiéna la fisuración por desgarramiento asociado con lasinclusiones no metálicas, orientadas por la laminación.



Especificación de Procedimiento de Soldadura• Como mínimo debe considerar:

1. Código o normas de aplicación2. Especificación del metal base3. Método de soldadura4. Posición de soldadura5. Consumibles de soldadura (tipo, marca, diámetro, almacenaje, etc)6. Características eléctricas (tipo de corriente, polaridad, tensión, corriente)7. Velocidad de soldadura o longitud depositada. (oscilación del electrodo)8. Gas de protección, composición, y caudal9. Diseño de junta con posición y secuencia de soldadura10. Preparación de la junta11. Temperatura mínima de precalentamiento y temperatura mínima entre

pasadas12. Temperatura máxima entre pasadas13. Tratamiento térmico post soldadura14. Métodos de Inspección y Control


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Consumibles de Soldadura



41



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Electrodos de Bajo Hidrogeno Vertical descendente

• Los electrodos de Bajo Hidrogeno vertical descendente son utilizados en la soldadura de espesores gruesos y para la soldadura de los aceros X 80 y X 100, así como uniones de alto requerimientos de impacto y para instalaciones sobre la superficie donde los celulósicos están prohibidos.



Electrodos celulósicos


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Electrodos celulósicos• Espesores finos

precalentar 50°C

• Cuando hay que precalentar emplear 150°C

• Aceros de alto carbono 200°C





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48




49




Electrodos Básicos Vertical Descendente


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Pasada de raíz - stringer bead (BVD)Electrodos Básicos Vertical Descendente


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Pasadas de relleno (BVD)


Cover pass (BVD)Electrodos Básicos Vertical Descendente

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• Soldabilidad– La soldadura se puede hacer por los métodos tradicionales de

raíz y hot pass con electrodos celulósicos en vertical descendente y relleno con electrodos básicos vertical ascendente o mas recientemente descendentes.

– También se emplean métodos mixtos con GMAW y alambres autoprotegidos.

– Los requerimientos de resistencia no son un problema para alcanzar. De la comparación entre gasoductos realizados con X 60 y X 65 en espesores hasta 17 mm surge que se emplean precalentamientos de 100 °C en los X 65 para obtener una baja tasa de fisuras en la operación de soldadura.

– El precalentamiento puede ser menor dependiendo de la calidad y carbono equivalente del caño. En particular la se debe acotar el carbono equivalente para mejorar la soldabilidad.



DETERMINACION DE LA CALIDAD REQUERIDA

• Considerando los requerimientos de fabricación y servicio previamente presentados surge que el material de la cañería debe tener una adecuada tenacidad a la fractura, resistencia a la corrosión, y soldabilidad. Otros aspectos como la resistencia al abollamiento dependen de la geometría y del modulo de elasticidad y por lo tanto no cambian con el grado de material elegido.

• Para optimizar las características de tenacidad a la fractura, resistencia a la corrosión, y soldabilidad se requiere de un material con composición química controlada, en particular el contenido de azufre, fósforo, y practica de acería para lograr un efectivo control de inclusiones no metálicas. El contenido de C y el carbono equivalente deben ser también limitados.

• La resistencia mecánica debe estar limitada tanto en los valores mínimos de tensión de fluencia como es habitual sino también en los valores máximos. Se debe evitar que como consecuencia de la soldadura queden zonas de alta dureza en la cañería.


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ESPECIFICACION DE LA CALIDAD REQUERIDA.

• La calidad requerida debe ser descripta para la compra de los caños por medio de especificaciones.

• El documento “SPECIFICATION FOR LINE PIPE” API SPECIFICATION 5 L prevé dos niveles de calidad: PRODUCT SPECIFICATION LEVEL (PSL). Los niveles de calidad definen diferentes requerimientos en carbono equivalente, tenacidad a las entallas, máximos para la tensión de fluencia y de rotura, así como otros aspectos vinculados con trazabilidad y ensayos.

• Las diferencias entre PSL 1 y PSL 2 se muestran en el Apéndice J

• En la especificación de compra pueden ser empleados otros requerimientos adicionales descriptos en el Apéndice F.



ESPECIFICACION DE LA CALIDAD REQUERIDA.

• La información suministrada por el comprador debe de acuerdo con API incluir:


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Ejemplo de SELECCIÓN DE MATERIALES PARA LINEAS DE CONDUCCION

• Las condiciones de diseño son: gas sin tratar, con contenidos no especificados de agua, cloruros, oxigeno, SH2 y CO2, temperaturamáxima de 75°C, temperatura mínima de 10 °C, presión de diseño 2300psi (16 MPa) en cabeza de pozo, previsto para 5.000.000 m3/día.

• Material seleccionado para la construcción de un gasoducto: caños sin costura API 5 L de 14 in de diámetro, 17,4 mm de espesor y con una longitud aproximada de 60 km, sobreespesor de corrosión CA = 0,25 in (6,35 mm). No esta previsto el empleo de recubrimientos internos para protección anticorrosivo. Se emplearan recubrimientos externos tricapa. Se empleara protección catódica e inhibidor de corrosión.

• Del análisis empleando los criterios descriptos surge que se recomienda especificar para la compra de los caños:– Especificación: API STD 5 L– PSL (Product Specification Level): PSL 2 – Grado: X 65– Tipo: Sin costura


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ESTRATEGIAS PARA MINIMIZAR RIESGOS

INSPECCIONBASADA EN

RIESGO

ANALISIS DE

FALLAS

APTITUD PARA EL

SERVICIO

DISEÑO BASADO EN

RIESGO


BASADO ENRIESGO

ANALISIS DE RIESGO


MODELOS DE OPTIMIZACION


CALCULOS FEA

VIDA REMANENTE

CIENCIA MATERIALES

SOLDADURA, etc.

INICIATIVAS

BASADAS EN

RIESGO

INICIATIVAS

BASADAS EN


FACTORECONOMICO

FACTOR HUMANO


ASME B 31.8 S-2004


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EL PROCESO OPERATIVO DE GESTIÓN DE LA INTEGRIDAD

• Identificación preliminar de amenazas o peligros y Recolección de Datos

• Identificar el potencial de peligros, evaluación de Riesgos, estimándose la probabilidad y consecuencias de potenciales eventos no deseados.

• Definir un ranking de riesgos.• Desarrollar planes de inspección

basados en riesgo (Qué, Dónde, Cómo, Cuándo Inspeccionar) y definir estrategias y tácticas de mantenimiento.

• Evaluar la Integridad que incluye: – Inspección y ensayo – Evaluación de las indicaciones

resultantes – Determinación de la integridad por

medio de análisis de Aptitud para el Servicio.

• Respuesta a los resultados de la evaluación de integridad y mitigación

Identificación de Amenazas

Integración de Datos

Evaluación de Riesgos

Evaluación de Integridad

Respuesta a la Evaluación de Integridad y Mitigación

Evaluarontodas las amenazas ?

SI

NO


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EXPERIENCIA EN LA IMPLEMENTACIÓN DEL RBI• CTI Solari y Asociados SRL (Argentina) provee servicios de ingeniería para la implementación de sistemas RBI

en las siguientes instalaciones industriales:– REPSOL YPF(Unidad Económica Loma La Lata, Neuquén):

• LTS 1 LLL, (implementado) • LTS 2 LLL, (implementado) • Aminas (implementado) • Turboexpander (en implementación) • Yacimiento Sierra Barrosa Plantas Dew Point y LTS (en implementación).

– REPSOL YPF RLP Refineria La Plata, Buenos Aires: • Plantas Ácidas RLP, (implementado) • Topping C, (implementado) • PDA Desafaltado con Propano (implementado) • Gascon Cracking Catalitico (implementado) • Cracking Catalitico (en implementación)

– REPSOL YPF CIE, Complejo Industrial Ensenada, (en implementación)

– PROFERTIL (REPSOL YPF AGRIUM) , Planta Fertilizantes, Bahía Blanca (implementado)

– Pan American Energy LLC (BP) • Tierra del Fuego, • Golfo San Jorge, • Neuquén, • Acambuco y • Petrolera Chaco (Bolivia). (Parcialmente implementado).

– PETROBRAS ARGENTINA • Yacimiento Entre Lomas, Compresoras y LTS, Neuquén (implementado) • Yacimiento Sierra Chata, Aminas, Membrana, Dew Point (implementado) • Yacimiento El Cóndor , LTS y Dew Point (en implementación) • PETROBRAS PERU (Talara) (realizado solo Curso Capacitacion)

– PLUSPETROL Yacimiento Ramos, Tartagal, Salta, Planta Vanson LTS, (implementado)

– PLUSPETROL PERU Yacimiento Camisea P.Malvinas y Pisco (en implementacion)

– ACINDAR, Empresa Siderurgica, Villa Constitución, Santa Fe, Sistemas de izaje (Descargador de Mineral Hitachi, Puentes Grúas, Grúas Colby, etc.)

CTI Consultores de Tecnología e Ingeniería S.R.L.CTI Consultores de Tecnología e Ingeniería S.R.L.

Curso Asme b31.8s & API 1160

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