EXPOSOL 0002_08

AVALIAÇÃO DE INTEGRIDADE NO GASODUTO BOLÍVIA-BRASIL

Vicente Thiago 1

1 TBG, Rio de Janeiro, RJ, Brasil, vthiago@tbg.com.br

Resumo A TBG realizou a primeira campanha de inspeção interna do gasoduto com “Pigs” instrumentados tipo MFL, Geométrico e Inercial. Um total de 2593 km foram inspecionados, sendo a primeira etapa de inspeção no trecho de 32” de Corumbá/MS até Paulínia/SP, a segunda etapa no trecho de 24” de Paulínia até Guararema/SP e a terceira etapa no trecho de 24”, 20”, 18” e 16” de Paulínia/SP até Canoas/RS. Foram realizadas aproximadamente 60 corridas entre “pigs” de placa calibradora, escovas, limpeza magnética, inspeção geométrica, inspeção de perda de espessura (Magnetic Fluxe Leakage) e inspeção inercial. Este trabalho descreve as etapas da campanha de inspeção interna, as principais indicações registradas pelos “pigs” instrumentados, um resumo do processo de avaliação de integridade e os principais reparos executados no gasoduto. Palavra-chave Avaliação de Integridade, Inspeção Interna Abstract TBG performed the first ILI project on the gas pipeline. An extension of 2593 km was inspected: the first segment from Corumbá/MS to Paulínia/SP with a diameter of 32in, the second segment from Paulínia/SP to Guararema/SP with a diameter of 24in and the third segment from Paulínia/SP to Canoas/PR divided in 5 sections with a diameter of 24, 20, 18 and 16in. The scope of work included approximately 60 runs between Gauge Plate, Brushes and Magnetic Cleaning, Geometric Inspection and MFL/Inertial Inspection. This paper describes the phases of the ILI project, the main anomalies reported by the ILI, a summary of the Integrity Assessment Process and the main repairs performed on the gas pipeline. Key-words Integrity Assessment, ILI

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1. INTRODUÇÃO

A TBG (Transportadora Brasileira Gasoduto Bolívia-Brasil S.A.) é a proprietária do GASBOL e responsável por sua operação e manutenção em território brasileiro, contando atualmente com uma extensão de 2.593 km de dutos (de 32" a 16"), construídos entre 1998 e 2000, tendo iniciado operação comercial em Julho de 1999. Conforme definido no Plano de Gerenciamento de Integridade da TBG e em cumprimento com a norma “ASME B31.8S-2004 – Managing System Integrity of Gas Pipelines” foi realizado nos anos de 2006 e 2007 a primeira campanha de Inspeção Interna do Gasoduto, visando obter informações referentes a anomalias volumétricas, deformações geométricas e mapeamento do traçado do gasoduto, através da inspeção com pig MFL “Magnetic Fluxe Leakage”, Geométrico e Inercial. As etapas preliminares iniciaram-se com a instalação de magnetos ao longo do gasoduto e registro das coordenadas UTM das referências, materialização de marcos secundários, elaboração de Análise Preliminar de Risco (APR) para identificação dos riscos envolvidos em todas as etapas do projeto. Após a conclusão das etapas preliminares, iniciaram-se as etapas de habilitação do Gasoduto com a passagem dos “pigs” de placa calibradora, escovas e limpeza magnética. Os serviços de passagem dos “pigs” demandaram um planejamento detalhado de logística e operação, recursos materiais e recursos humanos, considerando que as condições operacionais do gasoduto (Vazão = 26 MMm3/d, P = 70 a 100 kgf/cm2 e Velocidade = 5 a 10 m/s) eram sempre um fator adverso a ser considerado. O Relatório integrado com as informações de perda de massa, deformações geométricas e mapeamento do traçado do gasoduto, foram processadas e analisadas gerando uma série de ações imediatas, programadas e monitoradas a serem implementadas pela Gerência de Engenharia e Manutenção da TBG. 2. INSTALAÇÃO DE MAGNETOS

Foram instalados 1400 magnetos (figura 1 e figura 2) ao longo do gasoduto, durante esta etapa do serviço foi necessária para cada magneto instalado a escavação manual no local. A diversidade das características do solo foi um fator adverso na execução desta etapa.

Figura 1. Instalação dos magnetos Figura 2. Local para acesso ao gasoduto no Pantanal

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3. REGISTRO DAS COORDENADAS DGPS DAS REFERÊNCIAS Foram registradas 1543 coordenadas DGPS (figura 3) ao longo do gasoduto em magnetos, SDV’s e Válvulas dos lançadores e recebedores de “pigs”.

Figura 3. Registro de coordenadas DGPS

4. PIG DE ESCOVAS, PLACA CALIBRADORA E LIMPEZA MAGN ÉTICA Foram realizadas em todo gasoduto corridas com “pigs” de limpeza (figura 4), visando a habilitação do gasoduto para a inspeção com “pigs” instrumentados. Nos trechos de 32”, onde o gasoduto é revestido internamente, foi utilizado um “pig” de escovas com cerdas de nylon visando a proteção do revestimento interno. Durante a fase de habilitação optou-se por utilizar a configuração da instalação da escova e a cinta magnética em um único “pig”, e o resultado obtido com esta configuração foi considerado eficaz.

Figura 4. Pigs de limpeza com escovas, placa calibradora e cinta magnética

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5. PIG DE INSPEÇÃO GEOMÉTRICA

Foram realizadas em todas as seções do gasoduto corridas com “pig” de inspeção geométrica (figura 5 e figura 6). O “pig” de inspeção geométrica utilizado para o registro das deformações do gasoduto é baseado em sensores de medição que não tocam no gasoduto. Este sistema é baseado na medição da distância de corrente de “foucault” a partir do sensor para a parede da tubulação. Esta ferramenta é equipada ainda com sensores de concha e de canais adicionais de registro de distância eletromecânica.

Figura 5. Princípio de funcionamento Figura 6. Pig Geométrico 6. PIG DE INSPEÇÃO DE PERDA DE MASSA E INECIAL Foram realizadas em todas as seções do gasoduto corridas com “pig” de inspeção de perda de massa combinado com “pig” de inspeção inercial (figura 7). Considerando que as condições operacionais do gasoduto no trecho norte encontravam-se com a vazão média de 26-28 MMm3/d, pressão de 70 a 100 kgf/cm2 e velocidade de 5 a 10 m/s, foi necessário a utilização de uma ferramenta com uma unidade de controle ativo de velocidade que permitiu a TBG manter as condições operacionais com altas velocidades mesmo durante a inspeção. A unidade de controle de velocidade integrada da ferramenta de inspeção utilizada forneceu o desvio controlado para reduzir a velocidade da ferramenta (gráfico 1). Este desvio foi eletronicamente controlado on-line pela ferramenta para alcançar a velocidade alvo programável, mantendo a velocidade da ferramenta durante a inspeção entre 3 a 5 m/s. No trecho sul do gasoduto não foi necessário a utilização da unidade de controle de velocidade na ferramenta, tendo em vista que as condições operacionais do gasoduto neste trecho eram adequadas para a configuração padrão da ferramenta.

Figura 7. Pig MFL com unidade de controle de velocidade

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Gráfico 1. Comparativo da Velocidade do Gás X Velocidade da Ferramenta

7. PRINCIPAIS INDICAÇÕES REPORTADAS

Em todo o trecho de 32” de Corumbá até Paulínia, não foram reportadas corrosões internas nem externas, ou qualquer dano geométrico no Gasoduto. No trecho de 24” entre Paulínia até Guararema foram reportadas 9 restrições Geométricas, no trecho de 24” Paulínia até Araucária foram reportados 6 pontos de corrosão externa e 3 restrições geométricas, e no trecho Sul do gasoduto de Araucária até Canoas as principais indicações reportadas foram 39 restrições geométricas e 1 defeito volumétrico de fabricação de 70% de perda de massa. Todas as indicações de restrições geométricas estão indicadas na posição 06:00 do gasoduto e em algumas correlações de campo já executadas constatou-se que o gasoduto foi construído sobre rocha. Foram também reportadas algumas indicações predominantemente em torno de 10-15% de perda de massa, localizadas próximas a região da solda longitudinal e foram classificadas como defeitos de fabricação, provenientes do processo de fabricação dos tubos e que não afetam a integridade do gasoduto. Outros tipos de anomalia encontrados foram indicações de excentricidade em tubos camisa. Os dados registrados pelo pig inercial referentes ao traçado do gasoduto foram projetados sobre o GIS da TBG (Figura 8) cuja base de dados é o “as-built” da construção do gasoduto. Após a comparação dessas informações foram encontrados desvios entre o “as-built” e o traçado atual do gasoduto. Estes desvios foram constatados nas verificações de campo, chegando-se a conclusão que o “as-built” encontrava-se incorreto nesta região.

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Figura 8. Comparação “as-built” X “pig” inercial, no traçado do gasoduto em parte do trecho Miranda - CGR

8. PROCESSO DE AVALIAÇÃO DE INTEGRIDADE O processo descrito na figura 9 indica resumidamente as etapas adotadas pela TBG no tratamento das informações resultantes da inspeção interna do gasoduto.

PROCESSO DE AVALIAÇÃO DE INTEGRIDADE

AÇÃO RESULTADO CATEGORIA

Diretrizes de Análise Estrutural de Defeitos no

Gasoduto

Diretrizes

de Reparo

no

Gasoduto

Diretrizes de

Controle de

Corrosão

e Monitoramento

da Faixa de

Servidão do

Gasoduto

Diretrizes

de Inspeção

Interna do

Gasoduto

INSPEÇÃO INTERNA (In-Line Inspection) INDICAÇÕES

PANORAMA DE AÇÕES:

1- IMEDIATA2 – PROGRAMADA3 - MONITORADA

CORRELAÇÃO (Examination) -

END’s

PROCESSO DE REPARO DO GASODUTO

PROCESSO DE PREVENÇÃO DE

AMEAÇAS DO GASODUTO

NÃO

SIM

CLASSIFICAÇÃO:1- DEPENDENTE DO

TEMPO2 – ESTÁVEL

3 – INDEPENDENDE DO TEMPO

DEFEITO

REPARO?

AVALIAÇÃO (Evaluation) –ASME B31G,

RSTRENG, BS 7910, etc.

CICLO PDCA

Figura 9 – Processo de Avaliação de Integridade

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9. PRINCIPAIS REPAROS EXECUTADOS

Todos os reparos executados no GASBOL, seguem a prescrição da norma ASME B31.8S-2004 – Managing System Integrity of Gas Pipelines (2) item 7 Repair Methods.

9.1. KM 109 Sul As indicações registradas pelo “pig” instrumentado estão descritas na tabela 1 onde foram executados reparos com Luva de Material Compósito (figura 11 e figura 12).

log dist. [m] event / comment o'clock ERF length [mm]

width [mm] internal

109.387,08 metal loss-corrosion 05:50 0,93 39 38 NO 109.389,06 metal loss-corrosion 06:39 0,96 34 60 NO 109.386,70 metal loss-corrosion 05:28 1,19 246 128 NO

Tabela 1. Corrosões reportadas

Figura 11. Visão geral do defeito encontrado Figura 12. Visão Geral do reparo A avaliação do defeito no local foi feita através do método “Effective Area” através do software RSTRENG (1), onde as informações de medição do defeito no local foram utilizadas como base de dados para avaliação detalhada do defeito no através do software RSTRENG (Gráfico 2 e Tabela 2).

-400

-350

-300

-250

-200

-150

-100

-50

00 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11

PI

T

DE

PT

H

[M

il

]

PIT LENGTH [in]

INNER EDGE OF PIPE WALL CORROSION PROFILE

EFFECTIVE LENGTH X-AXIS OUTER EDGE OF THE NON-CORRODED PIPE

Gráfico 2. Perfil do defeito (RSTRENG) - 109.386,70 m

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Tabela 2. Resultados obtidos A causa das corrosões externas no km 109 Sul, foi devida a interferência da Linha de Transmissão de corrente contínua Foz do Iguaçu – Ibiúna 600 kV, quando esta opera em modo monopolar (um dos pólos trafegando corrente elétrica pelo solo).

9.2. KM 932 A indicação reportada foi de um defeito volumétrico de perda de massa interna que foi classificada como defeito de fabricação o reparo que foi executado nesta anomalia foi a instalação de uma abraçadeira mecânica que foi posteriormente soldada no local (figura 13).

Figura 13 - Reparo com Abraçadeira Mecânica

10. CONCLUSÕES

A primeira campanha de inspeção interna do gasoduto foi de extrema importância para TBG no sentido de que foi construída uma base de dados com a identificação das ameaças que estavam presentes na operação do gasoduto, ameaças que foram tratadas, sanadas e classificadas quanto ao grau de deterioração do gasoduto como dependente do tempo, independente do tempo e estáveis conforme prescrito na norma ASME B31.8S (2), permitindo desta maneira que a TBG delineasse um plano de ações imediatas, programadas e monitoradas focadas na segurança da continuidade operacional do gasoduto. 11. REFERÊNCIAS BIBLIOGRÁFICAS

1. Cosham, A.; Hopkins, P., 2001. PDAM - The Pipeline Defect Assessment Manual. A Report to the PDAM Joint Industry Project, Andrew Palmer and Associates, Draft Final Report

2. ASME B31.8S-2004 (Revision of ASME B31.8S-2001) – Managing System Integrity of Gas Pipelines

ASME B31 G (kgf/cm2) RSTRENG (kgf/cm2) Pressão Interna Máxima Admissível

70,4 79,7

Pressão de Ruptura

117 133