CMP-182
Propuesta de Sustitución de un Gasoducto de 36” x 54 Km.
Fernando García Viurques1, José Manuel Hallen Lopez1, Eloy Perez Baruch2 1 Convenios de Investigación y Desarrollo de Integridad Mecánica del Instituto
Politécnico Nacional. 2 Coordinación de Grupo Multidisciplinario de Integridad y Confiabilidad, GTLP
RMSO.
Resumen
El Gas Húmedo Amargo que se produce en los campos terrestres localizados en la
geografía de la costa de Tabasco, tienen una importancia fundamental en el
consumo nacional, ya que este una vez que se procesa en las Plantas Endulzadoras
y Criogénicas del C.P.G., sale para el consumo de instalaciones petroleras en el
Sureste de México y la industria eléctrica y empresarial.
La producción de Gas de los campos terrestres de la Región Sur, se transporta
mediante un sistema de ductos hasta el Centro Procesador de Gas en alta presión.
La infraestructura en este sistema fue construida y puesta en operación entre 1990 y
2005, la cual se diseñó con la capacidad suficiente para el transporte del gas hasta
las plantas de proceso en el CPG, así como también se efectuó la integración
(conexión) requerida con la infraestructura existente en la Región Marina Suroeste, lo
que permitió manejar y transportar gas de esta región hacia proceso en el CPG
Cactus.
Para garantizar el transporte de 974 MMpcd de Gas Húmedo Amargo de una región
y el volumen manejado por una Estación de Compresión en alta presión para su
entrega a las plantas de proceso de manera segura y confiable, así como los
incrementos esperados a futuro se realiza el presente estudio el resultado fue la
Propuesta de Construcción de un Nuevo Gasoducto.
La elección de la construcción está basada en el análisis de integridad del gasoducto
actual, en el daño que presenta a la falta de flexibilidad operativa para realizar la
sustitución parcial de tubería por la implicación de la quema de gas durante el tiempo
de libranza, aunado al impacto ambiental generado por la quema y a la complejidad
de los trabajos previos que se requieren para la reparación de las indicaciones, y al
análisis del costo beneficio de la decisión de continuar reparando las indicaciones o
la construcción de un nuevo ducto.
Antecedentes
El gasoducto de 36” D.N. x 54 Km., fue construido en dos secciones, la primera de
45 Km. se construyó en 1990, cuenta con especificación de tubería API-5L Gr. X52,
espesor nominal 0.750 pulg.; la segunda sección de 10 Km. se construyó en el año
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2005 y cuenta con especificación de tubería API-5L Gr. X60, espesor nominal 0.812
pulg. La Tabla 1 muestra la información del ducto.
Tabla 1. Información técnica del ducto.
Diámetro Nominal 36 Pulgadas
Especificación Técnica de la Tubería Tramo 1, 0+000 al 45+220: API-5L-X52
Tramo 2, 45+220 al 55+148: API-5L-X60
Espesor Nominal Tramo 1, 0+000 al 45+220: 0.750 Pulg.
Tramo 2, 45+220 al 55+148: 0.812 Pulg.
Longitud 55.141 Km.
Tramo 2: 2005
Gasto 850 MMPCD
Protección Catódica Corriente impresa
Tipo de Recubrimiento Externo Alquitrán de hulla en Tramo 1, 0+000 al 45+220
Fusion bonded en Tramo 2, 45+220 al 55+148
Inhibidor de Corrosión Interior PG-IC 12A (54 Lts/Día)
Clases de Localización Km. 0+000 al 29+600 Clase I
Km. 29+600 al 32+801 Clase II
Km. 32+801 al 45+000 Clase I
Km. 45+000 al 55+148 Clase II
El ducto ha sido inspeccionado internamente en dos ocasiones mediante equipos
instrumentados de fugas de flujo magnético.
Estado Actual
Derivado de los programas de mantenimiento basados en los resultados de la última
inspección interna, actualmente el ducto tiene una Presión Máxima Permisible de
Operación (PMPO) de 81 Kg/cm2.
Sin embargo el ducto presenta más de 750,000 indicaciones, de las cuales el 99% de
ellas con pérdidas de metal internas.
Evaluación de la Integridad
La evaluación de la integridad se realizó el 22 de junio de 2006 mediante una
inspección interna con un equipo de fuga de flujo magnético por la Cía. PII. Durante
la inspección se presentaron los siguientes problemas: excedió la velocidad máxima,
3,700 paros y desalineamiento de sensores. La compañía mencionó que debido a
estos problemas las pérdidas de metal con orientación axial fue probable que no se
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hayan identificado y las que las dimensiones pudieron haber sido afectadas. Debido
por lo cual NO SE GARANTIZÓ el dimensionamiento real de las indicaciones
(pérdidas metálicas).
Los resultados de la inspección interna se muestran en la Tabla 2.
Tabla 2. Resultados de la inspección interna.
Rango de Profundidades
Tipo de indicación Total < 10% 10-20% 21-30% 31-50% 51-70% 71-80% >80%
Pérdida de Metal Externa 568 118 400 47 3 0 0 0
Pérdida de Metal Interna 793,337 691,141 87,014 11,516 3,508 158 0 0
Defecto de Fabricación Externo 1 0 1 0 0 0 0 0
Defecto de Fabricación Interno 284 254 30 0 0 0 0 0
Objeto Metálico 10 - - - - - - -
Las gráficas 1 y 2 muestran la distribución de las pérdidas de metal externa e interna a lo largo del ducto.
Grafica 1. Pérdidas de metal externas a lo largo del ducto.
0 5 10 15 20 25 30 35 40 45 50 55 0
10
20
30
40
50
60
70
80
90
100
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Grafica 2. Pérdidas de metal internas a lo largo del ducto.
Inspecciones y Reparaciones
A partir de los resultados obtenidos se han atendido casi 30,000 indicaciones tipo
perdida de metal interna, de las cuales se han reparado 90 indicaciones que
degradaban la integridad mecánica. La gráfica 3 muestra la cantidad de indicaciones
inspeccionadas e intervenidas.
Gráfica 3. Cantidad de indicaciones inspeccionadas e intervenidas.
0 5 10 15 20 25 30 35 40 45 50 55 0
10
20
30
40
50
60
70
80
90
100
P
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Daño en el Ducto
El principal deño en el ducto es debido a las pérdidas de metal internas, las cuales el
equipo instrumentado reportó como picaduras y en las inspecciones de campo, se ha
detectado que están coalesciendo (uniéndose entre sí), para formar indicaciones que
si bien no son de profundidades considerables, estas incrementan su longitud, lo cual
provoca que el modo de falla más probable en el ducto sea por ruptura.
Es importante mencionar que el mecanismo de coalescencia exhibido por las
picaduras internas, provoca que los cálculos de resistencia residual y vida remanente
puedan ser subestimados.
La mayoría de las indicaciones tipo pérdidas de metal internas reportadas por el
equipo instrumentado se encuentran adyacentes a las soldaduras circunferenciales y
si bien mediante los ensayos no destructivos realizados hasta el momento a estas
indicaciones se ha comprobado que no afectan a la soldadura circunferencial, no se
descarta por la propia naturaleza de las indicaciones que puedan llegar a afectar
dichas soldaduras.
De igual forma, en las inspecciones en campo se ha detectado daño por hidrogeno
(HIC por sus siglas en ingles).
Las Fotografías 1 a la 6 presentan corresponden a un tramo del gasoducto retirado
de servicio. En estas se observa la existencia de las indicaciones tipo corrosión
interna en forma de picaduras, de las cuales algunas se unieron entre sí para formar
otras indicaciones de mayor magnitud como lo es la formación de picaduras en forma
de canal. De igual forma, en las Fotografías 7 a la 10 se observa el resultado de la
inspección radiográfica realizada a este ducto en otro sitio, confirmando la existencia
de corrosión interna detectada por inspección ultrasónica en las cuales se aprecia la
existencia de picaduras aisladas y coalescencia de estas.
(1) (2)
Análisis de Riesgo
Se realizó la evaluación del daño en ducto mediante el software Piramid de acuerdo
al PG-TH-MA-0005-2011, “Procedimiento para el uso de la herramienta Piramid”.
Los resultados se muestran en la gráfica 4 y 5.
Grafica 4. Nivel promedio de Riesgo.
Coalescencia de
Picaduras Coalescencia
de Picaduras
Priorización SDC
> 3000 ($/Km.año) Prioridad Alta
Grafica 5. Nivel promedio de Índice de Falla.
Se evaluó el riesgo y la probabilidad de falla por un periodo de 10 años para observar
el comportamiento durante este periodo. Los resultados se muestran en la Grafica 6.
Grafica 6. Evaluación del Riesgo y Probabilidad de Falla por un periodo de 10 años.
Priorización
> 9E-04 (inc./Km.año) Prioridad Alta
ÍNDICE DE FALLA PROMEDIO =
Evaluación del Daño
Con la finalidad de asegurar la confiabilidad del sistema de transporte de gas amargo
de los campos terrestres de la Región Sur hacia el Complejo Procesador de Gas se
realizó la evaluación de las indicaciones reportadas en la inspección interna
proyectando la profundidad a la fecha actual. La evaluación se realizó de acuerdo a
los algoritmos mencionados en la NRF-030-PEMEX-2009.
Las gráficas 7 y 8 muestran el daño presente en el ducto estimado a diciembre de
2015. La grafica 9 y 10, muestran la evaluación de las indicaciones (PMPO y TVR).
Grafica 7. Proyección de Pérdidas de Metal Externas.
Grafica 8. Proyección de Pérdidas de Metal Internas.
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No. Zona de Sustitución
(9) (10)
Grafica 9 y 10. Resultados de la Evaluación de las Indicaciones
proyectadas en el gasoducto.
Reparaciones Requeridas
A partir de la evaluación de integridad, del análisis de riesgo, de los resultados de las
inspecciones en campo, tipo de daño presente en el ducto; así como al modo de falla
más probable en el ducto (ruptura) debido al daño que presenta, se determinó
sustituir 16.829 kilómetros del ducto. Mediante la sustitución de la tubería la vida útil
del duco se extenderá 10 años y se eliminaran más de 355 mil pérdidas de metal
internas. La Tabla 3, muestra las zonas a sustituir.
Tabla 3. Zonas de sustitución de tubería.
De igual forma, se realizó un programa de reparación de indicaciones que extiende la
vida útil por 10 años. La grafica 11 muestra el programa.
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Grafica 11. Reparaciones requeridas en el ducto.
La grafica 12 muestra la cantidad de reparaciones requeridas en el ducto contra la
capacidad de ejecución.
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Conclusiones
1. Para garantizar la confiabilidad del sistema de transporte de gas amargo
de los campos terrestres de la RS al CPG se determinó sustituir 16.829
Km de tubería para extender la vida útil del ducto por 10 años.
2. A partir de análisis realizado de los resultados de las inspecciones en campo;
a la morfología y orientación de las pérdidas de metal interna que el equipo
instrumentado reportó como picaduras, las cuales (de acuerdo a las
inspecciones de campo), se estableció que están coalesciendo (uniéndose
entre sí), para formar indicaciones de mayor longitud y profundidad
estimada, lo cual provoca que el modo de falla más probable en el ducto
sea por ruptura.
por las picaduras internas, provoca que los cálculos de resistencia
residual y vida remanente puedan ser subestimados (incertidumbre).
3. Mediante el programa de reparación, se determinó que el número de
reparaciones a realizar excede la capacidad de respuesta; así mismo, existen
otras limitaciones inherentes a este programa como zonas de difícil acceso
(pantanos y manglares) y diferentes zonas de afectación por las que pasa el
ducto.
4. Es importante mencionar que debido a los problemas que presento la
inspección con equipo instrumentado NO SE GARANTIZÓ el
dimensionamiento real de las indicaciones (pérdidas metálicas internas),
existe un riesgo latente hacia todo el personal que participa en las actividades
de mantenimiento en sitio (localización, excavación, retiro de lastre, limpieza,
inspección y reparación).
5. Finalmente, debido a la magnitud, cantidad, ubicación y extensión del
daño en el ducto; así como, a la cantidad de reparaciones a realizar en el
ducto (las cuales exceden la capacidad de atención), a la falta de
flexibilidad operativa para realizar la sustitución parcial de tubería por la
implicación de la quema de gas durante el tiempo de libranza, aunado al
impacto ambiental generado por la quema y a la complejidad de los
trabajos previos que se requieren para la reparación de las indicaciones,
SE DETERMINÓ REALIZAR UNA PROPUESTA PARA LA
CONSTRUCCIÓN DE UN NUEVO GASODUCTO.
Agradecimientos
Agradecemos el apoyo otorgado al CIDIM-IPN desde el inicio del primero Convenio
de Colaboración con Pemex.
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2. Procedimiento PG-TH-MA-0005-2011 “Procedimiento para el uso de la
Herramienta Piramid”.
3. ANSI/ASME B31G-1991 “Manual for Determining the Remaining Strength of
Corroded Pipelines”.
Autor
Biografía
Ingeniero Mecánico por la Escuela Superior de Ingeniería Mecánica y Eléctrica
(E.S.I.M.E.) del I.P.N. (1995-2000). Cuenta con 16 años de experiencia en
Administración de la Integridad Mecánica en sistemas de transporte, donde ha
realizado y coordinado análisis de integridad, selección de métodos de reparación y
rehabilitación de ductos, ensayos no destructivos, planes de administración de
integridad de ductos, selección de herramientas de inspección interna en ductos,
validación de inspecciones internas, correlación de inspecciones internas, consultoría
en integridad, supervisión de actividades de mantenimiento de ductos y desarrollo e
implementación de herramientas informáticas de seguimiento y control de actividades
de mantenimiento en sistemas de transporte de hidrocarburos.
Actualmente, se desempeña como Jefe de Sede del CIDIM-IPN con la GTLP RS.
Coautor 1
Biografía
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