REPARACIONES FIJADAS
EN EL REGLAMENTO
TECNICO PARA
HIDROCARBUROS
LÍQUIDOS
En el proceso de identificar, desarrollar,
administrar y auditar un programa de integridad de un sistema de transporte, es necesario que el
operador conozca:
*La calidad de los datos con que cuenta.
*Los códigos y especificaciones de aplicación
usados en el diseño, la construcción, la operación y el mantenimiento.
*Los instrumentos, las técnicas , los softwares, etc * Los materiales y su comportamiento frente a los parámetros operativos
No hay programa a ser utilizado
con éxito si el operador no posee
la informacion necesaria que sea
confiable y que no presente
dudas-Algunas empresas que desarrollan e
investigan el comportamiento del scraper
inteligente sostienen que:
Las inspecciones on-line y las evaluaciones de
aptitud para el servicio, para la presión
operativa a la cual el operador quiere operar,
le brinda un conocimiento mejor de la cañería
que el que sería posible obtener a partir de una
prueba hidraúlica nueva.
Sin embargo no es prudente tomar
partido sobre el tema, ambos métodos se
complementan y de acuerdo a las
circunstancias, uno de ellos puede
prevalecer sobre el otro.
Consideramos que la PH inicial es
beneficiosa y lo es mucho mas si se
alcanza, como mínimo el límite de
fluencia inferior
Interesa en los materiales que utilizamos, la
ductilidad,
que responde a una medida del grado de
deformación plástica que puede ser soportada hasta
la fractura del material.
En lo que se refiere a la integridad de una
cañería, la localización de las indicaciones de
pérdidas de metal y anómalías es una tarea
fundamental.
Los usuarios de los sistemas de inspección
con herramientas inteligentes saben de la
Los posteriores estudios directos como la
excavación y el pelado del revestimiento
permitirán detectar las anomalías externas
significativas con la utilización de elementos
de detección.
El responsable de la operación del
ducto, en su busqueda de mejorar la
información y hacerla mas confiable,
para el desarrollo de un plan de
integridad, debería apoyarse en la
calidad del material del caño y ademas
Es frecuente que la cañería tenga
varios años, y los datos de
fragilidad se desconozcan y sea
necesario llevar a cabo ensayos
para determinar la misma.
Para evaluar la aptitud para el servicio de
una línea diseñada para operar a una
presión determinada, que debe ser
confirmada o modificada, se deberán
efectuar los estudios para conocer
cuando ocurrirá la rotura frágil y cuando
la dúctil. Como es el crecimiento de los
defectos y el comportamiento de la
Si el análisis se realiza adecuadamente,
se podrán definir los requerimientos de
fragilidad para prevenir la propagación
de las fracturas de gran longitud por
corte, previendo que la fragilidad de la
cañería sea lo suficientemente elevada
Código σc Factor ASME B.31.4 ASME B.31.8 IGE/TD/1 BS 8010 CSA – Z662 49 CFR – 192 49 CFR - 195 p . D σc = 2 . T nom p . D σc = 2 . T nom p . D σc = 2 . T min p . D σc = 2 . T min p . D σc = 2 . T nom p . D σc = 2 . T min p . D σc = 2 . T nom 0,72 0,8 0,72 0,72 0,8 0,72 0,72
Entre 1960 y 1970, Batelle y el AGA acuerdan
con transportistas, desarrollar metodologías de
cálculo para predecir el comportamiento de
diferentes fallas en las cañerías.
Antes de 1965 el pasaje de scrapers estaba
dirigido a la limpieza de la cañería y su utilidad
para la detección de defectos resultaba primaria
Con el avance de los años y el uso de la ASME
B31G da lugar a que se verifiquen gráficos como
el siguiente.
Nota: Esta curva fue creada para un caño de las siguientes características:
- diámetro 20” = 508 milímetros.
- espesor e = 7,14 milímetros. MAPO = 74 kgr/cm2 para F = 0,72. - material API – 5LX – 52. Curva FER = 1 0 0,1 0,2 0,3 0,4 0,5 0,6 0,7 0,8 0,9 0 100 200 300 400 500 l (milímetros) d/ t 1 2 3 4 5 6 7 8
El próximo gráfico muestra la
trascendencia de cada indicación de
pérdida de metal, respecto al espesor
nominal, contra la longitud axial
pronosticada e indicando la curva que
representa un estándart de detección
on-line, frente a una curva de PH
1.0
Profundidad de los defectos/Es
pesor nominal de la cañería
Longitud de los defectos
Estándar de detección on-line
Margen de seguridad de la nueva prueba hidráulica Margen de seguridad en la inspección on-line
Curva de la tensión de fluencia en la Prueba Hidráulica
Curva de las fallas para un factor de diseño de 0,72
Defectos encontrados en una inspección on-line
En el RTHL, se pensó utilizar el FER
para definir los tiempo de reparaciones,
pero por la presencia de algunas
incertidumbres se decidió utilizar el
criterio establecido en la CFR- 195.
El criterio adoptado es menos
conservador, pero obliga al operador a
conocer las dimensiones del defecto con
mayor exactitud, y la tensión de flujo del
material
La presión de seguridad máxima de un área
corroida se puede calcular con la fórmulas
indicadas en la ASME B 31 G, con las tablas
existentes en el mismo o con gráficos como el
siguiente:
En un proceso tal como el de revisión de un programa de
gerenciamiento de integridad de un sistema de transporte de hidrocarburos cuyo objetivo es minimizar el riesgo
analizamos:
La amenazas que afectan la integridad.
Las fuentes de datos característicos que nutren el programa de integridad.
El programa de intervalos de evaluación de la integridad
Concluyendo con la consolidación efectiva de esa integridad, que constituye el motivo central de esta charla y que pretendemos corone nuestro pensamiento, que se ocupa de la reparación en tiempo y forma de fallas y defectos
El análisis de riesgo que debe realizar el
operador debe ser integral y no focalizarse
solamente en el hecho puntual del defecto.
En sus consideraciones debe tener en cuenta
que las amenazas son interactivas
El operador debe definir y documentar el tratamiento que dará a los defectos que detecte en las cañerías
durante las inspecciones y posteriores verificaciones directas (VD)
Revisar los resultados de la VD, y en forma conjunta con la información adicional, ya integrada para el
análisis de riesgo debe establecerce el cronograma de reparación de la cañería
Una vez conocida la condición, luego de las
inspecciones, el operador deberá confeccionar
un plan escrito de reparaciones contemplando
los requerimientos de plazos, en base a la
Existen 3 condiciones de severidad de los
defectos evaluados que deben ser atendidos con
tres tiempos de respuesta.
Inmediata
60 días
La reparación que se realice debe ser
permanente y no presentar una amenaza
a la integridad futura de la cañería.
En ese sentido, el operador, debe ser
capaz de demostrar la calidad de las
reparaciones que realice.
Los métodos de reparación deben estar
incluidos en el
“Manual de
Una vez descubierta la condición
anómala será necesario reducir la presión
de operación (PO) a los efectos de
mantener la seguridad.
Durante las VERIFICACIONES
DIRECTAS (VD) es conveniente una
reducción adicional de la presión
dependiendo del valor de presión al que
se encuentra el sistema
CONDICION INMEDIATA
•Pérdidas de metal mayores o iguales al 80% de la pared del tubo, más allá de sus dimensiones.
•Cuando el cálculo de la resistencia remanente del
caño muestra una presión pronosticada de rotura menor que la presión operativa máxima, establecida en la progresivas de la ubicación de la anomalía. La presión de rotura de un caño corroído se determina considerando la tensión de flujo y las dimensiones, profundidad y longitud, de la perdida de metal del caño.
CONDICION INMEDIATA
•Cuando se detecte una abolladura en la parte superior del caño, (entre hora 4 y hora 8) que tenga alguna indicación de pérdida de metal del caño.
•Cuando se detecte una abolladura en la parte superior del caño, ( entre hora 4 y hora 8) que tenga una profundidad igual o mayor al 6% del diámetro nominal
•Cuando se detecte una anomalía que a juicio de una persona calificada y designada por el operador para evaluar defectos resulte de reparación inmediata.
CONDICION 60 DIAS
Con excepción de las anomalías listadas en la condición anterior, los siguientes defectos deben ser reparados en un plazo no mayor a 60 días de descubierta la condición.
Una abolladura localizada en la parte superior del caño, entre horas cuatro (4) y ocho (8), con una profundidad mayor al 3% del diámetro nominal. Mayor a 6 milímetros para diámetros nominales menores a NPS 12.
Una abolladura en la parte inferior del caño que tenga una indicación de pérdida de metal, fisuras o concentradores de tensión.
CONDICION 180 DIAS
Una abolladura con una profundidad mayor a 2% del diámetro nominal, 6 milímetros para caños de diámetro
menor a NPS 12, que afecte un caño curvado en la soldadura circunferencial o longitudinal.
Una abolladura localizada en la parte superior del caño, entre las horas cuatro (4) y ocho (8), con una profundidad mayor al 2% del diámetro nominal, mayor a 6 milímetros para diámetros nominales menores a NPS 12.
Una abolladura localizada en el fondo del caño con una profundidad mayor al 6% del diámetro de la cañería.
CONDICION 180 DIAS
El cálculo de la resistencia remanente del caño muestra
una presión de falla menor que la máxima presión operativa, mientras que la presión de rotura es mayor que la máxima presión operativa establecida en la progresiva de la
ubicación de la anomalía.
Un área de corrosión generalizada con una pérdida mayor al 50% de la pared del caño.
CONDICION 180 DIAS
Un área de pérdida de metal mayor al 50% de la pared del caño que se encuentre en un cruce con otro ducto, o que se extienda circunferencialmente o que esté
afectando la soldadura circunferencial.
Una indicación de fisura, que luego de excavada es confirmada como fisura.
– Otras condiciones:
Además de las condiciones listadas en los puntos anteriores, el operador debe evaluar cualquier
condición identificada que sea una amenaza a la
integridad de la cañería y planificar apropiadamente su reparación
Lós códigos establecen que:
- todo tramo de una línea de transporte con
corrosión generalizada y con un espesor
remanente de pared menor que el requerido
por la MAPO de la cañería, debe ser
reemplazado, o la presión operativa reducida a
la resistencia mecánica del caño basado en el
espesor remanente .
-todo tramo de caño de una línea de transporte con picaduras por corrosión localizada en un grado que podría ocasionar una pérdida, debe ser reemplazado o reparado, o la presión de operación debe ser
reducida adecuadamente, conforme la resistencia del caño, basado en el espesor de pared remanente en la zona de picaduras.
-Las picaduras por corrosión tan estrechamente
agrupadas como para afectar la resistencia total del caño se consideran corrosión generalizada.
- Si la zona de corrosión generalizada es pequeña, el caño corroído puede ser reparado.
-La evaluación de la resistencia a la presión de una zona que sufrió corrosión, a fin de determinar sus posibilidades de continuar en servicio, puede
realizarse por un método analítico, por una prueba de presión de 8 horas y por un método alternativo para condiciones de bajo nivel de tensión (se considera el espesor verdadero remanente en el punto de mayor corrosión).
Los defectos reportados por las inspecciones de los scrapers inteligentes son analizados mediante la
utilización de programas como el RSTRENG
desarrollado por la American Gas Association que calculan las presiones seguras de trabajo y predice la presión de rotura (Pburst) para tres formas distintas denominadas CASE 1, 2 Y 3 y que tienen en cuenta el área efectiva de la corrosión o el 0,85 de la misma, y el criterio original del ASME B31 G.
Las fórmulas de aplicación que deberían utilizarse son las siguientes:
P´ = P . (1 + 10.000 / TFME) . [1 – Aeff / A0 1 – (Aeff / A0) . M-1]
P´ = máxima presión segura (psi). P = presión de diseño (psi):
TFME = tensión de fluencia mínima especificada (psi). Aeff = área efectiva del material corroído en dirección axial (mm2).
A0 = área de material previo a la pérdida de corrosión (mm2).
M= Factor de folias
