Ductos

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Resumen

Hoy en día estándares existentes en la industria pueden coadyuvar con una solución lógica y consis-tente hacia muchos de los proce-sos clave del manejo de integridad de ductos (PIM, por sus siglas en inglés). Existen estándares dis-ponibles desde procesos de su-pervisión como API 1160 y ASME B31S, hasta códigos especializados para la valoración de ano-malías como ASME B31G y RSTRENG. Sin embargo, cada ducto al igual que cada operador de ductos es único. Lo que nos conlleva a considerar cómo pro-cesos estandarizados se pueden avenir con la necesidad de flexi-bilidad de las carac-terísticas distintivas tanto de los ductos como de sus especia-listas. Características específicas deben ser reconocidas y sopor-tadas en la implemen-tación y operación de cualquier s is tema PIM. Reconocer ca-racterísticas especí-ficas e implementar un sistema PIM para satisfacer requisitos

particulares, esto representa que un sistema PIM debe ser adaptado a ductos específicos y operadores de ductos individuales.

Este artículo examina el como un sistema PIM puede ser adecuado a necesidades individuales de un operador de ductos. También se revisan los principios básicos de la adecuación y examinan como

los procesos codificados, reglas y estándares pueden ser utiliza-dos durante la adecuación para asegurar aquiescencia con las mejores prácticas de la industria. Además, se analiza la naturaleza, roles e interacciones de los tres componentes principales del Ma-nejo de Integridad (IM, por sus si-glas en inglés), gente, procesos y tecnología, con el propósito de

Por: Holger Hennerkes, ROSEN Technology and Research Center.

Figura 1: Tendencias energéticas en el mundo.

World Total Energy Consumption by Region, Low World Oil Price Case, 1990-2030(Quadrillion Btu)

Region/Country 1990 2003 2004 2010 2015 2020 2025 2030

History Projections

OECD OECD Noth America..................... 100.8 118.3 120.9 130.8 139.2 146.7 154.1 162.8 1.2 United Statesa........................... 84.7 98.3 100.7 106.9 113.6 119.3 125.0 131.7 1.0 Canada..................................... 11.1 13.5 13.6 15.5 16.0 16.9 17.6 18.4 1.2 Mexico...................................... 5.0 6.5 6.6 8.4 9.5 10.6 11.5 12.6 2.5 OECD Europe............................... 69.9 79.5 81.1 84.8 88.0 88.3 89.8 91.9 0.5 OECD Asia.................................... 26.6 36.9 37.8 40.4 43.5 45.5 47.3 49.5 1.0 Japan........................................ 18.4 22.2 22.6 23.8 25.0 25.6 26.1 26.8 0.6 South Korea.............................. 3.8 8.7 9.0 9.8 11.3 12.3 13.1 14.2 1.8 Australia/New Zealand.............. 4.4 6.0 6.2 6.8 7.2 7.7 8.1 8.5 1.3 Total OECD....................... 197.4 234.7 239.8 256.1 270.6 280.6 291.3 304.2 0.9

Non-OECD Non-OECD Europe and Eurasia... 67.2 47.9 49.7 54.7 59.9 64.5 67.9 70.6 1.4 Russia....................................... 39.0 28.8 30.1 32.8 35.5 37.5 39.4 40.8 1.2 Other......................................... 28.3 19.2 19.6 21.9 24.3 27.0 28.5 29.8 1.6 Non-OECD Asia............................ 47.5 88.2 99.9 132.5 159.4 184.5 209.1 235.9 3.4 China........................................ 27.0 49.7 59.6 83.4 99.8 116.1 132.1 150.3 3.6 India.......................................... 8.0 14.4 15.4 18.3 22.3 25.9 29.7 33.2 3.0 Other Non-OECD Asia.............. 12.5 24.0 24.9 30.7 37.2 42.5 47.3 52.3 2.9 Middle East................................... 11.3 19.9 21.1 26.2 30.0 33.4 36.4 39.3 2.4 Africa......................................... 9.5 13.3 13.7 17.1 19.8 22.0 24.1 26.1 2.5 Central and South America....... 14.5 21.7 22.5 28.0 32.6 36.1 39.8 43.5 2.6 Brazil......................................... 5.8 8.7 9.1 11.3 13.2 14.7 16.3 18.2 2.7 Other Central and South America 8.8 13.0 13.5 16.7 19.4 21.4 23.4 25.4 2.5 Total Non-OECD............... 150.0 191.0 206.9 258.5 301.7 340.6 377.3 415.5 2.7

Total World........................................ 347.3 425.7 446.7 514.6 572.3 621.2 668.5 719.6 1.9

aIncludes the 50 States and the District of Columbia.Notes: Energy totals include net imports of coal coke and electricity generated from biomass in the United States. Totals may not equal sum of components due to independent rounding. The electricity portion of the national fuel consumption values consists of generation for domestic use plus an adjustment for electricity trade based on a fuel’s share of total generation in the exporting country.Sources: History: Energy Information Administration (EIA), International Energy Annual 2004 (May-July 2006), web site www.eia.doe.gov/iea. Projections: EIA, annual Energy Outlook 2007, DOE/EIA-0383(2007) (Washington, DC, February 2007), AEO2007 National Energy Modeling System, run LP2007. D112106A, web site www.eia.doe.gv.oiaf/aeo; and System for the Analysis of Global Energy Markets (2007).

Average Annual Percent Change,

2004- 2030

TECNOLOGÍA

La revista de la industria petrolera 53La revista de la industria petrolera 53

mejorar el valor resultante del pro-grama IM.

Finalmente, la presentación al res-pecto muestra como todos estos aspectos fueron considerados en el software de ROSEN Asset Integrity Management Support (ROAIMS).

Introducción

Los ductos han sido el centro de la infraestructura de transpor-te del mundo entero por muchas décadas y esta situación tiende a mantenerse así en futuro. Es se-guro que el consumo de energía continúe su tendencia a la alza, como lo muestran los cálculos de la Administración de Información de Energía (EIA por sus siglas en inglés) de Estados Unidos (figura 1). Esta tabla indica que el con-sumo de energía se incrementará cerca de un 62% en los próximos 25 años de 2004-2030. Mucha de la energía consumida será a través de petróleo y gas, conducido princi-palmente por ductos. Se hace claro que el futuro de la seguridad de la energía en el mundo es altamente dependiente a largo plazo de los sistemas de integridad de ductos.

Asegurar la integridad a largo pla-zo de los ductos requiere un mane-jo sistemático del mantenimiento de éstos, que asegure un proce-

so de administración probado y la aplicación de las mejores prácticas de la industria. Los estándares de la industria representan el punto de partida para una serie de mejores prácticas disponibles para todos los operadores de ductos.

Mejores prácticas

Una declaración de mejores prácticas fue hecha hace algún tiempo: “las mejores prácticas de administración se refieren a los procesos, prácticas y sistemas identificados en organizaciones públicas y privadas que funcio-nan excepcionalmente bien y son ampliamente reconocidas para mejorar el funcionamiento de una organización y su eficiencia en áreas específicas.” [1]

De esta definición se debe ha-cer notar que la identificación de los mejores procesos, prácticas y sistemas no deben limitarse a fuentes cercanas a la compañía en la cual se está llevando a cabo el estudio. Las mejores prácticas son buscadas en la mayor esca-la posible, incluyendo una esca-la global cuando sea apropiado. Consecuentemente, la investiga-ción, evaluación y adopción de mejores prácticas está fuertemen-te vinculada a conceptos de esta-blecimiento de metas (identificado

comúnmente en la industria como ‘benchmarking’).

Actualmente el Benchmarking es reconocido como una herramienta esencial para la continua mejora de la calidad [2]. A la Compañía Xe-rox se le acredita comúnmente el mayor proyecto de benchmarking de la historia en 1979, cuando los productores japoneses vendían fo-tocopiadoras en los Estados Uni-dos por debajo de los costos de producción de Xerox. Xerox esta-ba interesado en saber como los productores japoneses producían máquinas fotocopiadoras de alta calidad a un menor costo. Xerox aprendió a incrementar la eficiencia del diseño y la producción y reducir los costos de manufactura de sus máquinas a través del “benchmar-king” a sus rivales japoneses.

El Benchmarking va más allá de sólo analizar los productos y ser-vicios de la competencia. Incluye el análisis de procesos organiza-cionales y métodos para valorar como los competidores han logra-do sus posiciones. Originalmente el benchmarking se centraba en los procesos y actividades, sin embargo, recientemente el alcan-ce se ha ido expandiendo para in-cluir estrategias y sistemas [3].

Normalmente, para operadores de ductos, las mejores prácticas del

Figura 2a: API 1160 IM Proceso para ductos líquidos Figura 2b: ASME B31S-2001 Proceso IM para gasoductos

Identify PotencialPipeline Impact to

HCAs

ReviseInspection/Mitigation

Initial data gatheringand review

Initial RiskAssessment

Develop BaselinePlan

PerformInspection/Mitigation

Reassess risk

Update Data

Manage Change

EvaluateProgram

Identify PotencialPipeline Impact

By Threat

In lineInspect,

Hydrotest,Direct

Assessment,Or ‘Other‘

Gathering, Reviewing& Integrating Data

Response to IntegrityAssessment & Mitigation

Risk Assessment

Evaluate All Threats

Integrity Assessment


PIM tienden a caer en cinco gru-pos principales:

Reglas y regulaciones impera-1. tivas (nacionales y locales).Reglas y prácticas de la com-2. pañía.Reglas y prácticas de institu-3. ciones de la industria, socieda-des y asociaciones. Reglas y prácticas de contem-4. poráneos de la industria, inclu-yendo competidores.Reglas y prácticas de compa-5. ñías de servicio de la industria y vendedores de productos.

Las reglas y regulaciones obliga-torias nacionales y locales enca-bezan la lista de mejores prácticas de grupos porque generalmente contribuyen de una manera posi-tiva al manejo de integridad y son obligatorias legalmente. El último punto es sumamente importante. Cualquier error en adherirse a li-neamientos obligatorios puede re-sultar en una situación muy seria para el operador, especialmente en el caso de una falla en el ducto.

La combinación de una falla en el ducto junto con la omisión de ad-

herencia a los estatutos, tenderá a incrementar significativamente cual-quier multa impuesta al operador y puede ponerlo bajo un gran escrutinio de la entidad reguladora por muchos años. Por definición, regulaciones obligatorias necesitan ser tomadas en cuenta entre los componentes de mejores prácticas aunque no sean consideradas de alto peso para al-gún programa IM en particular.

Posiblemente las mejores prácticas en manejo de integridad más rele-vantes en la industria actual son los procesos de supervisión como el API 1160 (medios líquidos) y el ASME B31S (medios gaseosos). Estos dos procesos se muestran en las Figuras 2a y 2b.

Estructura del Manejo de Integridad (IM) Las estructuras IM de alto nivel como API 1160 y ASME B31S (Figuras 2a y 2b), pueden pare-cer muy diferentes a primera vista pero un análisis más detallado re-vela muchas similitudes. Para todo propósito, las figuras pueden ser dibujadas nuevamente para formar un modelo genérico, o un proceso de manejo de integridad típico, que puede ser usado para todos los ti-pos de ductos. Una forma típica y genérica del proceso de supervi-sión IM puede obtenerse como se muestra en la Figura 3.

Figura 3: Proceso de manejo de integridad típico y componentes PIMS.

1. Administración de la información.Administración, Análisis e Interpretación de Información relevante del Ducto.

2. Valoración del riesgo.Determinar anomalías del ducto y probabilidad y conse-cuencias de una falla.

3. Inspección de Referencia, Plan de Mantenimiento y Reparación (IMR, por sus siglas en inglés).

Plan de trabajo IMR futuro, programación y Presupuesto.

4. Estatus de la Integridad y Verificación.Actividades de inspección en campo y análisis de la in-formación. Evaluación de anomalías y opciones de miti-gación. Actualizar el plan de IMR.

Tabla 1: Los cuatro componentes principales de un proceso de manejo de integridad típico.

Data ManagementSystem

PIMSComponents

DataManagement

RiskManagement

Reference IMRSchemes

Integrity Status& Verification

Data collection,Analysis & Integration

Baseline RiskAssessment

Reference IMRScheme

Conduct Inspection ormitigation

Update RiskAssessment & IMR

Scheme

Mitigation andRehabilitation

Strategy

ReviewInfluencing

Factors

Assess Data &Integrity

Statement

IMProgramme


La Figura 3 muestra que un proce-so de supervisión IM típico contie-ne 4 componentes primarios que pueden resumirse como se mues-tra en la Tabla 1:

La aplicación sistemática de éstos cuatro componentes principales de manejo de integridad representan una de las mejores prácticas más im-portantes encontradas en la industria de ductos. Las principales caracte-rísticas de estos cuatro componen-tes se detallan a continuación.

Administración de la Información El componente medular de cualquier sistema de manejo de integridad de ductos es la base de datos de infor-mación. Esta puede ser identificada por diferentes nombres (System Da-tabase, Pipeline Network Database, Information Management System, etc.) pero esencialmente es un de-pósito de toda la información rela-cionada al ducto.

El contenido de la base de datos será dictaminado por las necesida-des del operador incluyendo los ele-mentos descritos a continuación:

• Diseño e información básica del ducto.• Información de manufactura y construcción.• Información de la geometría y ruta del ducto.• Información operacional relevante. • Accesorios del ducto.• Inspección interna e información de corrida.• Información financiera, en caso de ser requerida.

La información sobre el diseño, construcción, operación e inspec-ción de un ducto debe, en la mayo-ría de los casos, haber sido reunido a través de muchos años en una

variedad de formatos y escalas. Con el propósito de maximizar el valor de esta información al opera-dor del ducto, la información clave debe ser compilada en una estruc-tura lógica y accesible. Debe ser en un formato común, con todos los diagramas, mapas e inspecciones reproducidos en una misma escala con puntos de información auten-tificados para establecer la mejor consistencia entre los distintos jue-gos de datos.

Una mejor práctica del proceso de administración de la informa-ción incluirá una valoración de la información disponible, reforma-teándola para poder incluirla en el sistema (de ser necesario), provi-sión del hardware y software apro-piado e información de entrada:

• Recopilación, escrutinio, inte-gración y formateo de informa-ción.• Provisión de información y de una base de datos estandarizada (ej. ROSEN’s Standardized Pipe-line Data Warehouse, SPDW).• Populación de la base de datos.

Un análisis experto, basado en muchos años de experiencia, es usado para ordenar la información compilada para proveer la guía en el sistema de integridad y decisio-nes de mantenimiento. El ordena-miento incluye un amplio espectro de funciones incluyendo confiabi-lidad de los componentes; esta-dísticas de fallas; correlación de parámetros tubo, de recubrimiento y derecho de vía con la incidencia de grietas por esfuerzo de corro-sión (comúnmente conocido como “stress corrosion cracking”), inje-rencia de terceros, etc.

Administración del Riesgo El Riesgo se describe generalmen-te como el resultado de la proba-bilidad de una falla determinada multiplicado por la consecuencia de ese evento:

Riesgo = Probabilidad de Falla X Consecuencia de la Falla

Inspección Basada en Riesgo (RBI, por sus siglas en inglés) es

Figura 4: El papel del RBI en inspección y planeación del mantenimiento.

MAINTENANCEREFERENCE

PLAN

PROACTIVE REACTIVE

PLANNEDMAINTENANCE

ACTIVITY

PLANNEDCORRECTIVE

ACTIONMONITORING

CalendarBased

PeriodicInspection

ContinuousMonitoring

RBIPredictiveMaintenance

DutyBased

UNPLANNEDCORRECTIVE

ACTION


otro ejemplo de una mejor práctica de la industria. RBI es una solución sistemática cuyo objetivo es reducir la exposición a la mayor cantidad de riesgo posible concentrándose en las áreas de mayor riesgo. Esta solución reduce el rango total de trabajo y los costos de inspección de una manera estructurada y jus-tificable. El papel que juega el RBI en la planeación de mantenimiento se ilustra en la Figura 4.

Las estrategias basadas en riesgo pueden ser aplicadas a ductos en cualquier etapa de su ciclo de vida, desde el diseño hasta la sustitución. La aplicación de metodologías RBI permite al operador a:• Identificar las principales amena-zas a la integridad del ducto,• Priorizar los ductos en cuanto a riesgo (probabilidad de falla y con-secuencias),• Optimizar las actividades de Inspec-ción, Mantenimiento y Reparación (IMR), definiendo las necesidades de mantenimiento apropiadas y ac-tividades de mantenimiento, y

• Definir la frecuencia apropiada para conducir las actividades de mantenimiento.

Un proceso de inspección basado en riesgo puede identificar ame-nazas potenciales a un ducto, de esta manera se pueden hacer análisis posteriores para confirmar o rechazar los hallazgos y se pue-den tomar acciones correctivas. Ejemplos de amenazas potencia-les a un ducto se muestran en la Figura 5.

Basándose en un claro entendi-miento de los mecanismos de degradación del ducto y factores claves, ROSEN ha desarrollado una metodología de valoración del riesgo que provee un análisis semi-cuantitativo comprensible del riesgo de ductos [4].

Los pasos primarios en este aná-lisis incluyen:

• Recolección de información y al-macenamiento en una central de

datos (incluyendo la clasificación de la información).• Segmentación del ducto (ej. Áreas de Alta Consecuencia).• Consideración de amenazas, consecuencias y mitigación de los segmentos del ducto.• Valoración del riesgo relativo.• Capacidad de análisis sensitivo en escenarios tipo “¿Qué pasa si…?”.• Generación del reporte para el plan IMR de referencia.

El análisis de riesgo a menudo se describe como Cualitativo o Cuanti-tativo. El análisis Cualitativo implica que números absolutos no son usa-dos para definir el riesgo mientras que el análisis Cuantitativo (o pro-babilístico) implica que se determine el nivel de riesgo actual numérica-mente. Generalmente, en la práctica una combinación de las dos opcio-nes, definido como análisis de ries-go semi-cuantitativo, es adoptado por los operadores para generar un sistema-amplio del plan de Inspec-ción, Mantenimiento y Reparación

Figura 5: Amenazas potenciales a la integridad del ducto.

Time Dependent

OperationFault

Internal Fatigue

Time Independent

Threats

External

Under-Protection

Sweet

CP Shielding Sour

Stray Current Microbial

SCC Erosion

Subsidence

Slope Creep

Frost Heave

Ground

Accidental

Deliberate

Sabotage

3rd Party

Collapse

Flash Flood

Earthquake

Permafrost

GroundOperation


(IMR). Este es respaldado (Figu-ra 6) por planes de acción espe-cíficos del ducto[5]. Los principios fundamentales de porqué un duc-to puede fallar son generalmente entendidos, por ejemplo debido a corrosión, fatiga, presión excesiva, etc. Los modos de falla pueden ser controlados por la interacción de diversos factores de influencia. Por

ejemplo, la sus-ceptibilidad a fallar debido a corrosión interna se puede ver influenciada por factores como la corrosividad del producto transpor-tado, resistencia del material del ducto, mecanis-mos de control de corrosión, análisis de la condición del ducto, etc.

Definir los factores de influencia primarios y entender la interacción entre estos factores es la clave para comprender los riesgos en toda su extensión. Con estas bases los duc-tos críticos, o áreas críticas de un ducto en particular pueden ser iden-tificados sistemáticamente. Esta información puede ser usada para optimizar y planear las activida-

des de inspección y mantenimien-to e identificar la necesidad de un análisis de riesgo cuantitativo más detallado o análisis de adecuación para el propósito (conocido como “fitness-for-purpose” o FFP por sus siglas en inglés). Por ejemplo, un programa cuyo objetivo es limitar el riesgo de corrosión externa, puede abarcar una combinación de recu-brimiento mecánico e inspección del sistema de protección catódica y la inspección en línea usando equipos instrumentados para detectar y mo-nitorear la corrosión.

Plan de Inspección de Referen-cia, Mantenimiento y Reparación (IMR)

Con la confianza en la exactitud y confiabilidad de la información generada por los primeros dos componentes del proceso de ma-nejo de integridad, un operador puede incluso tomar decisiones

Figura 6: Plan de análisis de riesgo semi-cuantitativo.

length (mm)

dept

h (%

)

100

90

80

70

60

50

50 100 150 200 250 300 350 400 450

40

30

20

10

0

rupture

leak

Figura 7: El análisis FFP y plan de investigación / reparación.


relacionadas con la integridad actual y futura del ducto, análisis del tiempo de vida remanente y el mantenimiento preventivo apro-piado y actividades de inspección para lograr el objetivo para el cual el ducto fue diseñado [10].

A través de los años se a mante-nido un notable crecimiento en el uso de análisis de anomalías o métodos FFP cada vez más avan-zados. Por ejemplo, códigos como el RSTRENG, DNV, etc. han lo-grado una aplicación muy amplia resultando en una inspección, es-trategias de mantenimiento y re-paración (IMR) optimizadas. Tales métodos están completamente co-dificados y son una parte integral de los documentos de manejo de integridad como API 1160, ASME 31.8S, y de las mejores prácticas de la industria [11]. En combina-ción con los métodos de inspec-ción basados en riesgo (RBI), los operadores pueden implementar soluciones optimizadas y de bajo costo IMR y al mismo tiempo me-jorar la seguridad y confiabilidad del ducto. La Figura 7 muestra los resultados de un análisis FFP típi-co de la información de inspección de un ducto.

Es reconocido en la industria que los criterios de análisis de ano-

malías como ANSI/ASME B31-G pueden ser muy conservadores y, como tales, resultar en repara-ciones innecesarias. Al utilizar so-luciones de análisis de integridad alternativas (RSTRENG, DNV, etc.) los operadores se pueden benefi-ciar significativamente al optimizar el número de reparaciones requeri-das durante futuras operaciones.

Sin embargo, el análisis de riesgo y el análisis FFP solo son parte de la solución, por ejemplo, uno de los parámetros principales que afec-tan significativamente cualquier análisis de riesgo, el análisis FFP y el estudio de vida remanente es la determinación y aplicación de

tasas de crecimiento de corrosión apropiadas.

La determinación de las tasas de crecimiento de corrosión permite la determinación de la vida de tra-bajo segura remanente, escalas de tiempo para futuras reparaciones e intervalos de re-inspección.

Alineando varias fuentes de infor-mación, análisis de riesgo de duc-tos, segmentación del ducto basado en parámetros físicos (espesor de la pared, localización, presión, etc.) combinado con información de ins-pección interna y externa, áreas de alto riesgo pueden ser identificados y la causa de la corrosión diagnosti-cada (Figura 8).

En base a esto, el esfuerzo puede concentrarse en estas áreas para determinar predicciones o estima-ciones significativas de tasas de crecimiento de la corrosión. Las ta-sas del crecimiento de la corrosión pueden estimarse o predecirse uti-lizando una variedad de métodos dependiendo de la información del ducto disponible.

Cuando no se cuenta con infor-mación disponible sobre ins-pecciones en línea, modelos de predicción como NORSOK, de

Figura 8: Ejemplo de la alineación de la información del ducto por análisis de riesgo de corrosión y diagnóstico de la causa.

0 5 10 15 20 25 30 35 40 45 50 55 60 65

> May 10May-10

May-9May-8

May-7May-6

May-5

150

100

50

0

Log Distance (km)

Figura 7: El análisis FFP y plan de investigación / reparación.

1000.00Distance (m)

maximum risk

minimum risk

Result Segmentation

Segmentation - Location Class

High consequence area

ILI Feature Data

ILI Reference Data

Cathodio protection

Pipeline Incidents

Client List * Gw_Feature

Client Chart * ERF 085

0.00

2.00

0.00

5.00

Risk ValueTotal Risk/Segment

2000.00 3000.00 4000.00 5000.00 6000.00 7000.00 8000.00 9000.00 10000.00


Waard y Milliams, entre otros, com-binados con principios de ingeniería pueden ser aplicados. Si se cuenta con información de inspecciones en línea, se pueden comparar corridas de inspección para determinar las tasas de crecimiento de la corrosión actuales y compararlas con tales modelos de predicción y el plan de diseño original (Figuras 9a y 9b).

Sólo cuando los mecanismos de amenazas/degradación han sido identificados y las tasas de creci-miento de la corrosión han sido es-timadas, se pueden determinar las medidas preventivas adecuadas, las cuales formarán la base de un plan de manejo de integridad apro-piado y de bajo costo.

Combinado con una revisión de las actividades de manejo de la corro-

sión como revisión de la protección de corrosión externa, CP y sistemas de recubrimiento, monitoreo y con-trol de corrosión interna y correlación con los hallazgos de la inspección, el principal objetivo de cualquier es-trategia de manejo de integridad es diagnosticar las causas probables de corrosión, e identificar medidas pre-ventivas apropiadas para minimizar un mayor deterioro del ducto. Basán-dose en las tasas de crecimiento de corrosión determinadas, se pueden determinar predicciones de futuras reparaciones junto con mitigación y requisitos de reinspección.

Estatus de Integridad y Verificación

Rosen ha desarrollado una solu-ción integral para apoyar estas

actividades, como se muestra en la Figura 10.

Basándose en la información dispo-nible del ducto, los resultados que se pueden lograr de esta solución del análisis de integridad son:

• Proveer una declaratoria califica-da de la condición e integridad actual del ducto.

• Identificar mecanismos activos de amenazas/degradación y ries-gos del ducto. Valorar probables causas de corrosión.

• Recomendar estrategias adecua-das de control y mitigación de la corrosión.

• Tiempo de vida útil y segura remanente.

• Programación de futuras repara-ciones (ducto y/o recubrimiento).Intervalo de reinspección.

Conclusiones

En este documento se han descrito algunas de las mejores prácticas más importantes y aceptadas ac-tualmente en la industria y definen una estructura de manejo de inte-gridad como se muestra en varios documentos de la industria de duc-tos para la implementación de un sistema de manejo de integridad.

Basándose en esta estructura, se ha descrito la solución actual de ROSEN al manejo de integridad de ductos. En particular, aspectos de la inspección basada en ries-go y planeación y optimización del mantenimiento, análisis del creci-miento de corrosión y análisis de integridad, mitigación y prevención han sido resaltados.

La utilización de las mejores prác-ticas en ductos se puede resumir como sigue:

• Identificar indicadores de ac-tuación clave y usar un proceso

Normal Distribution Inspection Findings

Corrosion Growth / Year

Corrosion Rate (mm/year)

Nu

mb

er

9

8

7

6

5

4

3

2

1

0

-0.20 0.20 0.30-0.10 0.100.00

Figuras 9a, 9b: Determinación de las tasas de crecimiento de la corrosión mediante la comparación de corridas de inspección sucesivas.


de benchmarking y un análisis de vacío para definir las áreas a mejorar.

• Utilizar la administración de la información para integrar toda la información relevante del ducto para apoyar una toma de deci-siones efectiva para asegurarse que los ductos son operados con seguridad y a bajo costo.

• Util izar la administración de riesgo para identificar cualquier riesgo potencial y planear estra-tegias y acciones apropiadas de mantenimiento.

• Llevar a cabo inspecciones en campo apropiadas.

• Alinear y analizar todas las fuen-tes de información relevantes (información proveniente de la construcción, operaciones, ins-pección de ductos en línea (ILI), protección catódica (CP), suelos, etc.).

• Conducir análisis de anomalías y de crecimiento de corrosión para

definir mitigaciones de daños futuros y estrategias de preven-ción, necesidades de inspección y reparaciones futuras.

• Conducir análisis de tiempo de

vida remanente y análisis de ex-tensión del tiempo de vida.

• Optimizar inspecciones futuras, actividades de mantenimiento y reparación.

Referencias

[1] “Best Practices Methodology - A New Approach for Improving Government Operations”; United States General Accounting Office (GAO), National Security and International Affairs Divi-sion; GAO/NSIAD-95-154; May 1995.

[2] “A Review of Literature on Benchmarking”; Dattakumar, R. and Jagadeesh, R.; Benchmarking: An International Journal, Volume 10, Number 3; 2003.

[3] “The Theory and Practice of Benchmarking: Then and Now”; Yasin, M.; Benchmarking, Volume 9, Issue 3; 2002.

[4] “Advances in pipeline integrity management from an inspection company point of view”; Storey, D. and Weigold, G.; 17th International Pipeline Pigging & Integrity Management Conference; February 9-10, 2005, Wyndham Greenspoint Hotel, Houston.

[5] “Risk Based Integrity Management”; Healy, J., Skinner, I., and Dawson, J.; IATMI Congress & Symposium,13 & 14 November 2001, Jakarta.

[6] “The Relevancy of High Quality Input Data for a Condition and/or Risk Assessment”; Meyer, R.E.R. and Hekkema, B.J.; ROSEN Europe B.V.; Pipeline Rehabilitation and Maintenance Conference: Recent Trends in Risk Assessment; 11-15 September 2006, Istanbul, Tur-key.

[7] “The Assessment of Corrosion in Pipelines, Guidance in the Pipeline Defect Assessment Manual (PDAM)”; Cosham, A. and Hopkins, P.; Pipeline Pigging and Integrity Management Conference, Scientific Surveys Ltd., Amsterdam, The Netherlands, May 2004.

YES

Current ILI Feature List

Defect Screening, Sorting and

Segmentation

Other Feature Assessment

Corrosion Feature

Assessment

Generate Immediate Repair List

Apply CorrosionGrowth Rate

Inspection Strategy

Development

DefinePreventiveMeasures

Generate Annual

Repair List

Identify Active Threats/

Degradation Mechanism

Pipeline Information

(Questionnaire)

Inte

grity

Ass

essm

ent &

Str

ateg

y D

evel

opm

ent

FF

P A

sses

smen

t

OUTPUT

CorrosionGrowth

Previous ILI Feature List

Corrosion GrowthRate

(ILI Data Based)

NO

Figura 10: Solución integral al Análisis FFP, Crecimiento de la Corrosión y Desarrollo de una Estrategia de Manejo de Integridad.

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