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ESTUDIO DE PREDICCIÓN DE LA PRESIÓN DE
FALLA EN DUCTOS
Pagano Scorcio, Julio César
Matrícula 10.773
Trabajo Final de la Carrera Ingeniería Mecánica
Departamento de Ingeniería Mecánica
Facultad de Ingeniería
Universidad Nacional de Mar del Plata
Mar del Plata, Marzo 2020
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ESTUDIO DE PREDICCIÓN DE LA PRESIÓN DE
FALLA EN DUCTOS
Pagano Scorcio, Julio César
Matrícula 10.773
Trabajo Final de la Carrera Ingeniería Mecánica
Departamento de Ingeniería Mecánica
Facultad de Ingeniería
Universidad Nacional de Mar del Plata
Mar del Plata, Marzo 2020
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ESTUDIO DE PREDICCIÓN DE LA PRESIÓN DE FALLA EN DUCTOS
Estudio de diferentes metodologías para mejorar la predicción de la presión de falla
en ductos de transporte de gas y petróleo fabricados con tuberías de acero soldadas
longitudinalmente mediante ERW (Electric Resistance Welded) de baja frecuencia.
Autores:
Pagano Scorcio, Julio César Matrícula 10.773. Facultad de Ingeniería. Universidad Nacional de Mar del Plata.
Director:
Mg. Ing. Hernán Guillermo Kunert Facultad de Ingeniería. Universidad Nacional de Mar del Plata.
Mesa Evaluadora:
XXXXXXXXXXX Facultad de Ingeniería. Universidad Nacional de Mar del Plata.
XXXXXXXXXXXX Facultad de Ingeniería. Universidad Nacional de Mar del Plata.
XXXXXXXXXXXX Facultad de Ingeniería. Universidad Nacional de Mar del Plata.
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Resumen
La “integridad” en la industria del Oil & Gas es un campo en constante desarrollo donde para
problemas recurrentes se proponen diversas estrategias las cuales se van consolidando y
refinando con el paso del tiempo en función de la experiencia. Teniendo en cuenta los
kilómetros de ductos que poseen soldadura longitudinal del tipo ERW (Electric Resistance
Welded) de baja frecuencia en operación en la actualidad, fabricados antes del año 1970 tanto
en Argentina como en el mundo, se planteó la necesidad de buscar una alternativa para
evaluar el estado de integridad de los mismos. Se realizó un estudio de diferentes
metodologías para mejorar la predicción de la presión de falla en ductos de transporte de gas
y petróleo fabricados con tuberías de acero soldadas longitudinalmente mediante ERW de
baja frecuencia. Se encontró viable llevar adelante un plan de acción que contenga todas las
etapas que exige la industria y los entes de regulación. Dentro del plan acción se encontró en
forma empírica la presión a la cual podría fallar un ducto que posea un defecto en la soldadura
longitudinal. Se tomó como referencia un ducto real en operación, y se realizaron los cálculos
de presión de falla para diferentes propiedades mecánicas de materiales, considerando datos
teóricos brindados por fuentes bibliográficas y datos obtenidos de ensayos experimentales.
Se llegó a la conclusión que los costos de llevar adelante el plan de acción comparado con
las consecuencias de una falla inesperada son extremadamente bajos. Este tipo de estudios
permiten reducir costos por paradas no programadas y mantener niveles de operación
seguros. El riesgo de no realizar este tipo de estudios tiene una consecuencia alta ante la
existencia de un suceso, con afectación a la salud de las personas y daño al medio ambiente.
Además, se brinda información sobre diferentes tecnologías y técnicas de inspección
disponibles, aspectos legales y ambientales para tener en cuenta a la hora de ejecutar
estudios de integridad en ductos.
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Índice Índice ................................................................................................................................ iv
Índice de Figuras .............................................................................................................. viii CAPÍTULO I ....................................................................................................................... 1
1. Introducción .................................................................................................................... 1
1.1. Justificación ............................................................................................................. 2
1.1.1. Justificación ambiental ..........................................................................................2
1.1.2. Justificación social ................................................................................................2
1.1.3. Justificación económica ........................................................................................2
1.1.4. Justificación técnica: .............................................................................................3
1.2. Objetivos: ................................................................................................................ 3
1.3. Sistema de transporte de gas y petróleo .................................................................. 3
1.4. Amenazas a la integridad de ductos ........................................................................ 5
1.4.1. Amenazas potenciales para ductos que transportan hidrocarburos líquidos .........6
1.4.2. Amenazas potenciales para ductos que transportan gas ......................................7
1.5. Historial de fallas ..................................................................................................... 8
CAPÍTULO II .................................................................................................................... 12
2. Diseño de cañerías....................................................................................................... 12
2.1. Ductos de hidrocarburos antiguos ......................................................................... 12
2.1.1. Tuberías en el siglo XVIII y en el siglo XIX ..........................................................12
2.1.2. Los primeros ductos ............................................................................................15
2.1.3. El crecimiento de las tuberías a finales de 1800 .................................................17
2.1.4. El crecimiento de las tuberías: en la década de 1900 .........................................18
2.1.5. Desarrollo de la industria del petróleo en Argentina ............................................22
2.2. Materiales .............................................................................................................. 24
2.3. Métodos de fabricación .......................................................................................... 26
2.3.1. Tubería ERW (Electric Resistance Welded) ........................................................27
CAPÍTULO III ................................................................................................................... 32
3. Introducción .................................................................................................................. 32
3.1. Mecanismos de falla .............................................................................................. 32
3.1.1. Fractura dúctil y deformación plástica excesiva ..................................................32
3.1.2. Pérdida del contenido .........................................................................................33
3.1.3. Fractura frágil ......................................................................................................33
3.1.4. Inestabilidad elástica ...........................................................................................34
3.1.5. Inestabilidad plástica ...........................................................................................34
3.2. Discontinuidades o defectos introducidos durante la fabricación de ductos ........... 34
3.2.1. Falta de penetración ...........................................................................................35
v
3.2.2. Socavaduras o mordeduras de bordes ...............................................................36
3.2.3. Fisuras longitudinales .........................................................................................36
3.2.4. Falta de fusión ....................................................................................................37
3.3. Tecnologías de inspección .................................................................................... 38
3.3.1. Inspección Interna (In Line Inspection – ILI) ........................................................39
3.3.2. Prueba Hidráulica ...............................................................................................45
3.3.3. Evaluación Confirmatoria Directa ........................................................................45
3.4. Ensayos de materiales .......................................................................................... 47
3.4.1. Charpy ................................................................................................................47
3.4.2. Ensayo de tracción .............................................................................................48
3.4.3. Tensiones residuales ..........................................................................................49
CAPÍTULO IV ................................................................................................................... 51
4. Métodos de evaluación de criticidad de defectos .......................................................... 51
4.1. Procedimientos principales .................................................................................... 51
4.2. Diagrama FAD ....................................................................................................... 53
4.3. Predicción de la presión de falla ............................................................................ 55
CAPÍTULO V .................................................................................................................... 56
5. Plan de acción para el tratamiento de defectos planares .............................................. 56
5.1. Flujograma: Selección de herramienta de inspección interna (ILI) ......................... 57
5.2. Flujograma: Evaluación directa .............................................................................. 59
5.3. Flujograma: Aptitud para el servicio ....................................................................... 61
5.4. Flujograma: Batería de ensayos ............................................................................ 62
CAPÍTULO VI ................................................................................................................... 64
6. Implementación de plan de acción (caso de estudio) ................................................... 64
6.1. Inspección interna.................................................................................................. 64
6.2. Evaluación Directa ................................................................................................. 73
6.3. Aptitud para el servicio .......................................................................................... 74
6.3.1. FAD Nivel II API 579 Parte 9 ...............................................................................74
Paso 1 – Evaluación de condiciones operativas ........................................................... 75
Paso 2 – Distribución de tensiones ............................................................................... 75
Paso 3 – Propiedades del material ............................................................................... 76
Paso 4 – Características de los defectos ...................................................................... 76
Paso 5 – Factores de seguridad ................................................................................... 77
Paso 6 – Tensión de Referencia ................................................................................... 78
vi
Cilindro – Fisura superficial, dirección longitudinal – longitud infinita, presión interna. ........................................................................................................................79
Cilindro – Fisura superficial, dirección longitudinal – forma semielíptica, presión interna. .....................................................................................................................................79
Paso 7 – Cálculo de la Tasa de Carga (Lr) ................................................................... 80
Paso 8 – Intensidad a la fractura atribuida a las cargas primarias (𝑲𝑰𝑷) ...................... 80
Cilindro – Fisura superficial, dirección longitudinal – longitud infinita, presión interna. ..80
Cilindro – Fisura superficial, dirección longitudinal – forma semielíptica, presión interna. .....................................................................................................................................81
Paso 9 – Tensión de referencia para la tensión residual............................................... 84
Paso 10 – Intensidad a la fractura debido a tensiones residuales. ................................ 85
Paso 11 – Factor Φ ...................................................................................................... 85
Paso 12 – Tasa de intensidad a la fractura (Kr) ............................................................ 85
Paso 13 – Evaluación mediante curva FAD .................................................................. 86
6.3.2. Determinación de la presión de falla ...................................................................87
6.4. Resultados obtenidos ............................................................................................ 87
6.5. Cálculo a partir de ensayos ................................................................................... 89
CAPÍTULO VII .................................................................................................................. 93
7. Análisis crítico de ingeniería ......................................................................................... 93
7.1. Comparación de resultados ................................................................................... 93
7.1.1. Comparativa FAD ...............................................................................................93
7.1.2. Comparativa de presión de falla ..........................................................................94
CAPÍTULO VIII ................................................................................................................. 97
8. Análisis económico ....................................................................................................... 97
CAPÍTULO IX ................................................................................................................. 101
9. Conclusiones .............................................................................................................. 101
vii
Índice de Tablas
Tabla 1. Presiones de operación por año.......................................................................................................... 19
Tabla 2. Materiales comúnmente usados. ....................................................................................................... 25
Tabla 3. Ensayos no destructivos. .................................................................................................................... 46
Tabla 4. Características de ducto en estudio. ................................................................................................... 64
Tabla 5. Caracterización de anomalías. ........................................................................................................... 72
Tabla 6. Caracterización de tipo de defecto. .................................................................................................... 72
Tabla 7. Comparativa ILI VS ED. ....................................................................................................................... 74
Tabla 8. Propiedades mecánicas del material. ................................................................................................. 76
Tabla 9. Criterios para la interacción entre defectos planos. ............................................................................ 77
Tabla 10. Factores de seguridad API 579 Parte 9.............................................................................................. 78
Tabla 11. Coeficientes G0 a G4. ....................................................................................................................... 81
Tabla 12. Coeficientes G0 a G4. ....................................................................................................................... 83
Tabla 13. Resultados obtenidos API 579 Parte 9. ............................................................................................. 87
Tabla 14. Resultados obtenidos de presión de falla. ......................................................................................... 88
Tabla 15. Propiedades de materiales obtenidos de ensayos. ............................................................................ 89
Tabla 16. Resultados obtenidos API 579 Parte 9. ............................................................................................. 90
Tabla 17. Resultados obtenidos de presión de falla. ......................................................................................... 91
Tabla 18. Diferencias de presión de falla. ......................................................................................................... 95
Tabla 19. Costos asignados al proyecto. .......................................................................................................... 97
viii
Índice de Figuras
Figura 1. Tendido de ductos en la Argentina (Izquierda).Cuencas hídricas, áreas protegidas (derecha). ............. 5
Figura 2.Distribubución de incidentes en los últimos 10 años. ......................................................................... 10
Figura 3. Distribución de incidentes en los últimos 10 años. ............................................................................ 11
Figura 4. Primer pozo de petróleo de Edwin L. Drake. ...................................................................................... 14
Figura 5. Tecnologías de fabricación de cañerías............................................................................................. 27
Figura 6. Proceso de fabricación de tubería ERW. ........................................................................................... 29
Figura 7. Proceso de fabricación de tubería ERW. ........................................................................................... 30
Figura 8. Sección metalográfica de soldadura ERW. ........................................................................................ 30
Figura 9. Foto ilustrativa SEM (Scanning Electron Microscopy) de falla dúctil. ................................................. 33
Figura 10. Falta de penetración en soldadura. ................................................................................................ 35
Figura 11. Socavado o mordeduras de bordes. ................................................................................................ 36
Figura 12. Fisuras longitudinales. ................................................................................................................... 37
Figura 13. Falta de fusión. .............................................................................................................................. 38
Figura 14. Herramienta de inspección ultrasónica de alta resolución para tuberías de 24 pulgadas. ................ 41
Figura 15. Montaje de sensores para detección de grietas y/o fisuras. ............................................................ 42
Figura 16. Configuración de sensores. ............................................................................................................. 42
Figura 17. Herramienta TFI. ............................................................................................................................ 43
Figura 18. Magnetización axial de cañerías. ................................................................................................... 44
Figura 19. Magnetización circunferencial de cañerías. .................................................................................... 44
Figura 20. Charpy. .......................................................................................................................................... 47
Figura 21. Ensayo de tracción. ........................................................................................................................ 48
Figura 22. Foto ilustrativa de agujero ciego. ................................................................................................... 49
Figura 23. Análisis experimental de tensión residual. ...................................................................................... 50
Figura 24. Diagrama FAD. .............................................................................................................................. 53
Figura 25. Proceso básico para la gestión de inspecciones internas. ................................................................ 56
Figura 26. Selección de herramienta de inspección interna (ILI). ...................................................................... 58
Figura 27. Evaluación directa.......................................................................................................................... 60
Figura 28. Aptitud para el servicio. ................................................................................................................. 62
Figura 29. Batería de ensayos. ........................................................................................................................ 63
Figura 30. TOFD. ............................................................................................................................................ 73
Figura 31. Curva FAD utilizada. ....................................................................................................................... 86
Figura 32. FAD. .............................................................................................................................................. 88
Figura 33. Presión de falla. ............................................................................................................................. 89
Figura 34. FAD. .............................................................................................................................................. 91
Figura 35. Presión de falla. ............................................................................................................................. 92
Figura 36. Comparativa FAD teórico vs ensayo. .............................................................................................. 93
Figura 37. Comparativa Presión de falla teórico vs ensayo. ............................................................................. 95
Figura 38. Falla catastrófica en gasoducto. ..................................................................................................... 96
Figura 39. Matriz de riesgo. ............................................................................................................................ 99
.............................................................................................................................................
Estudio de predicción de la presión de falla en ductos Pagano, Julio
1
CAPÍTULO I
1. Introducción
Los ductos son la forma preferida de transporte de gas y petróleo debido a que son la forma
más económica y segura de hacerlo. A pesar de ser el modo de transporte más importante
que existe en la actualidad, los ductos no están exentos a sufrir fallas que afectan su
integridad y aptitud para el servicio.
Los ductos pueden estar perfectamente diseñados, construidos con el mejor material, las
mejores prácticas de la industria y, sin embargo, sufrir fallas.
Si bien las fallas pueden ocasionarse como consecuencia de desastres naturales, de algún
error humano grosero, así como también pueden tener su origen en guerras y/o sabotajes,
no me avocare a las mismas en el presente. También existen fallas ocasionadas durante la
construcción de los ductos o creadas durante su operación, a estas y al análisis de los
defectos que producen las mismas se refiere el presente proyecto.
Las motivaciones principales para la elección del proyecto se presentan debido al trabajo
actual responsable de despertar mi interés en temas relacionados con la integridad de
componentes y equipos de la industria del gas y el petróleo.
El presente se refiere a un proyecto en el cual se determina la aptitud para el servicio de un
ducto que transporta gas, gasoducto, desde un yacimiento a una planta de distribución y
que posee un tramo con una cantidad determinada de defectos. Para tales defectos se
definen cuáles son las condiciones de operación que no provocan daño y la manera de
llevar adelante un plan acción para futuras inspecciones.
Estudio de predicción de la presión de falla en ductos Pagano, Julio
2
1.1. Justificación En la actualidad, aún existen instalados y operativos kilómetros de ductos de transporte de
gas y petróleo construidos mediante tubos soldados longitudinalmente por el proceso de
soldadura ERW (Electric Resistance Welded) de baja frecuencia. La historia ha demostrado
los inconvenientes que presentan este tipo de soldaduras en los ductos. Provocando fallas
y dando lugar a incidentes de toda índole.
El ingeniero de integridad intenta dar solución a la manera de afrontar la problemática ante
diversos escenarios de operación y mecanismos de daños activos, brindando una
metodología que permita mejorar la predicción de la presión de falla en los ductos y poder
así satisfacer necesidades operativas manteniendo acotados los riesgos ambientales,
sociales y los requerimientos de costos.
1.1.1.Justificación ambiental
En cuanto al impacto ambiental, mantener la operación segura de los ductos disminuyendo
las amenazas que actúan sobre el mismo es de importancia ya que la ausencia de fallas es
imposible. Si bien la frecuencia de fallas es baja, las consecuencias son muy graves.
Muchos de los ductos atraviesan reservas naturales, parques, bosques, ríos, etc. y una falla
en ellos podría ocasionar daños irreversibles en el medio ambiente.
1.1.2.Justificación social
Debido a que gran parte de estos ductos atraviesan áreas pobladas ya sean ciudades,
comunidades aborígenes, asentamientos, etc. el efecto de una falla en un ducto genera un
gran impacto en el entorno social. Es por ello que realizando este tipo de estudios se intenta
conocer los rangos en que pueden operar los ductos con la finalidad de reducir accidentes
con víctimas fatales y heridos.
1.1.3.Justificación económica
En el aspecto económico, los ductos deben operar de manera de maximizar las ganancias
del inversor, minimizando el riesgo aparejado a interrupciones no programadas o fallas.
Estudio de predicción de la presión de falla en ductos Pagano, Julio
3
1.1.4.Justificación técnica:
Desde el punto de vista de la investigación, si bien las técnicas usadas han sido aprobadas
por diferentes institutos, entidades u organismos que tratan el tema desde hace muchos
años y que la mayoría de los países tienen leyes que controlan la operación, los ductos
continúan fallando. Como todos los ductos no son iguales, conocer su posible
comportamiento ante condiciones establecidas tiene un fuerte impacto.
1.2. Objetivos:
Para este proyecto se plantean los siguientes objetivos:
• Obtener un plan de acción para el tratamiento de defectos planares en soldaduras
ERW en ductos de trasporte de gas y petróleo.
• Obtener una herramienta de uso rápido y sencillo que permita su implementación
por ingenieros de integridad en actividad para la toma de decisiones en campo.
• Mejorar la manera de predecir la presión de falla que podrían alcanzar los ductos
bajo diferentes condiciones operativas.
1.3. Sistema de transporte de gas y petróleo
Los hidrocarburos comienzan a viajar desde la superficie del pozo hasta su destino final de
consumo, recorren un itinerario de rutas y redes que forman su sistema de transporte y
distribución. El transporte de petróleo tiene dos momentos netamente definidos: el primero
es el traslado de la materia prima desde los yacimientos hasta la refinería donde finalmente
será procesada para obtener los productos derivados; el siguiente momento es el de la
distribución propiamente dicha, cuando los subproductos llegan hasta los centros de
consumo. Los oleoductos troncales (o principales, por oposición a los más cortos o
secundarios) son tuberías de acero cuyo diámetro puede medir hasta más de 40 pulgadas
y que se extienden desde los yacimientos hasta las refinerías o los puertos de embarque.
El petróleo es impulsado a través de los oleoductos por estaciones de bombeo controladas
por medios electrónicos desde una estación central. Los gasoductos, por su parte,
conducen el gas natural que puede producirse en un yacimiento de gas libre o asociado a
plantas separadoras y fraccionadoras. A partir de dichos procesos de separación, el gas ya
tratado entra a los sistemas de transmisión para ser despachado al consumidor industrial y
Estudio de predicción de la presión de falla en ductos Pagano, Julio
4
doméstico. El despacho al consumidor individual es manejado por las compañías de
distribución con su propio sistema de tuberías. Las tuberías que trasladan varios productos
en forma alternativa se llaman poliductos.
La instalación de un oleoducto, gasoducto o poliducto, con su tendido de tubería, soldadura
y su posterior inspección y mantenimiento, es un trabajo de ingeniería.
En la Figura 1 se muestran los mapas de la República Argentina en donde se pude apreciar
que el tendido de líneas de gas y petróleo atraviesa zonas donde una eventual falla y/o
ignición de un ducto de transporte de gas podría tener consecuencias sobre la población
en los alrededores de la traza, o en el caso de hidrocarburos líquidos podrían tener
consecuencias sobre zonas urbanas y suburbanas, parques nacionales, reservas
ecológicas, áreas de recreación ( deportiva, camping, etc.) cuencas hídricas destinadas a
reservorios de agua para consumo humano/animal, donde una pérdida podría causar daños
importantes al medio ambiente o a las personas.
Muchos de estos ductos han sido construidos mediante tubos soldados longitudinalmente
por el proceso de soldadura ERW (Electric Resistance Welded) de baja frecuencia.
Estudio de predicción de la presión de falla en ductos Pagano, Julio
5
Figura 1. Tendido de ductos en la Argentina (Izquierda).Cuencas hídricas, áreas protegidas (derecha).1
1.4. Amenazas a la integridad de ductos
Una amenaza a la integridad es por definición toda fuente potencial de falla sobre los
ductos. La identificación de amenazas o peligros es el proceso de reconocimiento que esa
amenaza existe sobre el sistema en estudio.
La identificación de las amenazas potenciales permite evaluar los riesgos y definir qué
prácticas actualmente en uso pueden ser mejoradas y tener una óptima utilización de los
recursos disponibles.
1 Gráfico obtenido de la Secretaría de Energía. http://sig.se.gob.ar/visor/visorsig.php?t=1
Estudio de predicción de la presión de falla en ductos Pagano, Julio
6
Para identificar las amenazas potenciales a la integridad de los ductos se utilizan diferentes
tipos de clasificaciones de acuerdo con el producto que transportan y de acuerdo con su
comportamiento en el tiempo.
1.4.1.Amenazas potenciales para ductos que transportan hidrocarburos líquidos
Se utilizan las clasificaciones de amenazas tal como se describen en el Apéndice A de la
norma API RP 1160 Managing Systems Integrity for Hazardous Liquid Pipelines, 2nd Edition,
2013.
1) Corrosión externa;
2) Corrosión interna;
3) Corrosión selectiva en soldadura (externa o interna);
4) SCC (Stress Corrosion Cracking);
5) Defectos relacionados a la fabricación de la cañería (defectos en la soldadura
longitudinal y en el cuerpo de la cañería y zonas afectadas por el calor);
6) Defectos relacionados a la construcción del ducto (soldaduras circunferenciales
defectuosas, curvas con arrugas o pliegues, etc.);
7) Fallas de equipamiento (fallas en juntas, empaquetaduras y retenes, fallas en
equipos y dispositivos de alivio);
8) Daño mecánico ocasionado por primeras, segundas y terceras personas;
9) Daño mecánico ocasionado por vandalismo;
10) Operaciones incorrectas;
11) Relacionado por fuerzas externas (fuertes lluvias o inundaciones, movimientos de
suelo, descargas atmosféricas, etc.);
12) Crecimiento defectos inducido por ciclos de presión (fatiga).
Las amenazas 1), 2),3),4) y 12) son claramente amenazas dependientes del tiempo y deben
abordarse mediante evaluaciones y controles periódicos. Las amenazas 5), 6) y 9) se
consideran amenazas estables a menos que exista un cambio en las condiciones de
servicio o sean activadas mediante una amenaza dependiente del tiempo. Son
denominadas también como posiblemente dependientes del tiempo. Las amenazas 7), 8),
Estudio de predicción de la presión de falla en ductos Pagano, Julio
7
10) y 11) son consideradas independientes del tiempo involucran eventos ramificados para
los cuales el tiempo de ocurrencia generalmente no es predecible.
1.4.2.Amenazas potenciales para ductos que transportan gas
Se utilizan las clasificaciones de amenazas tal como se describen en la norma ASME
B31.8S Managing System Integrity of Gas Pipelines, 2016.
a) Dependientes del tiempo
1) Corrosión externa
2) Corrosión interna
3) SCC (Stress corrosión cracking
b) Estables
1) Defectos relacionados a la fabricación de la cañería
i. Soldadura longitudinal
ii. Cuerpo de la cañería y material
2) Defectos relacionados a la construcción del ducto
i. Soldaduras circunferenciales defectuosas
ii. Curvas con arrugas o pliegues
iii. Roscas y cuplas defectuosas
3) Equipamiento
i. Fallas en juntas, empaquetaduras y retenes
ii. Fallas en equipos y dispositivos de alivio
c) Independientes del tiempo
1) Daños por terceros / daño mecánico
i. Daño ocasionado por primera, segundas y terceras personas
(instantáneo/ inmediato)
ii. Cañería previamente dañada (modo de falla diferido)
iii. Vandalismo
2) Operaciones incorrectas
3) Relacionados con fuerzas externas
i. Fuertes lluvias o inundaciones
ii. Movimientos de tierra
Estudio de predicción de la presión de falla en ductos Pagano, Julio
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iii. Descargas atmosféricas
Se presume que las amenazas para los ductos que transportan gas son idénticas a aquellas
que afectan a los ductos que transportan hidrocarburos líquidos. La principal diferencia es
que los defectos de fabricación y construcción son considerados defectos estables en los
ductos que transportan gas, mientras que tales defectos se consideran susceptibles al
crecimiento por fatiga inducida por ciclos de presión en un ducto que transporta
hidrocarburos líquidos. En la mayoría de los casos, la asunción de la estabilidad de tales
defectos en el servicio de gas está justificada porque la intensidad del ciclo de presión en
un gasoducto típico es mucho menor que la asociada con un ducto típico que transporta
hidrocarburos líquidos. Sin embargo, debe tenerse en cuenta que las suposiciones de la
estabilidad pueden no ser siempre válidas. Tales defectos se vuelven estables, si y solo si,
se ha realizado una prueba hidrostática previa o una prueba de presión neumática para
establecer un margen satisfactorio entre la presión de prueba y la presión de operación.
Además, otros factores como cambios en las operaciones y / o cambios en el entorno
operativo podrían tener un efecto adverso en la estabilidad. Es prudente evaluar los efectos
de los ciclos de presión para asegurarse de que la hipótesis de la estabilidad está
justificada.
En el presente proyecto solo se analizará el comportamiento de defectos ocasionados por
amenazas relacionados con la fabricación de la cañería. Estos defectos pueden
encontrarse en la chapa de construcción de la cañería o en la soldadura longitudinal de
cierre realizada en fábrica.
1.5. Historial de fallas
Para conocer el número de incidentes ocurridos en ductos a largo de los años se consultó
la base de datos de UKOPA (United Kingdom On-Shore Pipeline Operator´s Association).
Esta base proporciona frecuencias y causas de fallas en ductos enterrados.
La base de datos de UKOPA fue desarrollada por diez grandes compañías operadoras de
transporte de gas en el Reino Unido: National Grid, Scotia Gas Networks, Northern Gas
Networks, Wales & West Utilities, Shell UK Limited (hoy Essar Oil (UK) Ltd), Shell EPE, BP,
Ineos, SABIC and E-ON UK. El objetivo perseguido por las empresas al analizar todos sus
Estudio de predicción de la presión de falla en ductos Pagano, Julio
9
datos en conjunto fue obtener una mejor visión de las frecuencias de falla de ductos
enterrados y el riesgo asociado que conllevan.
El reporte UKOPA Pipeline Product Loss Incidents and Faults Report (1962 – 2016)
publicado en febrero del año 2018 reúne información de incidentes ocurridos hasta el año
2016 inclusive en ductos onshore clasificados como Major Accident Hazard Pipelines
(MAHPs) y operados por National Grid, Scotia Gas Networks, Northern Gas Networks,
Wales & West Utilities, BP, INEOS, SABIC, Essar Oil (UK) Ltd, Shell, E. ON UK and BPA.
La longitud total de ductos en operación al final del año 2016 (considerando todas las
compañías involucradas) fue 21.845 kilómetros. Los ductos considerados transportan los
siguientes productos: Gas Natural seco, Etileno, Líquidos del Gas Natural, Petróleo Crudo,
Etano, Hidrógeno, Propileno, Condensado, Propano y Butano.
La Figura 2 ilustra las frecuencias de falla por causa a lo largo de los años. La misma es
evaluada por unidad de tiempo y longitud en función de la frecuencia de falla y la distribución
característica. La forma usual de expresar la frecuencia es en número de fallas por kilómetro
por año o bien en número de fallas para 1000 kilómetros por año.
Estudio de predicción de la presión de falla en ductos Pagano, Julio
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Figura 2.Distribubución de incidentes en los últimos 10 años.
La disminución en la frecuencia de falla puede explicarse por desarrollos tecnológicos, tales
como: soldadura, inspección, monitoreo de condición mediante inspección en línea y
procedimientos mejorados para la prevención y detección de daños. Las mejoras en la
prevención de incidentes de interferencia externa pueden explicarse por una aplicación más
estricta de la planificación del uso de la tierra y las actividades de excavación de partes
externas. En varios países, incluido Argentina, existe un requisito legal para informar las
actividades de excavación. Las empresas adoptan las medidas apropiadas, como la
supervisión o el marcado de ductos en el vecindario directo de las actividades de
excavación.
La base de datos UKOPA separa las fallas por diámetro del agujero y por causa (Figura 3).
Estudio de predicción de la presión de falla en ductos Pagano, Julio
11
Figura 3. Distribución de incidentes en los últimos 10 años.
En lo que respecta a defectos de construcción y fabricación (construction/material), esta
incluye: defectos en la soldadura longitudinal, defectos en el cuerpo de la cañería, defectos
en la fabricación de la cañería y daños durante la construcción. Sobre este universo se
desarrolla el presente proyecto. Si bien no es la causa con mayor frecuencia de falla es en
la que mayor incertidumbre se tiene en el momento de cambiar las condiciones operativas
por el ingeniero de integridad ante el resultado de inspecciones que reporten defectos de
construcción y fabricación.
Estudio de predicción de la presión de falla en ductos Pagano, Julio
12
CAPÍTULO II
2. Diseño de cañerías
Durante miles de años, se han construido ductos en varias partes del mundo para
transportar agua para consumo humano y riego para la agricultura. Estas tuberías
incluyeron arcilla cocida y bambú hueco. La madera (troncos ahuecados) se utilizaron hace
tan solo unos 100 años para transportar agua de salmuera en el mundo desarrollado.
Existen referencias que los egipcios usaban tubos de cobre para transportar agua 3000 a.C,
los griegos usaron cazuelas de barro, plomo, bronce y piedra desde 1600 a.C hasta 300
a.C. En esa época, los "herreros" conectaban las tuberías de metal simplemente martillando
los extremos candentes juntos. Las civilizaciones antiguas como los persas y los romanos
usaban tubos de algún tipo para distribuir agua en ciudades muy desarrolladas.
2.1. Ductos de hidrocarburos antiguos
El primer uso registrado de una tubería para transportar un hidrocarburo fue en China: hace
unos 2500 años, los chinos usaban tubos de bambú para transportar gas natural desde
pozos poco profundos y luego quemarlo en sartenes para hervir el agua de mar y separar
la sal convirtiendo el agua en potable. Registros posteriores, indican que los chinos usaron
tubos de bambú envueltos en cera 400 años a.C.
2.1.1.Tuberías en el siglo XVIII y en el siglo XIX
Los pioneros de las tuberías fueron restringidos por los materiales, tecnologías de unión y
la capacidad de "bombear" (aumentar la presión) de los fluidos; pero esto no evitó que se
desarrollaran sistemas de tuberías. En Inglaterra, a mediados del siglo XVIII, London Bridge
Waterworks Company tenía más de 49 kilómetros de tuberías de madera y 1,6 kilómetros
de hierro fundido.
El uso de tubos de madera, hierro, plomo y estaño era común en el siglo XIX para
transportar agua, y en 1821 una tubería de madera transportaba gas natural en Nueva York.
Estudio de predicción de la presión de falla en ductos Pagano, Julio
13
En 1843 se usó tubería de hierro, y esto redujo los peligros obvios de transportar un gas
inflamable y explosivo en un material inflamable.
En 1820, se utilizaron en el Reino Unido barriles de hierro fundido que quedaron de las
guerras napoleónicas para transportar gas.
El siglo XIX fue una época de ciencia y avances tecnológicos en muchas industrias; por
ejemplo: se desarrolló una tubería de hierro forjado ensamblada por solapa, remachada o
bridada. El proceso de fabricación de acero de Bessemer produjo acero de mayor calidad
a partir de 1850 y las tuberías sin costura se introdujeron hacia el final de este siglo. Estos
avances abrieron el camino para la industria de las tuberías.
La industria actual de ductos tiene sus orígenes en el negocio del petróleo; por lo tanto,
necesitamos brevemente revisar cómo se desarrolló el negocio petrolero.
El petróleo naturalmente se filtra a la superficie de la tierra a lo largo de líneas de falla y
grietas en las rocas, y las comunidades hicieron uso de este material. Podemos considerar
el negocio petrolero comenzando hace más de cinco mil años; por ejemplo, la Biblia se
refiere a la brea (betún grueso) que se usaba con fines de construcción (cementación de
muros) en Babilonia, y se sabe que las comunidades en el Medio Oriente lo usaron para
impermeabilizar barcos y cestas, en pinturas, iluminación e incluso para medicamentos.
Hay registros de una excavación de petróleo en la isla griega de Zante en el año 400 a.C
donde el producto se usaba para encender lámparas. Los egipcios usaban brea para cubrir
a sus momias y sellar sus pirámides.
El petróleo y el gas se han extraído y vendido durante miles de años, en todo el mundo,
pero el carbón fue nuestra principal fuente de energía en los años 1800 y principios de 1900.
El negocio del petróleo fue insignificante hasta el siglo XIX.
En el siglo XIX y antes, el "petróleo" en la demanda era el aceite de ballena. Este aceite se
usó como fuente de luz, sin embargo, la gran demanda de aceite de ballena diezmó las
poblaciones de ballenas y, a medida que disminuyeron, los precios subieron cada vez más.
Estudio de predicción de la presión de falla en ductos Pagano, Julio
14
Muchas compañías e individuos estaban buscando una fuente alternativa y más duradera
de “petróleo”. La solución llego con el desarrollo de la perforación de petróleo crudo.
Hasta el siglo XIX, el petróleo solo se obtenía de filtraciones naturales en la superficie de la
tierra, aunque hay registros de un pozo de petróleo excavado a mano (a 35 metros) en
Azerbaiyán en 1594. En el siglo XIX, el petróleo fue descubierto bajo tierra por personas
que perforaban en busca de agua. Sin embargo, los empresarios pronto se dieron cuenta
de que este “aceite de tierra” podría usarse como lubricante e iluminante. El petróleo se
había perforado en Bakú, Azerbaiyán en 1848 y Polonia en 1854, pero la primera gran
explotación y comercialización comenzó hace 150 años en Estados Unidos.
En 1859, Edwin Drake perforó dos pozos de petróleo, cerca de una infiltración de petróleo
en superficie, en Titusville, Pensilvania, Estados Unidos. La Figura 4 muestra el primer
pozo de petróleo realizado por Drake2.
Figura 4. Primer pozo de petróleo de Edwin L. Drake.
2 http://www.petroleumhistory.org/OilHistory/pages/author.html
Estudio de predicción de la presión de falla en ductos Pagano, Julio
15
Los pozos produjeron 2000 barriles (bbl) de petróleo "crudo", pero este crudo maloliente y
fangoso no fue popular hasta 1860, cuando las "refinerías" simples estaban en operación
para procesar el petróleo. Estas refinerías hervían el crudo: obteniendo naftas, luego
kerosene hervido, dejando petróleo pesado y alquitrán. El kerosene solo fue un reemplazo
perfecto para el aceite de ballena utilizado para la iluminación. En esos primeros días, la
gasolina y otros productos fabricados durante la refinación simplemente se descartaban
porque la gente no los usaba, pero en 1892, los carros sin caballos resolvieron este
problema, ya que requerían gasolina.
Para 1900, los campos petroleros habían sido descubiertos en muchos estados de los
Estados Unidos y los campos petrolíferos también se encontraban en Europa y al este de
Asia. En 1900, la producción de petróleo crudo en todo el mundo superaba los 100 millones
de barriles: aproximadamente la mitad de este total se producía en Bakú, y la mayoría del
resto se producía en los Estados Unidos. A medida que el mundo entró en el siglo 20, el
petróleo refinado se utilizaba principalmente para la iluminación, pero este uso pronto fue
superado por las necesidades de automóviles y aviones, por lo que el petróleo se convirtió
en el combustible más importante que el carbón por 1920.
2.1.2.Los primeros ductos
A principios de la década de 1860, el petróleo era transportado en barriles de madera por
los ríos mediante barcazas tiradas por caballos. Esto era peligroso: el clima y las disputas
laborales a menudo interrumpían el flujo. El ferrocarril alivió esto, pero el petróleo ahora
estaba controlado por los jefes de ferrocarril y sus trabajadores. Las tuberías eran una
solución obvia a este problema de transporte, y los primeros trabajadores del petróleo
estaban familiarizados con las tuberías: hierro fundido y hierro forjado. Desde el comienzo
de la industria, se usaban tuberías de diferentes diámetros alrededor de los pozos
productores como tuberías de transmisión, conducción y para el transporte de petróleo
dentro y alrededor del yacimiento.
La tubería de hierro había estado en uso desde 1843, y en Estados Unidos se usaban
tuberías cortas para transportar gas. Estas tuberías a menudo estaban fabricadas de hierro
fundido con juntas de campana y espiga selladas con sogas o empaques de yute y plomo
Estudio de predicción de la presión de falla en ductos Pagano, Julio
16
fundido. Entre 1861 a 1863, en los Estados Unidos una línea de petróleo de hierro fundido
corta (0,3 kilómetros) de 2 pulgadas de diámetro transportó con éxito petróleo de un pozo
productor a una refinería en Pensilvania. Desafortunadamente, las juntas se soldaron con
plomo, lo que provocó muchas fugas, pero las uniones roscadas, atornilladas con pinzas,
aparecieron más tarde para resolver este problema. En 1863 se tendió un ducto de 4
kilómetros y 2 pulgadas de diámetro, y se movieron 800 barriles (127 metros cúbicos) de
petróleo por día. Las tuberías eran unidas de un extremo a extremo mediante collares
atornillados. Este éxito y progreso con los ductos no fue bien recibido, la mayoría de los
trabajadores petroleros todavía dependían del transporte fluvial y ferroviario utilizando
barriles de madera. En consecuencia, los ductos fueron una solución obvia a los problemas
de transporte y una amenaza para el empleo. De hecho, existen registros de que
conductores de carros sabotearon o desenterraron y destruyeron algunos de los primeros
ductos, y en 1863 hubo una "guerra" entre los defensores de los ductos y estos conductores.
Sin embargo, en 1865 se construyó una línea de petróleo de 6 pulgadas de diámetro que
funcionaba por gravedad (sin bombas) en Pensilvania, esta transportaba 7000 barriles por
día. Fue completado por Pennsylvania Tubing and Transportation Company a lo largo de
Pithole Creek desde el campo petrolífero de Pithole hasta la desembocadura del arroyo
donde desemboca el río Allegheny. Se cree que la primera tubería con una bomba fue en
1865 en el yacimiento petrolífero Benninghoff Run, construido por Henry Harley de Shaffer
on Oil Creek, estos campos disponían de 87 pozos.
La tubería tenía una bomba en Benninghoff Run que finalmente le permitió entregar entre
800 y 1000 barriles (algunas fuentes dicen que hasta 2000 barriles) de crudo diario a
Shaffer. En realidad, dos líneas se pusieron en uso, duplicando la entrega. No se completó
hasta 1866 debido al hostigamiento y los ataques destructivos por parte de la gran cantidad
de conductores de carros en la región donde se estaba tendiendo la línea. Los fabricantes
consideraron los conductos como una violación de sus derechos como “operadores
comunes”3.
3 “The Pipeline War” by Samuel T. Pees.
Estudio de predicción de la presión de falla en ductos Pagano, Julio
17
2.1.3.El crecimiento de las tuberías a finales de 1800
Muchos ductos se instalaron en la segunda mitad de la década de 1860, desplazando a
unos 6000 conductores de carros que habían confiado en el barril de madera. La situación
era simple, una tubería de 8 kilómetros que bombeaba 1000 barriles de petróleo por día
podría reemplazar 300 conductores trabajando un día de 10 horas.
Las compañías ferroviarias continuaron intentando monopolizar el transporte de petróleo y
dictar precios a los productores. Los productores de petróleo respondieron construyendo
líneas directamente desde los campos de producción a las refinerías. Para 1874, se había
tendido una línea de 4 pulgadas de diámetro desde los campos productores a Pittsburgh.
Las compañías ferroviarias reaccionaron, formaron asociaciones con compañías de
transporte por tuberías. Standard Oil Company, entonces el refinador más grande de los
Estados Unidos reaccionó a estas asociaciones mediante la construcción de sus propios
ductos e instalaciones de almacenamiento. La competencia fue Tidewater Pipe Line
Company, formada por un grupo de productores. En 1879, construyeron una línea entre el
centro productor de Coryville y las instalaciones de carga de ferrocarril en Williamsport,
Pensilvania. El oleoducto Tidewater de 6 pulgadas de diámetro y 184 kilómetros de longitud
representó un avance tecnológico importante en la ingeniería de tuberías, era la tubería
más larga, y en las altitudes más altas hasta el momento.
Inicialmente, todas las tuberías de hierro forjado tuvieron que ser enroscadas mediante
trabajadores que usaban pinzas de gran tamaño. Esto era difícil de hacer para las tuberías
de mayor diámetro, y a menudo se filtraban a alta presión. Esto limitaba las presiones a las
que podían operar, pero las tuberías se expandieron rápidamente. En 1886 se tendió un
gasoducto de 139 kilómetros de longitud y 8 pulgadas de diámetro desde Kane, Pensilvania
hasta Nueva York. La expansión de la tubería fue ayudada por la tecnología. La década de
1870 vio el acero Bessemer reemplazando el hierro forjado (que había reemplazado al
hierro fundido). En 1885, los hermanos Mannesmann en Alemania idearon una máquina
que podía fabricar tuberías sin costura, eliminando así la costura longitudinal (débil) de las
tuberías existentes4.
4 “PIPELINES: Past, Present, and Future”. P. Hopkins.
Estudio de predicción de la presión de falla en ductos Pagano, Julio
18
Durante 1880 también se vieron las tuberías enterradas en lugar de apoyadas sobre el
suelo. Esto se debió a que los operadores de ductos en Pensilvania observaron que sus
tubos de hierro fundido pesados y atornillados se expandían cuando hacía calor y se doblan,
y en clima frío se contraían causando diferentes tipos de daño a los mismos. El
soterramiento a unos metros bajo tierra eliminó estos problemas.
En 1878, en Bakú, los hermanos Nobel construyeron un oleoducto de 3 pulgadas de
diámetro y 10 kilómetros de longitud que redujo los costos de transporte en un 95%.
En 1891 se construyó un ducto de192 metros de longitud que transportaba gas desde los
campos en el centro de Indiana a Chicago. No usaba compresión artificial, principalmente
porque el gas se presurizaba naturalmente bajo tierra, aproximadamente a 36 Bar. Esto
permitió el transporte a través de la tubería sin la necesidad de estaciones de compresión.
2.1.4.El crecimiento de las tuberías: en la década de 1900
La mayoría de estos ductos tempranos tenían cinco o seis pulgadas de diámetro (aunque
se hizo una tubería de 30 pulgadas de diámetro en 1897). Ocho pulgadas se convirtió en el
tamaño de tubería estándar y permaneció así hasta principios de la década de 1930, ya
que era el diámetro más grande que podía funcionar a las presiones operativas normales
de los tiempos. A fines de la década de 1920, las principales refinerías podían procesar de
80.000 a 125.000 barriles de petróleo por día, para alimentar grandes aumentos en la
demanda (por ejemplo, de 1910 a 1920 el número de automóviles y camiones en las
carreteras estadounidenses creció de menos de 500.000 a más de 9 millones).
Desafortunadamente, un oleoducto de ocho pulgadas solo podría entregar 20.000 barriles
por día. Para aumentar la capacidad, una línea adicional generalmente se colocaba en
bucle (loop) o se colocaba al costado de la línea existente. Las tuberías de diez y doce
pulgadas requerían presiones de operación más bajas, y esto era necesario debido a su
tendencia a dividirse en las costuras.
Las presiones de operación aún eran bajas en comparación con las presiones actuales que
se muestran en la Tabla 1.
Estudio de predicción de la presión de falla en ductos Pagano, Julio
19
Año Presión [Bar] Diámetro más grande [mm]
1910 2 400
1930 20 500
1965 66 900
1980 80 1420
2000 120 1620
Tabla 1. Presiones de operación por año.
Esto se debió en parte a los pobres materiales de las tuberías, aunque la mayoría de las
nuevas tuberías para 1900 se fabricaron con tubos de acero, pero con tecnologías
deficientes para unir tuberías. Esto comenzó a cambiar en 1911, cuando se inició la
soldadura de tubos de oxiacetileno, por parte de Philadelphia y Suburban Gas Company, y
en la década de 1920 el uso de tubos de acero y soldadura por arco eléctrico se hizo popular
en los Estados Unidos. Se construyó la primera tubería completamente soldada de más de
322 kilómetros de longitud, desde Louisiana hasta Texas. La soldadura hizo posible la
construcción a prueba de fugas, alta presión y gran diámetro tuberías. El diámetro es
importante para la eficiencia del transporte: una tubería de 36 pulgadas de diámetro puede
transportar 17 veces más petróleo y gas que una tubería de 12 pulgadas. Cuanto mayor es
el diámetro, más económica es la tubería.
Durante la década de 1920, impulsada por el crecimiento de la industria automotriz, la
longitud total de los ductos en los Estados Unidos creció a más de 184.000 kilómetros. Las
décadas de 1930 y 1940 vieron mejoras tecnológicas; por ejemplo, se empezaron a aplicar
revestimientos (alquitrán de hulla) a las tuberías durante la instalación y las soldaduras
circunferenciales se inspeccionaron mediante radiografía desde 1948.
Los primeros oleoductos fueron todos en tierra firme, ya que había una gran cantidad de
reservas en dicho lugar, y no se desarrollaron tecnologías para explorar, perforar y extraer
petróleo de lugares en alta mar.
Hubo algo de extracción de petróleo de debajo del agua a fines del siglo XIX, pero esto fue
utilizando muelles cortos construidos desde tierra. Sin embargo, a mediados del siglo XX,
Estudio de predicción de la presión de falla en ductos Pagano, Julio
20
se comenzaron a construir ductos costa afuera para extraer las enormes reservas de
petróleo y gas mar adentro en lugares como el Golfo de México.
De manera similar, los primeros años del negocio del petróleo y el gas estaban dominados
por el petróleo, con poco uso del gas natural. El primer gas natural se producía como un
subproducto del petróleo crudo y se consideraba un producto de desecho. Además, el
petróleo, un líquido, era fácil de almacenar y transportar, pero no existía un método para
almacenar gas natural económicamente durante los primeros años de la producción de
petróleo, y el transporte del gas era peligroso. Por lo tanto, los primeros perforadores de
petróleo consideraron que el gas natural era una molestia y lo ventilaban o quemaban en el
sitio del pozo.
El gas manufacturado se usaba ampliamente en todo el mundo desde el siglo XIX, y este
gas "de carbón" se transportaba en tuberías de baja presión. Hubo grandes gasoductos de
gas natural construidos a comienzos del siglo XX y después la Segunda Guerra Mundial en
la década de 1940.
El siguiente gran cambio en la ingeniería de tuberías fue la construcción de tuberías de
larga distancia y gran diámetro: fueron las primeras en los Estados Unidos en la década de
1940 debido a las demandas energéticas de la Segunda Guerra Mundial.
Las tuberías "largas" se habían construido a finales de siglo; por ejemplo:
• en 1906 se construyó un oleoducto de 472 kilómetros de longitud y de 8 pulgadas
de diámetro desde Oklahoma hasta Texas;
• líneas de longitud similar, diámetro pequeño (8 pulgadas a 12 pulgadas) se
construyeron en Bakú al mismo tiempo;
• en 1912, se construyó un gasoducto fabricado de 272 kilómetros de longitud 16
pulgadas de diámetro en 86 días, en Bow Island, Canadá, para convertirlo en uno
de los gasoductos más largos de América del Norte.
Estudio de predicción de la presión de falla en ductos Pagano, Julio
21
Los mejores ejemplos de estos ductos de larga distancia fueron los oleoductos 'Big Inch' y
'Little Big Inch' fabricados durante la Segunda Guerra Mundial desde el este de Texas hasta
los estados del noreste.
En 1941, los ejecutivos de la industria petrolera comenzaron a planificar la construcción de
dos gasoductos: veinticuatro pulgadas de diámetro, llamado 'Big Inch', para transportar
petróleo crudo; y otra, de veinte pulgadas de diámetro, llamada 'Little Big Inch', para
transportar productos refinados. Big Inch iba a viajar 2240 kilómetros (la tubería más larga
jamás construida hasta esa fecha).
La Segunda Guerra Mundial también forzó la innovación en la tecnología de tuberías: en
1944, se inició "Plutón", el "Oleoducto bajo el océano". Este proyecto consistía en construir
oleoductos submarinos bajo el Canal de la Mancha entre Inglaterra y Francia, para
proporcionar combustible vital de Gran Bretaña a las fuerzas aliadas en Francia. Esta
tubería de pequeño diámetro (~ 75 mm) y de 800 kilómetros de longitud entregó 1.000.000
de galones de combustible por día a través del canal: una hazaña increíble.
Cuando el mundo emergió de la Segunda Guerra Mundial, se pudieron construir oleoductos
y gasoductos de alta presión y larga distancia. De hecho, durante los años 1950 y 1960, se
construyeron miles de kilómetros de gasoductos a lo largo de los Estados Unidos a medida
que aumentaba la demanda de esta forma de energía.
El siglo XX vio muchas mejoras en la ingeniería de tuberías, aquí hay algunos cambios
clave:
• de hierro forjado a tubería de acero;
• desde frágil, baja tenacidad de hierro a dúctil, alta tenacidad de acero;
• desde soldaduras de solape a soldaduras de arco sumergidas o tubos sin costura;
• desde materiales de baja resistencia hasta materiales de alta resistencia;
• desde tubos de diámetro pequeño a tubos de gran diámetro;
• desde el funcionamiento a baja presión hasta el funcionamiento a alta presión;
• desde uniones roscadas a uniones soldadas;
• desde picos y palas hasta máquinas de zanjeo;
Estudio de predicción de la presión de falla en ductos Pagano, Julio
22
• de tubería desnuda a tubería revestida, catódicamente protegida;
• desde patrullas a caballo hasta vigilancia aérea;
• desde simples inspecciones sobre el suelo hasta sofisticadas inspecciones internas
usando pigs inteligentes;
• desde la construcción exclusivamente en tierra hasta la construcción en alta mar;
• desde ninguna norma y regulación, hasta normas de referencia y normas de
seguridad.
Estos avances y una larga historia nos permiten construir y operar sistemas de tuberías
enormes, efectivos y seguros en la actualidad.
2.1.5.Desarrollo de la industria del petróleo en Argentina
El 13 de diciembre de 1907, una cuadrilla de empleados del Ministerio de Agricultura de la
Nación que perforaba un pozo en Comodoro Rivadavia descubrió la existencia de
hidrocarburos a 539 metros de profundidad.
Una de las empresas que protagonizaron la “prehistoria” del petróleo argentino, fue la
“Compañía Mendocina Explotadora de Petróleo”, creada y conducida por el mendocino
Carlos Fader.
Fader visitó Mendoza en el verano de 1885, y su entusiasmo con el potencial del petróleo
de Cacheuta lo llevó a Europa, en donde hizo analizar muestras, visitó explotaciones
petroleras, y contrató personal y equipamiento para su nueva compañía. Los primeros
cuatro pozos se perforaron en 1887 bajo la supervisión de un geólogo polaco traído al país
por Fader.
El surgimiento del nacionalismo petrolero surgió durante la presidencia de Roque Sáenz
Peña en 1910 y brindó un fuerte impulso a la explotación de petróleo en el sur. Pocas
semanas después de su asunción, decretó que la explotación petrolera en la zona de
reserva se efectuaría por administración estatal, desechando la alternativa de una licitación
entre empresarios privados.
Se creó y reglamentó la Dirección General de Explotación del Petróleo de Comodoro
Rivadavia, una nueva dependencia dentro del Ministerio de Agricultura que sería el embrión
de la futura YPF para conducir la nueva dirección se formó una Comisión Administradora
Estudio de predicción de la presión de falla en ductos Pagano, Julio
23
especial presidida por el ingeniero Luis Augusto Huergo y de la que también formaba parte
Enrique Hermitte.
Mientras el Estado y las pequeñas compañías privadas intentaban desarrollar el yacimiento
de Comodoro, la Standard Oil se había consolidado como la compañía líder en el mercado
de combustibles líquidos argentino.
La finalización de la Primera Guerra Mundial en 1918 marcó el inicio de un período
fuertemente expansivo para la naciente industria petrolera argentina, pero en condiciones
muy diferentes a las que regían antes del conflicto. La importancia del petróleo en la
definición de la guerra revalorizó su contenido estratégico, convirtiéndolo en un elemento
crítico de seguridad geopolítica de las naciones más desarrolladas del mundo.
En Argentina, los fideicomisos petroleros no habían ingresado en la exploración y
exportación del petróleo argentino, sino que sus actividades locales se limitaban al
segmento de la refinación y principalmente, a la comercialización. Pero en el nuevo
escenario de la posguerra, la Argentina se convirtió en un objetivo doblemente interesante.
En marzo de 1922, en un clima de creciente inquietud pública por la situación de la
organización petrolera estatal, Yrigoyen estaba cerca de finalizar su mandato y los
problemas en la explotación del petróleo estatal habían provocado una crisis política que
convulsionaba a su gobierno y habían tomado estado público. Como respuesta, el 3 de
junio de 1922 creó por decreto la Dirección General de Yacimientos Petrolíferos Fiscales
(YPF) que había imaginado en un proyecto de ley enviado al Congreso casi cuatro años
atrás, y se designó para la conducción de la misma, al ingeniero General Mosconi, entre
1922 y 1932. YPF fue la primera petrolera estatal integrada verticalmente en todo el mundo,
excluyendo a la URSS. Desde su fundación, YPF realizó todas las actividades que fuesen
necesarias para la explotación de petróleo, incluyendo incluso la fundación y
abastecimiento de pueblos cercanos a zonas con reservas de petróleo.
En cuanto a la historia de los gasoductos en la República Argentina es necesario
remontarse al año 1949, con el Gasoducto que unía Comodoro Rivadavia y Buenos Aires,
a partir de la construcción del mismo y del hecho de poder disponer del producto en la
Ciudad de Buenos Aires, comienza a generarse la Red de Gasoductos que tenemos hoy
en día5.
5 “Historia del petróleo en Argentina” - 1a ed. - Buenos Aires: FODECO, 2012.
Estudio de predicción de la presión de falla en ductos Pagano, Julio
24
2.2. Materiales
En el período de tiempo de interés principal para este documento (finales de los años 1920
a 1980), los materiales de cañerías fueron fabricados típicamente a partir de aceros de bajo
carbono fabricados mediante el proceso de horno de solera abierta o el proceso de fusión
de arco eléctrico. Después de cualquiera de estos procesos, el acero se fundió en lingotes
donde se intentó cierta desoxidación mediante la adición de silicio o aluminio. El punto de
desoxidación fue minimizar la efervescencia de los gases que tendían a distribuir sustancias
no metálicas por todo el metal fundido, donde crearían laminaciones e inclusiones no
metálicas en el producto final.
Los aceros para tuberías de línea fabricados antes de 1980 tenían contenidos de carbono
que variaban de 0,2 % a 0,3 % en peso y contenidos de azufre que variaban de 0,03 % a
0,05 % en peso. Con ese rango de carbono, los aceros tienden a tener una microestructura
de ferrita y perlita a temperatura ambiente. En conjunto con las prácticas de laminación
convencionales en ese momento y la falta de adiciones de microaleación, los aceros
resultantes tendían a tener tamaños de granos relativamente grandes (tamaños de grano
ASTM 5 a 8) que se caracterizan por altas temperaturas de transición de fractura dúctil a
frágil. Con el rango de azufre dado anteriormente, los aceros también tendieron a contener
inclusiones de sulfuro de manganeso. Estos últimos fueron perjudiciales para la resistencia
a la fractura dúctil.
La fabricación de tuberías se realiza de acuerdo con especificaciones de normas y variedad
de diseños, empleando diferentes prácticas de construcción y materiales. Los códigos de
construcción y diseño, como ASME B31 (American Society of Mechanical Engineers),
identifican materiales aceptables para las tuberías. Estos códigos especifican las reglas de
diseño, tensiones admisibles, propiedades mecánicas, químicas, etc.
Algunos de materiales más comúnmente utilizados para la fabricación de tuberías de
petróleo y gas son los detallados a continuación:
Estudio de predicción de la presión de falla en ductos Pagano, Julio
25
ASTM A53/A53M Steel, Black and Hot-Dipped, Zinc-Coated, Welded and Seamless Pipe
ASTM A106/A106M Seamless Carbon Steel Pipe for High-Temperature Service
ASTM A134 Steel, Electric-Fusion (Arc)-Welded Pipe (Sizes NPS 16 and Over)
ASTM A135/A135M Electric-Resistance-Welded Steel Pipe
ASTM A139/A139M Electric-Fusion (Arc)-Welded Steel Pipe (Sizes NPS 4 and Over)
ASTM A312 Seamless and Heavily Cold Worked Welded Austenitic Stainless Steel Pipe
ASTM A333/A333M Seamless and Welded Steel Pipe for Low-Temperature Service
ASTM A358
Electric Fusion Welded Austenitic Chromium-Nickel Stainless Steel Pipe for High-Temperature Service and General Application
ASTM A381 Metal-Arc-Welded Steel Pipe for Use With High-Pressure Transmission Systems
ASTM A409 Welded Large Diameter Austenitic Steel Pipe for Corrosive or High-Temperature Service
ASTM A524 Seamless Carbon Steel Pipe for Atmospheric and Lower Temperatures
ASTM A530 General Requirements for Specialized Carbon and Alloy Steel Pipe
ASTM A671 Electric-Fusion-Welded Steel Pipe for Atmospheric and Lower Temperatures
ASTM A672 Electric-Fusion-Welded Steel Pipe for High-Pressure Service at Moderate Temperatures
ASTM A691 Carbon and Alloy Steel Pipe, Electric-Fusion-Welded for High-Pressure Service at High Temperatures
ASTM A790 Seamless and Welded Ferritic/Austenitic Stainless Steel Pipe
ASTM A928
Ferritic/Austenitic (Duplex) Stainless Steel Pipe Electric Fusion Welded With Addition of Filler
ASTM A984 Electric-Resistance-Welded Steel Line Pipe
ASTM A1005 Longitudinal and Helical Double Submerged-Arc Welded Steel Line Pipe
ASTM ASTM A1006 Laser Beam Welded Steel Line Pipe
Tabla 2. Materiales comúnmente usados.6
6 ASME B31.8 Gas Transmission and Distribution Piping Systems, 2016. ASME B31.4 Pipeline Transportation Systems for Liquids and Slurries, 2016.
Estudio de predicción de la presión de falla en ductos Pagano, Julio
26
2.3. Métodos de fabricación
Existen diferentes tecnologías empleadas en la fabricación de tuberías. Se pueden dividir
en dos grupos: caños sin costura (Seamless pipe) y con costura (Welded pipe):
Los caños sin costura son aquellos que se conforman obteniéndose un tramo de caño en
una sola pieza, no poseen soldadura longitudinal de unión. Los métodos más comúnmente
usados son:
• Fundición ( Casting)
• Forja (Forging)
• Extrusión (Extrusion)
• Laminación (Rolling)
Por su parte, los caños con costura son aquellos que se fabrican de flejes de acero
laminado. En el proceso de formación el fleje es rolado, obteniéndose la forma cilíndrica
que finalmente será unida por medio de soldadura. El nombre del proceso de fabricación
es definido por el tipo de soldadura a aplicar. Entre los caños con costura podemos
encontrar:
• FWP (Furnace Welded Pipe)
• ERW (Electric Resistance Welded)
• DSAW (Double Submerged Arc Welding)
En la Figura 5 se pueden ver los diferentes tipos de tecnologías usadas con el paso del
tiempo.
Estudio de predicción de la presión de falla en ductos Pagano, Julio
27
Figura 5. Tecnologías de fabricación de cañerías7.
Es de interés en el presente proyecto analizar los tubos con costuras unidos mediante ERW,
es por ello que solo se procederá a describir cómo fue evolucionando este proceso.
2.3.1.Tubería ERW (Electric Resistance Welded)
La tubería ERW normalmente está fabricada de acero laminado en caliente. La tira
generalmente se lamina a un ancho determinado para un diámetro de tubería particular. El
grosor final de la pared de la tira está destinado a ser el espesor de la pared de la tubería
terminada. Después del laminado, la tira en enrollada cuando todavía estaba al rojo vivo,
formando una bobina.
Típicamente, las bobinas se desenrollan a temperatura ambiente y entran a una línea de
procesamiento continuo que comienza con el laminador nivelador que aplana la tira. La tira
en este punto se conoce como "skelp" de tubería. La mayoría de los laminadores de tubos
tienen un "gancho de desplazamiento" de algún tipo al principio de la línea que
periódicamente se activa para permitir que un extremo de la tira continúe moviéndose hacia
7 “Integrity Characteristics of Vintage Pipelines” The INGAA Foundation, INC.
Estudio de predicción de la presión de falla en ductos Pagano, Julio
28
el soporte de la tubería mientras que el otro extremo se mantiene estacionario para que una
nueva bobina pueda soldarse al final. Para tuberías de diámetro pequeño (8 pulgadas o
menos) las bobinas más anchas se cortan típicamente por la mitad o en tercios. El “skelp”
de hendidura generalmente se vuelve a enrollar para poder moverlo de la cortadora a la
línea de conformación y soldadura.
El “skelp” desenrollado es nivelado por primera vez. Luego, los bordes se recortaron para
llevar el dibujo al ancho adecuado para el diámetro de la tubería deseada y para preparar
adecuadamente los bordes para la soldadura. El “skelp” avanza hacia el soporte de
formación donde se forma en frío en varias etapas en un tubo redondo. La última etapa de
formación generalmente consiste en un pase de "aleta", es decir, un conjunto de rodillos,
uno de los cuales tiene una cresta estrecha contra la cual se presionan firmemente los
bordes del “skelp” para alinearlos y posterior soldadura. Luego, el tubo pasa a través del
soporte de soldadura donde se emplea corriente eléctrica para calentar y ablandar los
bordes, ya que se forzaron mecánicamente en un juego de rodillos. Se pretende que los
bordes se unan entre sí sin una fusión real del acero.
El material se extruye hacia las superficies del tubo interior y exterior durante este proceso
de soldadura. Inmediatamente después de la finalización de la soldadura, el exceso de
material que se extruyó radialmente se recorta. A la soldadura se le da un tratamiento
térmico posterior a través de una corriente eléctrica inducida. La ubicación de la soldadura
se rocía con agua para enfriarla. Como la pieza soldada puedo variar sus dimensiones en
la plataforma de enfriamiento, usualmente se somete a un nuevo juego de rodillos de
dimensionamiento. Finalmente, se emplea una sierra tronzadora para cortar el tubo en las
longitudes deseadas, generalmente de 40, 60 u 80 pies de largo (aproximadamente 12, 18
y 24 metros).
Después de cortar los tubos ERW en 40, 60 u 80 pies de largo, los extremos son biselados
típicamente en el molino de tubos para la soldadura posterior en el campo, y luego cada
pieza se somete a una prueba hidrostática durante 5 o 10 segundos para un nivel de tensión
que va desde el 60 por ciento de la tensión mínima especificada a la fluencia (SMYS, por
sus siglas en inglés) al 90 por ciento de SMYS dependiendo del tamaño y grado del material
de la tubería. Las tuberías terminadas y probadas se miden, pesan y marcan con cierta
información requerida, como el espesor de pared, el grado y la presión de prueba. Algunos
fabricantes utilizan técnicas como la inspección de partículas magnéticas o la inspección
Estudio de predicción de la presión de falla en ductos Pagano, Julio
29
ultrasónica para examinar las juntas ERW. También se realizan pruebas del límite elástico,
de resistencia máxima y de alargamiento del metal base, de resistencia a la tracción
perpendicular a la soldadura de la costura y pruebas de aplanamiento de las probetas en
anillo para evaluar la calidad de la unión. Los análisis químicos para el porcentaje en peso
de los elementos, carbono, manganeso, fósforo y azufre se comparan con los límites
máximos permisibles. Los materiales que no pasan alguna de estas pruebas o límites deben
ser rechazados.
En la Figura 6 se muestra esquemáticamente el proceso.
Figura 6. Proceso de fabricación de tubería ERW.
La tubería ERW fue introducida en 1929 y las variaciones del proceso original todavía están
en uso en la actualidad. Los tubos se forman continuamente como se describió
anteriormente, y la soldadura se realiza con corriente alterna de baja frecuencia
(típicamente 120 ciclos por segundo). En la Figura 7 se muestra un esquema de una
soldadura de baja frecuencia.
Estudio de predicción de la presión de falla en ductos Pagano, Julio
30
Figura 7. Proceso de fabricación de tubería ERW.
La corriente alterna de baja frecuencia tiende a penetrar profundamente en los bordes de
la tubería. En la Figura 8 se muestra una sección metalográfica sobre una costura soldada
de baja frecuencia.
Figura 8. Sección metalográfica de soldadura ERW.
Se puede ver la forma rectangular de la zona afectada por el calor y las "marcas de
contacto" en la superficie externa del tubo a cada lado de la costura donde se introdujo la
corriente en la tubería (es posible que las marcas de contacto no siempre aparezcan en
una sección metalográfica en una tubería soldada de baja frecuencia; es posible que no
aparezcan en los casos en que se aplica tratamiento térmico posterior a la soldadura).
También se tiene en cuenta el engrosamiento del grano de la región central de la soldadura
causada por el calor de la soldadura y el posterior enfriamiento rápido. Esta región
típicamente posee una temperatura de transición de fractura dúctil a frágil mayor que la del
Estudio de predicción de la presión de falla en ductos Pagano, Julio
31
metal base. Una porción de la soldadura rica en ferrita, denominada "línea de unión", denota
la ubicación donde se juntaron los dos bordes del skelp. A ambos lados de esta línea de
unión, a menudo se pueden observar líneas de flujo de materiales. Las líneas de flujo son
paralelas a las superficies de la tubería fuera de la zona de soldadura, y se vuelven hacia
arriba y casi perpendiculares a las superficies de la tubería en la línea de unión. Cuando el
acero se enrolla en tiras, la microestructura se alarga y se hace paralela a la dirección de
laminación. A medida que se forma la soldadura y es extruido el material hacia las
superficies exterior e interior de la tubería, la orientación de la microestructura cambia para
seguir el flujo del material.
Estudio de predicción de la presión de falla en ductos Pagano, Julio
32
CAPÍTULO III
3. Introducción
Durante la vida útil de una instalación o ducto, se suscitan una serie de mecanismos de
daño que pueden afectar la integridad y aptitud para el servicio del mismo. Con el objetivo
de mantener el nivel de riesgo al cual se encuentra expuesta la instalación o ducto dentro
de valores aceptables para la operación, se deben llevar adelante periódicamente
inspecciones y monitoreos que se centren en evaluar cómo se desarrollan los mecanismos
de daño identificados. De estas actividades, en general, surgen defectos o indicaciones
sobre los que se debe definir su aptitud para seguir en servicio.
3.1. Mecanismos de falla
Los mecanismos que generan una falla inmediata o catastrófica de un ducto son:
• Fractura dúctil y deformación plástica excesiva
• Pérdida del contenido (fugas sin rotura)
• Fractura frágil
• Inestabilidad elástica
• Inestabilidad plástica
A continuación, se explican los de mayor interés para este análisis.
3.1.1.Fractura dúctil y deformación plástica excesiva
Constituye el modo de falla mejor comprendido en un componente estructural, y es la base
del diseño clásico de componentes estructurales. Dicho diseño tiene por objeto fundamental
establecer las dimensiones de las secciones resistentes necesarias para asegurar un
comportamiento elástico de las mismas. Esto significa que en ningún punto de una sección
resistente se alcance una condición de fluencia. Cuando la deformación plástica alcanza la
ductilidad del material en algún punto de la estructura, en ese punto se inicia la fractura
dúctil. La palabra dúctil indica cantidad de energía acumulada y deformación plástica.
Todos los procesos de fractura dúctil en aceros estructurales involucran un proceso a nivel
microscópico denominado coalescencia de microhuecos. Existe una nucleación inicial de
Estudio de predicción de la presión de falla en ductos Pagano, Julio
33
microhuecos durante la deformación plástica. Luego, se produce el crecimiento de estos
microhuecos. Finalmente, coalecen para producir superficies libres (fisuras) y la rotura final.
Estos procesos pueden ocurrir simultáneamente, es decir mientras ciertos microhuecos
crecen y terminan coalesciendo, se están nucleando nuevos microhuecos que van
alimentando el proceso de rotura.
Figura 9. Foto ilustrativa SEM (Scanning Electron Microscopy) de falla dúctil8.
3.1.2.Pérdida del contenido
Fugas de alta toxicidad o inflamabilidad representan un riesgo para la seguridad. Más
probable en materiales tenaces y con tensiones aplicadas bajas.
3.1.3.Fractura frágil
Es una fractura súbita bajo tensiones, donde el material exhibe pequeña o ninguna
evidencia de deformación plástica. La fractura frágil tiene lugar sin una apreciable
8 24th World Gas Conference – IAPG - Buenos Aires, Argentina, 2009 -“Predicting failures conditions of SMAW girth welded X70 pipelines subjected to soil” Pablo Fazzini, José Luis Otegui, Hernán Kunert.
Estudio de predicción de la presión de falla en ductos Pagano, Julio
34
deformación y con una rápida propagación de una fisura. Normalmente ocurre a lo largo de
planos cristalográficos específicos denominados planos de fractura que son
perpendiculares a la tensión aplicada. La mayoría de las fracturas frágiles son
transgranulares, es decir, se propagan a través de los granos. Los bordes de grano
constituyen una zona de debilidad y también es posible que la fractura se propague
intergranularmente. Existen diferentes factores que favorecen la fractura frágil: bajas
temperaturas, fisuras generadas durante la fabricación o en servicio, deformaciones
plásticas previas, baja tenacidad del material (materiales antiguos), concentradores de
tensiones debido a discontinuidades, tensión residual existente en una discontinuidad. Los
procesos de fractura frágil en aceros estructurales involucran un proceso a nivel
microscópico denominado clivaje, donde los granos son partidos y se forman superficies
planas brillantes.
3.1.4.Inestabilidad elástica
La forma más conocida y común es el pandeo, el cual se produce cuando un elemento
estructural esbelto es sometido a una carga de compresión sufrientemente alta según su
eje longitudinal.
3.1.5.Inestabilidad plástica
Bajo ciertas condiciones un material que alcanza la condición plástica puede inestabilizarse
y conducir rápidamente a un colapso plástico. Un ejemplo conocido es la estricción que
precede a la rotura en el ensayo de tracción de un material dúctil.
3.2. Discontinuidades o defectos introducidos durante la fabricación de ductos
Como se mencionó anteriormente la acción de los mecanismos de daño puede inducir el
crecimiento de defectos o discontinuidades en el material durante el servicio a lo largo del
tiempo. En el presente proyecto es de nuestro interés las discontinuidades o defectos
introducidos durante la fabricación de cañerías en especial las discontinuidades en las
soldaduras.
Estudio de predicción de la presión de falla en ductos Pagano, Julio
35
Las soldaduras suelen presentar una variedad de discontinuidades geométricas,
metalúrgicas y mecánicas, debido al proceso mismo de fusión y resolidificación localizada.
Una fracción importante de las fallas en ductos a presión se inicia en discontinuidades en
las soldaduras, que se transforman en defectos mediante algún mecanismo de daño en
servicio posterior. A continuación, se presentan los defectos que en mayor medida pueden
ser identificados en soldaduras y que son de nuestro interés en el presente análisis.
3.2.1.Falta de penetración
Esta imperfección puede considerarse superficial. A menudo la raíz de la soldadura no
queda adecuadamente rellena con metal dejando un vacío que aparecerá
radiográficamente como una línea oscura firmemente marcada, gruesa y negra, continua o
intermitente reemplazando el cordón de la primera pasada (Ver Figura 10). Esta
penetración incompleta puede ser debida a una separación excesivamente pequeña de la
raíz, a un electrodo demasiado grueso, a una corriente de soldadura insuficiente, a excesiva
velocidad de pasada, penetración incorrecta en la ranura, etc.
Figura 10. Falta de penetración en soldadura.
Estudio de predicción de la presión de falla en ductos Pagano, Julio
36
3.2.2.Socavaduras o mordeduras de bordes
La socavadura es una ranura fundida en el metal base, adyacente a la raíz de una soldadura
o a la sobremonta, que no ha sido llenado por el metal de soldadura. Son debidas a un arco
incorrecto (por la corriente utilizada o por la longitud del mismo), se producen extracciones
de materiales en la superficie del elemento a soldar la cual puede ser anterior (del lado de
la sobremonta) o posterior (lado de la raíz o primera pasada). Una causa de socavado en
los laterales del cordón es una alta velocidad de traslación del arco a causa de una rápida
solidificación del metal de soldadura. La imagen radiográfica muestra una línea gruesa que
bordea el cordón soldado, de densidad homogénea (lado exterior) o una imagen
circundante al cordón de primera pasada no muy negra (lado interior de interés en el
presente documento, ver Figura 11).
Figura 11. Socavado o mordeduras de bordes.
3.2.3.Fisuras longitudinales
Se pueden producir en el centro del cordón (generalmente por movimientos durante o
posteriores a la soldadura) o en la interfase del material base con el de aporte (por causa
Estudio de predicción de la presión de falla en ductos Pagano, Julio
37
de un enfriamiento brusco o falta de correcto precalentamiento en grandes espesores).
Cuando este defecto aparece en el metal de la soldadura se lo llama “fisura de solidificación”
mientras que si se produce en la ZAC se llama “fisura de licuación” (intergranular). Estos
dos tipos comprenden la llamada fisuración en caliente y se producen por la combinación
de una composición química desfavorable (elementos que forman precipitados de bajo
punto de fusión, por ejemplo, azufre que forma SFe -solidificación de bordes de grano) y
tensiones de solidificación, restricción o deformación. En este caso el precalentamiento no
tiene casi influencia sobre estos defectos. La única precaución posible es la de soldar con
bajo aporte térmico. La imagen radiográfica es una línea ondulante muy negra y fina en el
centro del cordón o en la base del mismo (Ver Figura 12).
Figura 12. Fisuras longitudinales.
3.2.4.Falta de fusión
Se produce cuando falta la abertura de la raíz y la temperatura no es lo bastante elevada,
por una incorrecta alineación de los elementos a soldar, por fallas en la preparación, por
diferencias de espesor o diámetro, o por deficiente penetración por parte del soldador al
Estudio de predicción de la presión de falla en ductos Pagano, Julio
38
realizar la primera pasada. Radiográficamente se ve como una línea oscura y fina, continua
o intermitente con los bordes bien definidos. La línea puede tender a ser ondulada y difusa
(Ver Figura 13 ). Es frecuente que vaya asociada a faltas de penetración.
Figura 13. Falta de fusión.
3.3. Tecnologías de inspección
Para evaluar la integridad de los ductos existen dos métodos principales que son
universalmente aceptados y que cumplen con los requisitos mandatorios de la legislación
vigente (en Argentina)9, estos son:
• Inspección Interna (ILI) mediante “pig”(o “chancho”) inteligente.
• Prueba Hidráulica (PH) de integridad.
9 NAG 100 “Normas Argentinas mínimas de seguridad para el transporte y distribución de gas natural y otros gases por cañerías.” Resolución 120E “Reglamento técnico para el transporte por ductos de hidrocarburos líquidos.”
Estudio de predicción de la presión de falla en ductos Pagano, Julio
39
El método de valoración de la integridad adoptado se basa en las amenazas a las cuales la
cañería es susceptible. Debe utilizarse de ser necesario más de un método y/o herramienta
para tratar todas las amenazas de un segmento.
Existen otros métodos de valoración de la integridad aparte de los mencionados, en tal caso
el operador del ducto debe comprobar la efectividad y confiabilidad de la tecnología que
utilice.
3.3.1.Inspección Interna (In Line Inspection – ILI)
Método primario o principal para evaluar la condición de integridad de los ductos en
importantes extensiones comprendidas entre instalaciones de trampas de “scraper”, de
lanzamiento y recepción, adecuadas para ILI.
Cuando el ducto puede inspeccionarse completamente mediante herramientas ILI, esta
técnica tiene una gran ventaja frente a otras metodologías debido a que esta posibilita la
detección temprana de anomalías o de características desconocidas de la cañería, las
cuales luego requieren ser confirmadas en campo a través de la examinación directa
(intervención de anomalías). Las anomalías que las distintas herramientas ILI pueden
detectar y/o dimensionar según el tipo son: ovalizaciones, reducciones de diámetro,
abolladuras, pérdidas de metal, variaciones de espesor, fisuras y/o grietas, metales en
cercanía del ducto, accesorios en desuso, reparaciones existentes (medias cañas,
ponchos, etc.), derivaciones, instalaciones puntuales, etc.
En el mercado se encuentran disponibles herramientas inteligentes con diversas
tecnologías aplicadas que permiten medir o evaluar la condición de integridad de las
tuberías. La selección de la herramienta apropiada depende del tipo de anomalía que se
intenta localizar y/o dimensionar y de la aptitud de las instalaciones (trampas de scraper,
curvas/codos, restricciones, etc.).
A continuación, se enumeran las herramientas disponibles más habitualmente utilizadas:
• Herramientas de Pérdida de Metal (convencionales y alternativas):
• MFL: Magnetic Flux Leakage (pérdida de flujo magnético) estándar y de alta resolución.
• Ultrasonido.
Estudio de predicción de la presión de falla en ductos Pagano, Julio
40
• Herramientas de Detección de Fisuras:
• Ultrasonido. • MFL Transversal o TFI (pérdida de flujo magnético circunferencial).
• Herramientas de Inspección Geométrica (Caliper tool)
• Herramientas de Mapeo (Mapping tool)
Para el presente proyecto ampliaremos las herramientas para la detección de
discontinuidades en soldadura, gritas y/o fisuras y pérdida de metal. Siendo estas
ultrasonido y MFL transversal (TFI).
3.3.1.1. Herramienta de ultrasonido (UT)
Las herramientas ultrasónicas para la inspección en línea aparecieron por primera vez a
principios de los años ochenta. La misión de estas herramientas era la detección y
dimensionamiento de la pérdida de metal. Las herramientas de inspección de fisuras
aparecieron por primera vez a mediados de la década de 1990. La principal ventaja de las
herramientas de ultrasonido es su capacidad, a diferencia de las herramientas de pérdida
de flujo magnético, para proporcionar mediciones cuantitativas de la pared de la cañería
inspeccionada. La experiencia también ha demostrado que solo el uso de ultrasonido
proporciona un medio confiable para detectar grietas y/o fisuras. Las herramientas de
inspección por ultrasonido en general están equipadas con un número suficiente de
transductores ultrasónicos para asegurar una cobertura circunferencial completa de la
cañería. Funcionan en un modo de pulso-eco con una frecuencia de repetición bastante
alta. La incidencia directa de los pulsos ultrasónicos se usa para medir el grosor de la pared
y la incidencia de 45º se usa para la detección de grietas y/o fisuras. Si bien la medición del
grosor de la pared está más o menos establecida, la detección de grietas y/o fisuras en las
cañerías solo ha estado disponible desde hace algunos años. En términos de
procesamiento de datos, las herramientas de ultrasonido representan una de las tareas más
desafiantes en las pruebas no destructivas. Se deben controlar varios cientos de sensores
y registrar sus ecos. El procesamiento de datos en línea tiene que poder reducir la cantidad
de datos grabados y garantizar que se almacenen todos los datos relevantes. La velocidad
de inspección de la herramienta depende del medio y puede variar dentro de un cierto
rango. El proceso de inspección debe ser completamente automático y no puede
Estudio de predicción de la presión de falla en ductos Pagano, Julio
41
supervisarse durante una ejecución. Los datos se almacenan en memorias de estado sólido
que son los medios más seguros y confiables de almacenar datos. La Figura 14 muestra
una herramienta en una configuración de 24 pulgadas.
Figura 14. Herramienta de inspección ultrasónica de alta resolución para tuberías de 24 pulgadas.
La herramienta se compone de varios recipientes a presión y un portador de sensor
posterior. La parte frontal de la herramienta está cubierta por una unidad protectora de
parachoques que cubre la carcasa del transmisor. El primer cuerpo contiene baterías que
aseguran un suministro seguro de energía a la herramienta para varios días. La unidad
electrónica y de grabación de la herramienta está alojada en el segundo recipiente e
incorpora suficientes canales para cubrir diferentes diámetros de cañerías. El portador del
sensor está hecho de poliuretano y aloja los transductores ultrasónicos. Para adaptar la
herramienta a un diámetro de tubería diferente, los discos de poliuretano se intercambian,
lo que se puede hacer rápidamente. También se encuentran disponibles tamaños de
herramientas para cubrir diámetros de tubería por debajo de 20 pulgadas, el diámetro más
pequeño actual para la detección de grietas y/o fisuras es de 10 pulgadas. En general, hay
dos diseños diferentes de portadores de sensores para herramientas de ultrasonido. Uno
para medir el espesor de la pared o corrosión y otro para la detección de grietas y/o fisuras.
La versión de detección de grietas y/o fisuras, que se muestra aquí, contiene sensores
orientados en un ángulo predeterminado a la pared de la tubería que aseguran que las
ondas de corte ultrasónicas se desplacen bajo un ángulo de 45º dentro del metal. La Figura
15 muestra la disposición de los sensores ultrasónicos para la detección de grietas y/o
fisuras. Con el fin de evitar cualquier zona ciega en las proximidades de la mitad longitudinal
de soldadura, los sensores se montan en una orientación horaria y la otra mitad en una
orientación antihoraria. Todos los sensores están montados en placas de metal. El patín de
poliuretano asegurará un punto muerto constante.
Estudio de predicción de la presión de falla en ductos Pagano, Julio
42
Figura 15. Montaje de sensores para detección de grietas y/o fisuras.
En el modo de detección de grietas y/o fisura habrá 360 sensores aproximadamente
inclinados correspondientes a un paso de sensor de 10 mm para cualquier dirección (en
sentido horario y antihorario), junto con 24 sensores para la medición del espesor de la
pared. Estos últimos sensores son necesarios para la detección de soldaduras
circunferenciales, lo que permite una ubicación precisa de los defectos. El espacio del
sensor está diseñado de manera que cada parte de la tubería esté cubierta por varios
sensores. La Figura 16 muestra la configuración de los sensores ultrasónicos en el cuerpo
del soporte del sensor para un soporte del sensor de detección de grietas y/o fisuras.
Figura 16. Configuración de sensores.
Estudio de predicción de la presión de falla en ductos Pagano, Julio
43
3.3.1.2. Herramienta TFI (Magnetic Flux Leakage)
Las herramientas de pérdida de flujo magnético circunferencial surgieron en la segunda
mitad de la década de 1990 para inspeccionar defectos angostos orientados axialmente, en
la mayoría de los casos asociados con soldaduras de costura longitudinal en cañerías. En
la Figura 17 se muestra una herramienta de este tipo.
Figura 17. Herramienta TFI.
El principio de funcionamiento es el siguiente: la pared del tubo es magnetizada
circunferencialmente a un alto nivel de saturación utilizando magnetos permanentes de alto
poder. Si los defectos internos o externos están presentes, se “fuga” el flujo magnético más
allá de la pared del tubo, y esta distorsión o “fuga” se mide por los sensores de efecto Hall
que están incorporados a la herramienta.
Los sensores de efecto Hall detectan cualquier campo de dispersión y provocan la salida
de una señal eléctrica (señal analógica) proporcional a la profundidad y forma del defecto.
Esta señal analógica es recibida por un microcontrolador que se encarga de la conversión
analógica/digital y su posterior grabado en una tarjeta de almacenamiento. Al final del
recorrido por la tubería esta tarjeta es retirada y los datos son almacenados en una
computadora. El software para el tratamiento de datos permitirá observar la lectura de cada
uno de los sensores de tal forma que, al hallarse una imperfección, el cambio de valor se
notará como un pico o una depresión cuyo valor dependerá del tamaño del defecto.
El MFL axial, tal como se utiliza en herramientas de pérdida de metal, es menos eficaz en
pérdida de metal muy estrecha orientada longitudinalmente ya que no obstruye el flujo axial
lo suficiente para una detección y dimensionamiento confiables. En la Figura 18 se ilustra
el efecto que producen los defectos estrechos alineados (a) con la dirección de
Estudio de predicción de la presión de falla en ductos Pagano, Julio
44
magnetización y no interrumpen la pérdida de flujo tanto como aquellos orientados
perpendicularmente (b).
Figura 18. Magnetización axial de cañerías.
Pero si la magnetización está orientada circunferencialmente, los defectos orientados
axialmente largos y estrechos se presentarán como un obstáculo y promoverán la pérdida
de flujo, ver Figura 18.
Figura 19. Magnetización circunferencial de cañerías.
Estudio de predicción de la presión de falla en ductos Pagano, Julio
45
3.3.2.Prueba Hidráulica
La prueba hidráulica (o prueba de presión) es un método de amplia aceptación en la
industria empleado para validar la condición de integridad de los ductos. La prueba
hidráulica consiste en una prueba de presión realizada a una cañería para garantizar su
condición de integridad y que la misma esté libre de fallas a la Máxima Presión de Operación
Admisible (MAPO), es decir a la presión asegurada al nivel de presión de prueba. Como
parte de la misma, se busca llevar el ducto a una presión mayor que la de operación futura
con el objeto de “adelantar” la ocurrencia de la eventual rotura de la cañería en una situación
controlada, y utilizando generalmente agua como medio de prueba, lo que minimiza el
impacto al medioambiente.
Una ventaja adicional que se obtiene al realizar PH en tuberías antiguas, es que se puede
documentar y validar la nueva presión operativa a través de la documentación y registros
obtenidos, logrando así un documento que certifica la MAPO actualizada.
La desventaja de una prueba de presión o hidráulica es que es una prueba destructiva y
una prueba de pasa/no pasa. Sólo se detecta una anomalía cuando la cañería fuga o se
rompe. Cuanto mayor sea el nivel de presión, menor será la anomalía que se puede eliminar
y, por lo tanto, es necesario un nivel de presión elevado para eliminar las anomalías
pequeñas que podrían causar fallas en el servicio. Otras desventajas de utilizar la PH son:
implica sacar la línea de servicio por un tiempo indefinido, costos de reparación, se
requieren grandes cantidades de agua y por último la disposición final del agua empleada
en la prueba.
3.3.3.Evaluación Confirmatoria Directa
La Evaluación Confirmatoria Directa (ECD) es una metodología de validación de integridad,
que permite confirmar las presunciones establecidas a partir de la evaluación de integridad
realizada a la línea mediante la Inspección Interna(ILI), la Prueba Hidráulica (PH) u otra
técnica de evaluación de la integridad. Sin embargo, la ECD no reemplaza a dichas
metodologías como herramientas de inspección principal. Para la detección y
caracterización de defectos en soldaduras la Tabla 3 muestra una guía de referencia para
el examen mediante END.
Estudio de predicción de la presión de falla en ductos Pagano, Julio
46
Método de inspección
Equipo requerido
Detectar Ventajas Limitaciones Comentarios
Visual Lupa, espejo, fibra óptica.
Fisuras superficiales, cordones mal
formados, desalineaciones,
inadecuada ejecución del proceso de soldadura.
Costo bajo. Se puede aplicar mientras el
trabajo está en proceso. Da indicación de
procedimientos incorrectos.
Aplicable para solo defectos grandes.
No proporciona ningún registro permanente.
Siempre debe ser el primer método de inspección, no importa que otras
técnicas se requieren.
Radiografía
Radiografía comercial o de
rayos X o Gamma. Película y
medios para procesarla.
Fisuras, penetración incompleta,
socavado, falta de fusión, fisuras por
fatiga.
Cuando las indicaciones se
graban en película, da un
registro.
Requiere habilidad para escoger ángulos de
exposición, operar equipo e
interpretar indicaciones.
Requiere precauciones de
seguridad.
La inspección por radiografía es requerida por
muchos códigos y especificaciones.
Debido al costo, su uso debe limitarse
a áreas donde otros métodos no
proporcionan convicción requerida.
Partículas magnetizables
Equipo comercial especial. Polvos
magnéticos, de forma seca
o húmeda; puede ser
fluorescente para ver bajo
luz ultravioleta.
Excelente para las discontinuidades
superficiales, sobre todo las
fisuras.
Más simple al uso que la inspección
radiográfica. Se puede controlar la sensibilidad.
Método relativamente económico.
Aplicable a materiales
ferromagnéticos. Requiere habilidad en interpretaciones de indicaciones y reconocimiento de
modelos no pertinentes. Difícil usar en superficies
rugosas.
Defectos alargados paralelos al campo
magnético, el ensayo no los
detecta. Por esta razón el campo
debe aplicarse en dos direcciones.
Líquidos penetrantes
Equipos comerciales
que contienen líquidos
visibles o fluorescentes y una fuente de luz ultravioleta.
Excelente para localizar fisuras en
soldaduras.
Aplicable a materiales
magnéticos y no magnéticos.
Fácil de usar. Costo bajo.
Solo defectos de la superficie son
perceptibles. No puede usarse
eficazmente en procesos calientes.
En vasos delgados no revelarán
ordinariamente indicaciones. En condiciones de la
superficie no pertinente, puede dar indicaciones
engañosas.
Ultrasonido
Equipos especiales de impulso-eco, palpadores.
Fisuras superficiales y no
superficiales incluyendo aquellas
demasiadas pequeñas para
ser descubiertas a través de otros
métodos.
Muy sensible. Permite
inspeccionar lugares
inaccesibles a la radiografía.
Requiere grado alto de habilidad
interpretando modelos de pulso-
eco. El registro permanente no se
obtiene de inmediato.
El equipo de pulso-eco es muy
desarrollado para los propósitos de
inspección de soldadura. El
equipo de transmisión simplifica
interpretación del modelo donde es
aplicable.
Tabla 3. Ensayos no destructivos.
Estudio de predicción de la presión de falla en ductos Pagano, Julio
47
3.4. Ensayos de materiales
Es fundamental conocer las propiedades mecánicas en la soldadura ERW y material base,
para ello existen diversas bases de datos estadísticas. Los resultados de dichas bases son
obtenidos de diferentes ensayos. A continuación, se detallan algunos de ellos.
3.4.1.Charpy
Para el ensayo se utilizan probetas prismáticas con una entalla central de dimensiones
precisas, que son golpeadas en su parte central por un péndulo o martillo con un radio y
ángulo de ataque determinado, ver Figura 20 . Las probetas estándar son de 10x10 mm
de sección, aunque pueden utilizarse menores en caso de que el espesor de la pieza sea
menor. El procedimiento se halla descripto en la Norma ASTM E23. Los resultados de los
ensayos se interpretan en términos de energía absorbida, como la determinada de la
diferencia entre el ángulo del péndulo libre y el ángulo alcanzado una vez que el péndulo
rompió la probeta.
Figura 20. Charpy.
El ensayo Charpy permite caracterizar cualitativamente la tenacidad y la temperatura de
transición de un material (si se repite a varias temperaturas). Sin embargo, para definir
cuantitativamente un valor de factor de intensidad de tensiones crítico (o fractotenacidad)
Estudio de predicción de la presión de falla en ductos Pagano, Julio
48
se requieren ensayos especiales, o conversiones a partir de la energía absorbida en el
ensayo de impacto (CVN).
3.4.2.Ensayo de tracción
Este ensayo consiste en traccionar en la dirección del eje longitudinal de una probeta, para
determinar la capacidad que la misma tiene para soportar una carga estática, esta carga
está uniformemente distribuida en el área trasversal de la misma. En este ensayo se estira
la probeta durante un determinado período de tiempo a una velocidad de deformación
constante, midiéndose la carga necesaria para producir una elongación específica.
Una vez recopilados los datos del ensayo se puede realizar una curva carga-
desplazamiento de la cual se inferirán algunas de las propiedades características del
material ensayado (módulo elástico, tensión de fluencia, tensión de rotura, elongación a la
rotura, entre otras).
Con la finalidad de que los ensayos realizados en distintos laboratorios puedan ser
comparables, se deben tener en cuenta una serie de parámetros relacionados con las
dimensiones de la probeta, de acuerdo a la norma ASTM E-8.
Las probetas calibradas constan de una sección constante y con los extremos de mayor
diámetro para facilitar su amarre a la máquina de ensayo y promover la rotura dentro de la
zona de menor sección. Dicha sección puede ser cilíndrica o prismática con una longitud
de referencia y diámetro inicial normalizado.
Figura 21. Ensayo de tracción.
Estudio de predicción de la presión de falla en ductos Pagano, Julio
49
3.4.3.Tensiones residuales
Las tensiones residuales (casi siempre generadas durante la fabricación o servicio del
componente) se caracterizan por actuar sobre el material aun en ausencia de cargas
externas aplicadas. Las tensiones residuales de fabricación son auto equilibradas en la
sección y tienen una distribución aproximada linealmente variable en el espesor.
Para verificar el nivel de tensiones residuales realmente presente en un sector de superficie
de un componente se realiza la medición experimental. Para ello existen diferentes
metodologías, todas basadas en la remoción gradual de material y la medición de las
deformaciones que ello genera en la superficie de la pieza, generalmente mediante
extensometría eléctrica. Tal es el caso de los métodos del mecanizado de la superficie, de
la ranura y del agujero ciego.
Figura 22. Foto ilustrativa de agujero ciego.
Para cuantificar las tensiones residuales en tuberías se pueden llevar a cabo un análisis
experimental sencillo, que implica cortar longitudinalmente una virola o rodaja extraída del
tubo y medir con precisión el desplazamiento entre los bordes cortados, ver Figura 23. Este
desplazamiento es proporcional a la distribución de tensiones residuales en la pared del
caso. De acuerdo con la ecuación definida por Roark, la tensión residual en la superficie
externa es:
Estudio de predicción de la presión de falla en ductos Pagano, Julio
50
𝜎𝑟 = 𝐸. 𝛿. 𝑡𝜋. 𝐷2
Donde: 𝛿 = Distancia de separación entre las dos partes de la cañería. 𝐸 =Modulo elástico del acero. 𝑡 = Espesor de la cañería. 𝐷 =Diámetro de la cañería.
Figura 23. Análisis experimental de tensión residual.
Estudio de predicción de la presión de falla en ductos Pagano, Julio
51
CAPÍTULO IV
4. Métodos de evaluación de criticidad de defectos
4.1. Procedimientos principales
Los defectos planares se caracterizan predominantemente por una longitud y una
profundidad con una entalla aguda, pudiendo ser superficiales o internos en el espesor,
Como ejemplos se pueden mencionar fisuras, falta de fusión, falta de penetración en
soldaduras y SCC (Stress Corrosion Cracking). A la hora de evaluar estos defectos planos
en tuberías, existen dos procedimientos principales de uso generalizado: uno es a través
de las ecuaciones de Newman Raju, y el otro, el método modificado del logaritmo de la
secante (Modified LnSec).
El primero de éstos está basado en la Mecánica de Fractura y establece que el estado de
falla se alcanza cuando el factor de intensidad de tensiones generado por el estado de
carga y la geometría de un defecto determinado alcanza el valor de la fractotenacidad del
material. Este método es apropiado frente a un comportamiento frágil del material.
Por otro lado, el método del logaritmo de la secante es un método experimental y es más
apropiado para comportamiento dúctil del material; está basado en la hipótesis de que el
material fallará por colapso plástico o fractura elastoplástica y no por fractura frágil.
Ambos métodos no arrojan resultados confiables si se utilizan para predecir presiones de
falla, tanto para comportamiento dúctil o frágil, sobre anomalías en soldaduras
longitudinales de ductos. Según los estudios de referencia10,11 esto es debido a una serie
de factores:
10 “The Pipeline Defect Assessment Manual”, Penspen Integrity, 03-09-2002. 11 “Models for Predicting Failure Stress Levels for Defects Affecting ERW and Flash-Welded Seams”, Batelle, 03-01-2013.
Estudio de predicción de la presión de falla en ductos Pagano, Julio
52
• En primer lugar, el resultado obtenido varía fuertemente con cualquier dispersión en
la información disponible sobre las propiedades del material (ensayos realizados,
datos del fabricante, datos de bibliografía, etc.). Debe tenerse en cuenta que la
tenacidad de una soldadura ERW sobre un tramo de ducto puede variar
considerablemente de un punto a otro sobre ésta.
• Por otro lado, los métodos y normas disponibles para el análisis son documentos
genéricos basados en métodos semiempíricos y no específicamente hechos para
tubos; arrojan resultados conservativos (por ejemplo, no consideran en todos los
casos la existencia de una tensión predominante y un estado membranal).
• Comportamiento del material: Se ha demostrado que modelos de fractura de
iniciación dúctil como Modified LnSec, el PAFFC o Corlas arrojan resultados
aceptables para zonas aledañas a la soldadura ERW en ductos, ya que en esta zona
el material tiende a comportarse dúctilmente. Por otro lado, defectos sobre costuras
de soldaduras ERW son más apropiadamente caracterizados mediante las
ecuaciones de Newman Raju, ya que en esta zona predomina el comportamiento
frágil. Por último, las fisuras ubicadas sobre la HAZ (Heat Affected Zone) tienden a
comportarse de manera dúctil por lo que lo más acertado parece ser analizarlas
mediante el método Modified LnSec, PAFFC, Corlas o API 579 nivel 2.
De lo expuesto puede concluirse que algunos de los obstáculos a la hora de determinar la
presión de falla son:
• Los defectos sobre soldaduras ERW normalmente fallan de manera frágil. Por lo
tanto, modelos que han dado buenos resultados al predecir la presión de falla en el
metal base podrían no funcionar para materiales de comportamiento frágil.
• La tenacidad sobre la costura de la soldadura es normalmente algo menor que la
del material circundante. Es, además, difícil de medir en forma directa por lo que
habitualmente se infiere a través de correlaciones vía la energía del ensayo Charpy,
y puede variar significativamente de un punto a otro sobre un mismo tubo.
Estudio de predicción de la presión de falla en ductos Pagano, Julio
53
De lo anterior resulta que el método más versátil para este tipo de análisis es el API 579
(“Fitness for Service”) nivel 2, basado en el diagrama FAD. Este método considera la
posibilidad de una falla totalmente dúctil (colapso plástico), totalmente frágil (fractura
elástica – entendida en este caso por aquella que presenta plasticidad en pequeña escala).
4.2. Diagrama FAD
El FAD (Failure Assessment Diagram) provisto por la API 579 se presenta en la Figura 24.
Figura 24. Diagrama FAD.
Una parte del cálculo del FAD considera la relación entre la tensión remota sobre la tensión
de colapso (entendiendo a esta última como aquella que produce la falla del ligamento
remanente de la pieza en cuestión), para determinar si ocurrirá o no colapso plástico bajo
la carga aplicada. Esta relación se conoce como Lr.
𝐿𝑟(𝑐𝑜𝑚𝑝𝑜𝑛𝑒𝑛𝑡𝑒) = 𝜎𝑎𝑝𝑙𝑖𝑐𝑎𝑑𝑜𝜎𝑐𝑜𝑙𝑎𝑝𝑠𝑜 ( 4.1)
• 𝜎aplicado = Tensión efectiva aplicada (calculada a partir del estado tensional)
Lr
Kr
1,0
0,8
0,6
0,4
0,2
0,0
1,00,80,60,40,20,0
Seguro
1,2 1,4 1,6 1,8 2,0 2,2
Límite para acerosal carbono
Límite para aceros al C - Mn Límite paraaceros
inoxidables
Nivel 2
Nivel 2 Simplificado
Límite para aceros ASTM A508
PotencialmenteInseguro
Fractura
Frágil
Comportamiento
Elasto-Plástico
Colapso
Plástico
Estudio de predicción de la presión de falla en ductos Pagano, Julio
54
• 𝜎colapso = Tensión de colapso del material
Esta parte del cálculo (abscisa del FAD) puede ser realizada por cualquier modelo probado
de fractura dúctil (PAFFC, Corlas, Modified LnSec).
El cálculo de la otra parte del FAD (ordenada) considera la relación entre el factor de
intensidad de tensiones aplicado en la punta de la fisura y la intensidad de tensiones crítica
a la cual se predice la falla elástica (frágil). Esta relación se conoce como K r.
𝐾𝑟(𝑐𝑜𝑚𝑝𝑜𝑛𝑒𝑛𝑡𝑒) = 𝐾𝑎𝑝𝑙𝑖𝑐𝑎𝑑𝑜+Ф𝐾𝑟𝑒𝑠𝐾𝐼𝐶 ( 4.2)
• Kaplicado = Factor de intensidad de tensiones aplicado (calculado a partir de la presión
interna).
• KIC = Fractotenacidad del material.
• Kres = Factor de intensidad de tensiones debida a las tensiones secundarias y
residuales.
• ϕ = coeficiente de interacción plástica.
Esta parte del cálculo se puede llevar a cabo con algún método probado de cálculo de
fractura frágil como el modelo de Newman Raju.
Para evaluar la importancia de un defecto particular en un componente se deben determinar
los valores aplicados de 𝐾𝑟 y 𝐿𝑟, y verificar el punto sobre el FAD. La fractura se prevé
cuando 𝐾𝑎𝑝𝑙𝑖𝑐𝑎𝑑𝑜 = 𝐾𝐼𝐶. Luego, un material frágil fallará cuando 𝐾𝑟 > 1 en el eje de las
ordenadas. Si la tenacidad del material es muy grande, el componente falla por colapso
plástico cuando 𝐿𝑟 > 1 en el eje de las abscisas. En casos intermedios, la fractura y el
colapso interactúan y la curva de evaluación interpola entre estos dos modos de falla límites,
de tal modo que los valores 𝐾𝑟 y 𝐿𝑟 de dicha curva son menores que uno.
Estudio de predicción de la presión de falla en ductos Pagano, Julio
55
4.3. Predicción de la presión de falla
El método basado en el diagrama FAD es un método pasa no pasa, para obtener un valor
empírico de presión de falla se puede realizar un proceso iterativo modificando la presión
interna del ducto, de manera de encontrar las condiciones que hicieran que el punto se
ubique sobre la línea del diagrama FAD, entendiendo a estas condiciones como límites. La
presión que hiciera que el punto se ubicara sobre el diagrama se considera como presión
de falla.
Para llevar a cabo el examen se comienza por la identificación del estado tensional asociado
a la geometría, las propiedades mecánicas del material (tensión de fluencia SYMS,
fractotenacidad) y las dimensiones del ducto y el defecto.
Estudio de predicción de la presión de falla en ductos Pagano, Julio
56
CAPÍTULO V
5. Plan de acción para el tratamiento de defectos planares
En el presente capitulo se presentan una serie de flujogramas que le permitirán al operador
de ductos disponer de una herramienta de guía para conducir de manera eficiente futuras
inspecciones internas donde se detecten defectos planares en soldaduras ERW, teniendo
en cuenta lo expuesto en los capítulos III y IV.
En la Figura 25 se presenta el proceso básico donde se puede ver una llamada de esfera
indicando el flujograma que indica cómo implementar la siguiente acción.
Figura 25. Proceso básico para la gestión de inspecciones internas.
Estudio de predicción de la presión de falla en ductos Pagano, Julio
57
El proceso básico comienza con la inspección interna mediante una herramienta (chancho).
La compañía encargada del pasaje entrega a la operadora (cliente) un informe donde se
detallan los resultados de la inspección (Pipetally). El personal responsable en integridad
de las instalaciones de la operadora analiza el reporte y selecciona anomalías para verificar
en campo mediante evaluación directa. Se realizan excavaciones hasta llegar a las
anomalías seleccionadas y se procede a la caracterización de las mismas. De esta manera,
se verifica lo reportado por la herramienta de inspección interna y se define si las anomalías
son defectos. Con los resultados obtenidos en la evaluación directa se define la aptitud para
el servicio, es decir, si el ducto puede seguir operando en determinadas condiciones con
los defectos presentes. Si es apto, el ducto sigue operando bajo las condiciones normales.
Los resultados de la inspección interna y de la evaluación directa son debidamente
almacenados en una base de datos y finaliza el proceso. En caso contrario, existe la
posibilidad la reparar o de cambio de tramo. Si se decide por esto último, la operadora
dispone de información muy valiosa para futuras inspecciones. El tramo removido es
sometido a una serie de ensayos que determinan causas de los defectos, morfología y
propiedades mecánicas de la tubería que luego son almacenados en una base de datos.
5.1. Flujograma: Selección de herramienta de inspección interna (ILI)
Para la selección de la herramienta a utilizar en la inspección interna el ingeniero de
integridad de las instalaciones de la operadora comienza por analizar los historiales y bases
de datos disponibles del ducto a inspeccionar. Es importante que defina el tipo de
mecanismo de daño al cual está sometido el ducto para conocer si los defectos posibles a
encontrar son planares (fisuras), volumétricos (pérdida de espesor) o geométricos
(abolladuras, arrugas, etc.). Una vez realizado lo anterior, se pone en contacto con
diferentes proveedores de inspección interna mediante “chanchos”. Estos últimos, analizan
si el tipo de inspección buscada es alcanzada por sus productos y si la tecnología disponible
cubre sus requerimientos de acuerdo con: historiales de rendimiento de las herramientas,
tasa de éxito operacional, encuestas fallidas y probabilidad de detectar clasificar y
dimensionar anomalías. Por su parte, el proveedor de la herramienta solicita a la operadora
la siguiente información: características mecánicas del ducto (material, tipo de soldadura,
longitud, diámetro interno, restricciones, existencia de trampas) y características del fluido
transportado (tipo de fluido, agresividad del fluido, datos de caudales presiones y
Estudio de predicción de la presión de falla en ductos Pagano, Julio
58
temperatura, velocidad del producto, etc.) para conocer si las herramientas que dispone
pueden ser utilizadas para la inspección. Los datos proporcionados por el operador y por el
proveedor de la herramienta quedan asentados en un formulario tipo dado por el Apéndice
A del estándar API 1163 “In-line Inspection Systems Qualification”. El documento es firmado
por el responsable de integridad de la operadora y de la compañía que realizará la
inspección interna. Es un documento de suma importancia ya que en común acuerdo se
establecen las condiciones de ambas partes para realizar la inspección y el tipo de
herramienta que se utilizará. En la Figura 26 se presenta el flujograma a seguir.
Figura 26. Selección de herramienta de inspección interna (ILI).
Estudio de predicción de la presión de falla en ductos Pagano, Julio
59
5.2. Flujograma: Evaluación directa
La evaluación directa comienza con el análisis de los datos proporcionados por la
inspección interna. El ingeniero de integridad estudia los historiales de inspecciones
anteriores buscando patrones que coincidan con el nuevo reporte brindado por la compañía
que realizó la última inspección interna. Elige las anomalías que son de su interés,
basándose en: porcentajes de pérdida de espesor y longitudes de las anomalías,
defectología reportada, acceso a las progresivas donde se encuentran dichas anomalías,
áreas de interés y características de las mismas. Luego del análisis, selecciona el tipo de
ensayo no destructivo a realizar basándose en la Tabla 3. El inspector es quien realiza los
ensayos no destructivos caracterizando las anomalías encontradas en la intervención de
campo. Emite un reporte de inspección que reúne todos los datos relevados en campo
(estado de revestimiento, humedad del suelo, Ph del suelo, medidas de las anomalías,
ubicación respecto a soldadura de referencia, posición horaria de donde se encuentra, etc.).
El inspector confirma el tipo de defecto encontrado y las dimensiones del mismo. En la
Figura 27 se presenta el flujograma a seguir.
Estudio de predicción de la presión de falla en ductos Pagano, Julio
60
Figura 27. Evaluación directa.
Estudio de predicción de la presión de falla en ductos Pagano, Julio
61
5.3. Flujograma: Aptitud para el servicio
Una vez finalizada la caracterización de los defectos por el Inspector en la evaluación
directa comienza la etapa de evaluación. Dependiendo del tipo de defecto encontrado
existen tres caminos posibles. Si el defecto es geométrico se pueden seguir los
lineamientos establecidos en la norma ASME dependiendo del fluido transportado. Para
ductos que transportan líquidos ASME B31.4 “Pipeline Transportation Systems for Liquids
and Slurries” y para los que transportan gas ASME B31.8 “Gas Transmission and
Distribution Piping Systems”. En el caso del estándar API 579 Parte 12 “Assessment of
dents, gouges, and dent-gouge combinations”, aplica para ambos fluidos. Para defectos
volumétricos se utiliza la norma ASME B31G “Manual for Determining the Remaining
Strength of Corroded Pipelines” que brinda como resultado una presión de falla. Esta norma
no aplica a defectos que se encuentran en la soldadura longitudinal. En caso de que los
defectos encontrados sean planares se utiliza el estándar API 579 Parte 9 “Assessment of
crack-like flaws” que define la aptitud para el servicio mediante el diagrama FAD (Failure
Assessment Diagram).
Como se mencionó en el capítulo anterior, el método basado en el diagrama FAD es un
método pasa no pasa, para obtener un valor empírico de presión de falla se debe realizar
un proceso iterativo modificando la presión interna del ducto de manera de encontrar las
condiciones límites.
Con los resultados obtenidos mediante cálculo se toma una decisión operativa. En la Figura
28 se presenta el flujograma a seguir.
Estudio de predicción de la presión de falla en ductos Pagano, Julio
62
Figura 28. Aptitud para el servicio.
5.4. Flujograma: Batería de ensayos
Luego de realizar la aptitud para el servicio y en caso de que se decida cambiar el tramo.
El operador dispone de una probeta de la que puede relevar mucha información útil para
futuras inspecciones. El primer paso es realizar una prueba hidráulica al tramo retirado,
hasta alcanzar la rotura del mismo, colocando extensómetros (Strain Gauges) de
Estudio de predicción de la presión de falla en ductos Pagano, Julio
63
resistencia variable en las muestras con objeto de identificar el comportamiento del ducto
en la proximidad de las discontinuidades en comparación a una porción libre de defectos.
Cuando se alcanza la rotura se deben tomar muestras puntuales de la zona de la rotura y
comenzar un análisis de falla realizando una batería de ensayos a las mismas para
continuar adquiriendo información. Los ensayos de mínima para poder llevar a cabo el
estudio del presente documento son: ensayo de tracción, ensayo Charpy y medición de
tensiones residuales. En la Figura 29 se presenta el flujograma a seguir.
Figura 29. Batería de ensayos.
Estudio de predicción de la presión de falla en ductos Pagano, Julio
64
CAPÍTULO VI
6. Implementación de plan de acción (caso de estudio)
Siguiendo el plan de acción descripto en los flujogramas del capítulo anterior se determinará
la severidad de diferentes defectos utilizando factores y propiedades que indica la teoría.
Para el estudio se considera un ducto real en operación, por lo que el ejercicio didáctico
tiene toda la relevancia y minuciosidad que exige la industria y los entes de regulación a la
fecha, pero por cuestiones de confidencialidad no se pueden dar más detalles. El ducto en
estudio presenta las siguientes características:
Descripción Detalle
Año de Construcción 1961
Diámetro nominal 14 in
Espesor de pared nominal 6,35 mm
Material API 5L X46
Soldadura Longitudinal ERW baja frecuencia
MAPO 76 kg/cm2
Tabla 4. Características de ducto en estudio.
6.1. Inspección interna
Como punto de inicio se toman los datos registrados mediante una herramienta de
ultrasonido. Esta herramienta detectó y dimensionó una serie de anomalías en soldadura
longitudinal, las cuales caracterizó como falta de fusión.
La compañía encargada de pasar el chancho envía una “Hoja de Excavación” donde
muestra referencias para facilitar las excavaciones y encontrar los defectos. Además,
agrega en escalas de colores que van de fríos a cálidos las señales que detecto durante la
inspección. Siendo los colores más fríos indicaciones menores y a medida que se vuelven
más cálidos las indicaciones van tomando mayor relevancia. Estas señales son estudiadas
Estudio de predicción de la presión de falla en ductos Pagano, Julio
65
por el personal técnico de la compañía encargada de realizar el pasaje del chancho y
“traducidas” a tablas con diferentes datos que forman parte del informe final que entrega al
cliente.
A continuación, se detallan las anomalías seleccionadas para el estudio, con sus
respectivas hojas de excavación y señales registradas.
Estudio de predicción de la presión de falla en ductos Pagano, Julio
66
Hoja de excavación Odómetro 7645,347 m a 7672,6 m
Estudio de predicción de la presión de falla en ductos Pagano, Julio
67
Señales Odómetro 7644 m a 7672 m
Estudio de predicción de la presión de falla en ductos Pagano, Julio
68
Señales Odómetro 7656 m a 7660 m
Estudio de predicción de la presión de falla en ductos Pagano, Julio
69
Hoja de excavación Odómetro 7665,347 m a 7672,6 m
Estudio de predicción de la presión de falla en ductos Pagano, Julio
70
Señales Odómetro 7652 m a 7684 m
Estudio de predicción de la presión de falla en ductos Pagano, Julio
71
Señales Odómetro 7667 m a 7671 m
Estudio de predicción de la presión de falla en ductos Pagano, Julio
72
En la Tabla 5 se resumen las caracterizaciones que realizo la herramienta para las
diferentes anomalías detectadas.
S
old
ad
ura
Od
óm
etr
o IL
I [m
]
Dis
tan
cia
a la
s
old
ad
ura
[m
]
Es
pes
or
en
T
ub
erí
a [m
m]
Ub
icac
ión
d
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cto
(In
t /
Ex
t)
Po
sic
ión
H
ora
ria
D
efe
cto
[m
m:h
h]
Lo
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itu
d
De
fec
to [
mm
]
Pro
fun
did
ad
D
efe
cto
[m
m]
Tip
o d
e
de
fec
to
W6930 7657,89 0,012 6,35 Int 02:30 9269 CLASE 4
CASO D 7669,07 11,192 6,35 Int 02:17 451 CLASE 1
Tabla 5. Caracterización de anomalías.
En cuanto a valores de profundidad, en el informe final de la compañía encargada de pasar
el chancho se agrupan algunas anomalías por clase de acuerdo con la Tabla 6 . Con
respecto al tipo de defecto CASO D, hace referencia a falta de fusión interna en soldadura
ERW axial.
Clase
Profundidad ILI
Clase 1 < 1 mm
Clase 2 ≥ 1 mm - < 2 mm
Clase 3 ≥ 2 mm - < 4 mm
Clase 4 ≥ 4 mm
Tabla 6. Caracterización de tipo de defecto.
De acuerdo con los registros, se reportan dos anomalías en una misma tubería, ambas se
caracterizan como falta de fusión y en cuanto a la profundidad de las mismas la herramienta
nos reporta un rango.
Si continuamos con el flujograma descripto en el punto 5 para verificar lo reportado por la
herramienta de inspección interna es necesario realizar una Evaluación Directa.
Estudio de predicción de la presión de falla en ductos Pagano, Julio
73
6.2. Evaluación Directa
La intervención en campo se realiza con métodos de ultrasonido. Los cuales son:
Ultrasonido convencional y Phased Array/TOFD.
El ensayo de TOFD se basa en un sistema de adquisición de datos a una computadora, la
cual registra las variaciones en el tiempo de propagación de ondas de difracción.
Actualmente, todos los sistemas de inspección automatizada de soldaduras incluyen el
TOFD, ya que permiten detectar discontinuidades en la orientación vertical, como en el caso
de la falta de fusión. En cuanto al Phased Array, produce imágenes transversales precisas
y detalladas, utilizando un arreglo de elementos ultrasónicos y retardos electrónicos para
crear un haz dirigido, con el objetivo de escanear, barrer y enfocar electrónicamente
consiguiendo inspecciones rápidas, almacenando para su posterior análisis, estructuras
internas a alta velocidad. La Figura 30 muestra cómo funciona la técnica.
Figura 30. TOFD.
En la Tabla 7 se muestran los resultados de Evaluación Directa (ED) y la comparativa con
los valores reportados por la inspección interna (ILI).
Estudio de predicción de la presión de falla en ductos Pagano, Julio
74
Soldadura Odómetro
ILI [m]
Distancia a la soldadura
[m]
Espesor en Tubería
[mm]
Ubicación defecto
(Int / Ext)
Posición Horaria Defecto [mm:hh]
Longitud Defecto
[mm]
Profundidad Defecto [mm]
Tipo de defecto
ILI ED ILI ED ILI ED ILI ED ILI ED ILI ED ILI ED
W6930 7657,89 0,012
0,47
6,35
6,75
INT
INT
02:30
02:26
9269
158
CLASE 4
2,15
CASO D Falta de
fusión
1,30 6,75 INT 02:26 136 1,88
4,05 6,75 INT 02:26 162 2,31
4,70 6,75 INT 02:26 1173 1,84
7,44 6,75 INT 02:26 725 1,87
9,33 6,75 INT 02:26 208 2,65
- 11,68 - 6,75 - INT - 02:26 - 170 - 2,5
Tabla 7. Comparativa ILI VS ED.
Se pude apreciar las diferencias en longitud de defectos, posición horaria y profundidad. En
cuanto al tipo defecto, ambas técnicas coinciden en falta de fusión en la soldadura
longitudinal.
6.3. Aptitud para el servicio
Con estos resultados y siguiendo lo descripto en el punto 5. Se procede a realizar la
evaluación de los defectos encontrados. Para ello se utilizarán las dos metodologías de
cálculo: FAD Nivel II API 579 Parte 9 y cálculo de presión de falla.
6.3.1.FAD Nivel II API 579 Parte 9
La metodología de análisis de defectos planos desarrollada sigue los lineamientos de la
norma API 579 Nivel 2. Este método utiliza el FAD (Failure Assessment Diagram) para
determinar si el defecto causará una falla en el componente.
A continuación, se describen los pasos de este análisis, indicando en cada caso las
consideraciones adoptadas.
Estudio de predicción de la presión de falla en ductos Pagano, Julio
75
Paso 1 – Evaluación de condiciones operativas
El ducto en estudio tiene una MAPO definida de 76 Kg/cm2, una presión de operación de
48 Kg/cm2 y temperatura de operación es 25 °C.
Paso 2 – Distribución de tensiones
Si nos basamos en la ecuación de Laplace:
𝜎𝑚𝜌𝑚 + 𝜎𝑡𝜌𝑡 = 𝑝𝑡𝑛
Siendo: 𝜎𝑚: La tensión en dirección del meridiano o tensión meridiana. 𝜎𝑡: La tensión en dirección normal a la sección meridiana o tensión circunferencial. 𝜌𝑚: El radio de curvatura del arco meridiano de la superficie media. 𝜌𝑡: El radio de curvatura de la sección normal perpendicular al arco meridiano. 𝑡𝑛: El espesor de pared. 𝑝: Presión interna.
Si 𝜌𝑚 = ∞ y 𝜌𝑡 = 𝑅0(𝑟𝑎𝑑𝑖𝑜 𝑑𝑒𝑙 𝑑𝑢𝑐𝑡𝑜) la ecuación de Laplace se ve reducida a:
𝜎𝑡 = 𝑝. 𝑅𝑜𝑡𝑛
Denominada ecuación de Barlow. Luego, la tensión generada por presión interna se
clasifica como tensión principal.
Adicionalmente, por tratarse de defectos ubicados sobre una soldadura longitudinal, se
deben considerar las tensiones residuales del material debido al proceso de fabricación del
Estudio de predicción de la presión de falla en ductos Pagano, Julio
76
caño. De acuerdo con un trabajo12 previo realizado en este mismo tipo de cañerías, se
define el valor de las tensiones residuales iguales al 10% de la tensión de fluencia del
material base.
Paso 3 – Propiedades del material
Se consideró la tensión de fluencia del material base API 5 L X46 y para la fractotenacidad
se optó por tomar la peor condición. De acuerdo con lo que indica la Norma "API SP 5L -
2013 - Specification for Line Pipe" en el punto 9.8.3 “Pipe weld and HAZ tests”. La mínima
energía absorbida es de 27 J para diámetros menores a 1422 mm y grado del material
menor igual que X80. Para realizar la conversión de energía absorbida en el impacto (CVN
[Joule]) a fractotenacidad (Mpa √𝑚) se utilizó la correlación de Robert-Newton:
𝐾𝐼𝐶 = 9,35. (𝐶𝑉𝑁)0,63
Tensión de Fluencia (σys) Fractotenacidad (KIc)
317,15 Mpa 74,57 Mpa √𝑚
Tabla 8. Propiedades mecánicas del material.
Paso 4 – Características de los defectos
De acuerdo con los defectos planos verificados en campo (ver Tabla 7 ), los defectos se
categorizaron como “defectos por falta de fusión” y se ubican en la soldadura longitudinal
ERW de baja frecuencia. Todos los defectos son superficiales, en su mayoría en la
superficie interna.
La longitud de los defectos es paralela a la soldadura longitudinal (perpendicular a la tensión
circunferencial) y tienen una profundidad perpendicular a la superficie del ducto. En el
análisis se define la longitud 2c igual a la longitud medida y la profundidad a igual a la
profundidad medida.
12 P. G. Fazzini, J. L. Otegui; “Experimental of stress corrosion crack rates and service lives in a buried ERW pipeline”; International Journal of Pressure Vessels and Piping; 84 (2007) 739 – 748.
Estudio de predicción de la presión de falla en ductos Pagano, Julio
77
Por tratarse de múltiples defectos, fue necesario determinar si existe interacción entre los
mismos. Las reglas de interacción utilizadas son las que se presentan en el párrafo 9.3.6.5
del código API 579. En resumen:
Configuración entre múltiples fisuras
Criterio de interacción Dimensiones efectivas
c1 + c2 ≥ s 2c = 2c1 + 2c2 + s a = max [a1, a2]
c1 + c2 ≥ s2 a1 + a2 ≥ s1
2c = 2c1 + 2c2 + s2 a = a1 + a2 + s1
Tabla 9. Criterios para la interacción entre defectos planos.
Teniendo en cuenta estos criterios, se identificó un par de defectos interactuando:
Defectos en W6930 + 0,012 m odómetro 4,05 m y 4,7 m siendo su longitud efectiva igual
1982 mm.
Por otro lado, cuando a/t es mayor o igual a 0,8, la fisura se debe considerar pasante. En
los defectos en estudio, a/t es menor a 0,8.
Paso 5 – Factores de seguridad
La tensión primaria, la tenacidad a la fractura del material y las dimensiones de los defectos
(solo la profundidad “a” para defectos superficiales) son modificadas por medio de Factores
de Seguridad Parcial (Partial Safety Factors, PSF) del siguiente modo:
• Pm = Pm . PSFs ; Pb = Pb . PSFs • Kmat = Kmat / PSFk • a = a . PSFa
La definición de los PSF se realiza en base a la Tabla 10 extraída de la API 579.
Estudio de predicción de la presión de falla en ductos Pagano, Julio
78
Rky = 6,275 . (Kmat / σys)
Tabla 10. Factores de seguridad API 579 Parte 9.
Se adopta un COV = 0,1, debido a que se conoce la máxima presión interna con certeza.
La probabilidad de falla aceptable es 1 x 10-3 (correspondiente a un factor de seguridad total
de 3,09). Todos los defectos tienen una profundidad menor a 5 mm y el Rky es igual a
1,4951. Por lo tanto:
• PSFs = 1,5 • PSFk = 1 • PSFa = 1
Paso 6 – Tensión de Referencia
La tensión de referencia (𝜎𝑟𝑒𝑓𝑃 ) se calcula teniendo en cuenta las tensiones primarias
definidas en el Paso 2 y las dimensiones de los defectos modificadas según Paso 5.
Estudio de predicción de la presión de falla en ductos Pagano, Julio
79
Para el cálculo de 𝜎𝑟𝑒𝑓𝑃 se siguen los lineamientos del Apéndice D de API 579. Este apéndice
describe las ecuaciones de cálculo según características de la falla, condiciones de carga
y tipo de componente. En el caso de estudio se utilizaron las ecuaciones para fisuras
superficiales en la dirección longitudinal en un cilindro sometido a presión interna,
considerando fisuras elípticas (0,03125 ≤ a/c ≤ 2) e infinitas (a/c < 0,03125).
Cuando la carga aplicada es presión interna (p), en el sitio de la fisura se presentan una
tensión de membrana (Pm) y una tensión de flexión (Pb):
𝑃𝑚 = 𝑝𝑅𝑖𝑡
𝑃𝑏 = 𝑝𝑅02𝑅02 − 𝑅𝑖2 [ 𝑡𝑅𝑖 − 32 ( 𝑡𝑅𝑖)2 + 95 ( 𝑡𝑅𝑖)3]
En la realización de los siguientes cálculos, Pm y Pb son afectados por PSFs de acuerdo
al Paso 5, lo mismo para la profundidad a.
Cilindro – Fisura superficial, dirección longitudinal – longitud infinita, presión interna. 𝜎𝑟𝑒𝑓 = 𝑃𝑏 + [𝑃𝑏2 + 9{𝑀𝑠 ∙ 𝑃𝑚 ∙ (1 − 𝛼)2}2]0.53(1 − 𝛼)2
Donde: 𝑀𝑠 = 11 − 𝛼
𝛼 = 𝑎 𝑡⁄
Cilindro – Fisura superficial, dirección longitudinal – forma semielíptica, presión interna. 𝜎𝑟𝑒𝑓 = 𝑔𝑃𝑏 + [(𝑔𝑃𝑏)2 + 9(𝑀𝑠 ∙ 𝑃𝑚 ∙ (1 − 𝛼)2)2]0.53(1 − 𝛼)2
Donde: 𝑔 = 1 − 20 ( 𝑎2𝑐)0,75 𝛼3 𝛼 = 𝑎𝑡1 + 𝑡𝑐
Estudio de predicción de la presión de falla en ductos Pagano, Julio
80
𝑀𝑠 = 11 − 𝑎𝑡 + 𝑎𝑡 ( 1𝑀𝑡(𝜆𝑎))
𝑀𝑡(𝜆𝑎) = (1,02+0,4411𝜆𝑎2+0,006124𝜆𝑎41+0,02642𝜆𝑎2+1,533.10−6𝜆𝑎4)0.5, 𝜆𝑎 = 1.818𝑐√𝑅𝑖𝑎
Paso 7 – Cálculo de la Tasa de Carga (Lr)
La tasa de carga (Lr) corresponde al valor de la abscisa en el gráfico FAD. Este valor se
calcula para cada defecto como el cociente entre la 𝜎𝑟𝑒𝑓𝑃 definida para cada defecto y la
tensión de fluencia del material afectada por el factor de seguridad correspondiente.
𝐿𝑟 = 𝜎𝑟𝑒𝑓𝑃𝜎𝑦𝑠
Paso 8 – Intensidad a la fractura atribuida a las cargas primarias (𝑲𝑰𝑷)
Las expresiones para calcular el factor 𝐾𝐼𝑃 se extraen del Apéndice C API 579. En este
análisis 𝐾𝐼𝑃se calculó en función de las cargas primarias en la punta de la fisura.
Nuevamente, en el cálculo se debe considerar las dimensiones del defecto teniendo en
cuenta el factor de seguridad (PSFa).
Cilindro – Fisura superficial, dirección longitudinal – longitud infinita, presión interna.
Superficie interna:
𝐾𝐼 = 𝑝𝑅02𝑅02 − 𝑅𝑖2 [2𝐺0 − 2𝐺1 ( 𝑎𝑅𝑖) + 3𝐺2 ( 𝑎𝑅𝑖)2 − 4𝐺3 ( 𝑎𝑅𝑖)3 + 5𝐺4 ( 𝑎𝑅𝑖)4] √𝜋𝑎
Superficie externa:
𝐾𝐼 = 𝑝𝑅𝑖2𝑅02 − 𝑅𝑖2 [2𝐺0 + 2𝐺1 ( 𝑎𝑅0) + 3𝐺2 ( 𝑎𝑅0)2 + 4𝐺3 ( 𝑎𝑅0)3 + 5𝐺4 ( 𝑎𝑅0)4] √𝜋𝑎
Los coeficientes G0 a G4 se obtienen de la Tabla C.10 del Apéndice C API 579 (ver Tabla
11). Para cada defecto se ingresa en la tabla con los valores de t/Ri y a/t. Para valores
intermedios de t/Ri y a se realiza una interpolación.
Estudio de predicción de la presión de falla en ductos Pagano, Julio
81
Tabla 11. Coeficientes G0 a G4.
Cilindro – Fisura superficial, dirección longitudinal – forma semielíptica, presión interna.
Superficie interna:
Estudio de predicción de la presión de falla en ductos Pagano, Julio
82
𝐾𝐼 = 𝑝𝑅02𝑅02 − 𝑅𝑖2 [2𝐺0 − 2𝐺1 ( 𝑎𝑅𝑖) + 3𝐺2 ( 𝑎𝑅𝑖)2 − 4𝐺3 ( 𝑎𝑅𝑖)3 + 5𝐺4 ( 𝑎𝑅𝑖)4] √𝜋𝑎𝑄
Superficie externa:
𝐾𝐼 = 𝑝𝑅𝑖2𝑅02 − 𝑅𝑖2 [2𝐺0 + 2𝐺1 ( 𝑎𝑅0) + 3𝐺2 ( 𝑎𝑅0)2 + 4𝐺3 ( 𝑎𝑅0)3 + 5𝐺4 ( 𝑎𝑅0)4] √𝜋𝑎𝑄
G1 y G0 se calculan según:
𝐺0 = 𝐴0,0 + 𝐴1,0𝛽 + 𝐴2,0𝛽2 + 𝐴3,0𝛽3 + 𝐴4,0𝛽4 + 𝐴5,0𝛽5 + 𝐴6,0𝛽6
𝐺1 = 𝐴0,1 + 𝐴1,1𝛽 + 𝐴2,1𝛽2 + 𝐴3,1𝛽3 + 𝐴4,1𝛽4 + 𝐴5,1𝛽5 + 𝐴6,1𝛽6
Ai,j se obtienen de la Tabla C.13 en el Apéndice C de API 579 (Tabla 12) en función de t/Ri,
a/c y a/t. Para valores intermedios es necesario realizar una interpolación.
Estudio de predicción de la presión de falla en ductos Pagano, Julio
83
Tabla 12. Coeficientes G0 a G4.
𝛽 = 2𝜑𝜋 . En la punta de la fisura 𝜑 = 𝜋 2⁄ , entonces β = 1.
Estudio de predicción de la presión de falla en ductos Pagano, Julio
84
G2, G3 y G4 se calculan en función de G0 y G1 y para una determinada posición en la
fisura. En este caso es de interés conocer KI en la punta de la fisura y por lo tanto se
utilizaron las siguientes ecuaciones:
𝐺2 = √2𝑄𝜋 (1615 + 13 𝑀1 + 16105 𝑀2 + 112 𝑀3)
𝐺3 = √2𝑄𝜋 (3235 + 14 𝑀1 + 32315 𝑀2 + 120 𝑀3)
𝐺4 = √2𝑄𝜋 (256315 + 15 𝑀1 + 2563465 𝑀2 + 130 𝑀3)
Donde: 𝑀1 = 2𝜋√2𝑄 (3𝐺1 − 𝐺0) − 245
𝑀2 = 3
𝑀3 = 6𝜋√2𝑄 (𝐺0 − 2𝐺1) + 85
𝑄 = 1.0 + 1.464 (𝑎𝑐)1.65 𝑓𝑜𝑟 𝑎 𝑐 ≤ 1.0⁄
𝑄 = 1.0 + 1.464 (𝑐𝑎)1.65 𝑓𝑜𝑟 𝑎 𝑐 > 1.0⁄
Paso 9 – Tensión de referencia para la tensión residual
En este paso se calcula la tensión de referencia debida a tensiones residuales (𝜎𝑟𝑒𝑓𝑆𝑅 )
teniendo en cuenta las tensiones residuales definidas en el Paso 2 y las dimensiones de
los defectos modificadas según Paso 5.
Las ecuaciones para el cálculo son las mismas que las utilizadas en el Paso 6.
Estudio de predicción de la presión de falla en ductos Pagano, Julio
85
Paso 10 – Intensidad a la fractura debido a tensiones residuales.
La intensidad a la fractura debido a tensiones residuales (𝐾𝐼𝑠𝑟 )se calcula con las mismas
ecuaciones del Paso 8. Se deben utilizar las dimensiones de los defectos afectadas por
PSFa según Paso 2.
En este caso, se supuso que las tensiones residuales son debidas a una presión calculada
como:
𝑝𝑠𝑟 = 𝜎𝑠𝑟 . 𝑡𝑅𝑜
Luego, psr es introducida en lugar de p en las ecuaciones del Paso 8.
Paso 11 – Factor Φ El factor por interacción plástica (Φ) se calcula siguiendo el siguiente procedimiento:
a) Calcular 𝐿𝑟𝑠𝑟 para cada defecto como 𝐿𝑟𝑠𝑟 = 𝜎𝑟𝑒𝑓𝑠𝑟𝜎𝑦𝑠 .
b) Determinar ψ y 𝜑 en función de 𝐿𝑟𝑠𝑟 y Lr (Paso 7) utilizando las Tablas 9.4 a 9.7 de
la Parte 9 API 579.
c) En función de ψ y 𝜑 se calcula el factor Φ. En el caso de estudio se cumple que 0 < 𝐿𝑟𝑠𝑟 ≤ 4, por lo tanto, el factor Φ surge de la ecuación:
𝛷 = 1 + 𝛹𝜑
Paso 12 – Tasa de intensidad a la fractura (Kr)
La tasa de intensidad a la fractura (Kr) corresponde al valor del eje de ordenadas del gráfico
FAD. Esta tasa se calcula según:
𝐾𝑟 = 𝐾𝐼𝑃 + 𝛷𝐾𝐼𝑠𝑟𝐾𝑚𝑎𝑡
Kmat es la fractotenacidad en la soldadura dividida PSFk (ver Paso 2).
Estudio de predicción de la presión de falla en ductos Pagano, Julio
86
Paso 13 – Evaluación mediante curva FAD
El valor de Kr y Lr calculado para cada defecto plano debe ser ingresado en el gráfico de la
curva FAD del material. Si el punto (Kri, Lri) se ubica sobre o por debajo de la curva FAD,
entonces el defecto “i” es aceptable en las condiciones de operación establecidas en el
cálculo.
La curva FAD es única para el ducto en estudio. Esta curva se definió según la Figura 24.
𝐾𝑟 = (1 − 0,14(𝐿𝑟𝑃)2)(0,3 + 0,7𝑒𝑥𝑝 [−0.65(𝐿𝑟𝑃)6]) para 𝐿𝑟𝑃 ≤ 𝐿𝑟𝑃 𝑚𝑎𝑥
𝐿𝑟𝑃 𝑚𝑎𝑥 es igual a 1 para materiales con una tensión de fluencia definida, como es el caso
de este análisis.
En el siguiente gráfico se presenta la curva FAD que será utilizada como referencia en el
estudio.
Figura 31. Curva FAD utilizada.
Estudio de predicción de la presión de falla en ductos Pagano, Julio
87
6.3.2.Determinación de la presión de falla
Para determinar la presión de falla se procede de igual manera que en el punto 6.3.1,
tomando los mismos datos de entrada para las características de la tubería, propiedades
del material y características de defectos.
Se realizó un proceso iterativo modificando la presión interna del ducto, de manera de
encontrar las condiciones que hicieran que el punto se ubicara sobre la línea del diagrama
FAD, entendiendo a estas condiciones como límites: la presión que hiciera que el punto se
ubicara sobre el diagrama se consideró como presión de falla. Para ello se trabajó sobre la
ecuación antes mencionada de la curva FAD y valiéndose del Excel como herramienta para
agilizar el proceso iterativo.
𝐾𝑟 = (1 − 0,14(𝐿𝑟𝑃)2)(0,3 + 0,7𝑒𝑥𝑝 [−0.65(𝐿𝑟𝑃)6]) para 𝐿𝑟𝑃 ≤ 𝐿𝑟𝑃 𝑚𝑎𝑥
6.4. Resultados obtenidos
En la Tabla 13 y en la Figura 32 se muestran los resultados obtenidos de aptitud para el
servicio.
Defecto Odómetro 𝝈𝒓𝒆𝒇𝑷 𝝈𝒓𝒆𝒇𝒔𝒓 𝑲𝑰𝑷 𝑲𝑰𝒔𝒓 Lr Kr Condición
W 6930 + 0,012 0,46 229,00 65,08 18,09 5,14 0,72 0,37 Aceptable
W 6930 + 0,012 1,288 217,87 61,92 15,64 4,45 0,69 0,32 Aceptable
W 6930 + 0,012 4,036 236,14 67,11 19,59 5,57 0,74 0,41 Aceptable
W 6930 + 0,012 4,683
W 6930 + 0,012 7,43 217,48 61,81 15,55 4,42 0,69 0,32 Aceptable
W 6930 + 0,012 9,322 252,92 71,88 22,89 6,50 0,80 0,47 Aceptable
W 6930 + 11,192
11,684 245,23 69,70 21,41 6,09 0,77 0,44 Aceptable
Tabla 13. Resultados obtenidos API 579 Parte 9.
Estudio de predicción de la presión de falla en ductos Pagano, Julio
88
Figura 32. FAD.
En la Tabla 14 y en la Figura 33 se muestran los resultados obtenidos de presión de falla.
Defecto Presión de
falla [Kg/cm2] Factor de seguridad
Presión de operación [Kg/cm2]
MAPO [Kg/cm2]
W 6930 + 0,012 105 1,38 48 76
W 6930 + 0,012 114 1,50 48 76
W 6930 + 0,012 101 1,33 48 76
W 6930 + 0,012 48 76
W 6930 + 0,012 114 1,50 48 76
W 6930 + 0,012 91 1,20 48 76
W 6930 + 11,192 95 1,25 48 76
Tabla 14. Resultados obtenidos de presión de falla.
Estudio de predicción de la presión de falla en ductos Pagano, Julio
89
Figura 33. Presión de falla.
6.5. Cálculo a partir de ensayos
En caso de que se determine remover una tubería, es conveniente realizarle una batería de
ensayos antes del descarte. De esta manera, se puede recolectar información para luego
almacenarla en una base de datos. Los cálculos de aptitud para el servicio a partir de
ensayos realizados nos brindarían un resultado real de la presión de falla.
Repitiendo los cálculos realizados en el punto 6.3 y utilizando los valores de ensayos de
materiales descriptos en la Tabla 15 se procede a determinar la presión de falla.
Tensión de Fluencia (σys)
Fractotenacidad (KIc) Tensión residual (σsr)
421,69 Mpa 44 Mpa √𝑚 49,3 Mpa
Tabla 15. Propiedades de materiales obtenidos de ensayos.
La tensión de fluencia se puede hallar realizando un ensayo de tracción en el material,
mediante una prueba hidráulica o mediante un indentador con un módulo de conversión a
Estudio de predicción de la presión de falla en ductos Pagano, Julio
90
fluencia (ABI test). En cuanto a la fractotenacidad, se elaboran probetas para luego hacerles
Charpy y convertir la energía absorbida mediante la correlación de Robert-Newton (o alguna
otra que resulte adecuada al caso). Las tensiones residuales se obtienen del corte
longitudinal de una virola o rodaja extraída del tubo, midiendo el desplazamiento entre los
bordes cortados y la ecuación definida por Roark.
En la Tabla 16 y en la Figura 34 se muestran los resultados obtenidos de aptitud para el
servicio.
Defecto Odómetro 𝝈𝒓𝒆𝒇𝑷 𝝈𝒓𝒆𝒇𝒔𝒓 𝑲𝑰𝑷 𝑲𝑰𝒔𝒓 Lr Kr Condición
W 6930 + 0,012 0,46 205,41 205,41 18,09 8,97 0,49 0,85 Aceptable
W 6930 + 0,012 1,288 195,40 195,40 15,64 7,79 0,46 0,74 Aceptable
W 6930 + 0,012 4,036 242,23 107,01 19,59 10,65 0,57 1,09 No Aceptable
W 6930 + 0,012 4,683
W 6930 + 0,012 7,43 217,60 96,13 15,55 8,38 0,52 0,85 Aceptable
W 6930 + 0,012 9,322 265,44 117,27 22,89 13,17 0,63 1,33 No Aceptable
W 6930 + 11,192
11,684 217,86 217,86 21,41 10,46 0,52 1,00 No Aceptable
Tabla 16. Resultados obtenidos API 579 Parte 9.
Estudio de predicción de la presión de falla en ductos Pagano, Julio
91
Figura 34. FAD.
En la Tabla 17 y en la Figura 35 se muestran los resultados obtenidos de presión de falla.
Defecto Presión de
falla [Kg/cm2] Factor de seguridad
Presión de operación [Kg/cm2]
MAPO [Kg/cm2]
W 6930 + 0,012 103 1,36 48 76
W 6930 + 0,012 115 1,51 48 76
W 6930 + 0,012 96 1,26 48 76
W 6930 + 0,012 48 76
W 6930 + 0,012 115 1,51 48 76
W 6930 + 0,012 83 1,09 48 76
W 6930 + 11,192 89 1,17 48 76
Tabla 17. Resultados obtenidos de presión de falla.
Estudio de predicción de la presión de falla en ductos Pagano, Julio
92
Figura 35. Presión de falla.
Estudio de predicción de la presión de falla en ductos Pagano, Julio
93
CAPÍTULO VII
7. Análisis crítico de ingeniería
La presencia de defectos en una tubería en operación hace que cambien las condiciones
en cuanto a la integridad estructural de la misma. Es de suma importancia conocer bien la
defectología presente y llevar a delante tareas de gerenciamiento de integridad como las
descriptas en el punto 6 para poder así tomar una correcta decisión operativa.
De lo expuesto en los cálculos antes realizados se pueden ver diferencias que hacen a la
metodología usada y a parámetros de entrada. Mientras más cerca se esté de la realidad,
mejor se podrán utilizar los recursos y así determinar las condiciones de operación futuras
de un ducto.
7.1. Comparación de resultados
7.1.1.Comparativa FAD
A continuación, se comparan los resultados obtenidos de aptitud para el servicio.
Figura 36. Comparativa FAD teórico vs ensayo.
Estudio de predicción de la presión de falla en ductos Pagano, Julio
94
Se puede apreciar en la Figura 36 resultados diferentes del cálculo de aptitud para el
servicio para valores obtenidos de la teoría (valores mínimos exigidos por las normas de
construcción del tubo) y para valores tomados de ensayos de materiales.
Como se puede ver en el cálculo teórico, el resultado indica que la tubería es apta para el
servicio ya que los puntos se encuentran en la zona aceptable del diagrama FAD. Pero si
vemos los resultados del cálculo de ensayos, tres puntos se encuentran en la zona no
aceptable.
La distribución de los puntos nos brinda información sobre el posible comportamiento de
falla que podría sufrir la tubería. Los puntos que son resultado de ensayos realizados en el
material indican un posible colapso elasto-plástico o fractura frágil. Mientras los teóricos se
encuentran dentro del FAD en la zona segura.
Como se pude ver en capítulos anteriores, el FAD es un método pasa no pasa. Es por ello
que realizando el cálculo de presión de falla tendremos un valor empírico más cercano a la
realidad para luego tomar una mejor decisión operativa.
7.1.2.Comparativa de presión de falla
En cuanto a la presión de falla los resultados se muestran en la Figura 37.
Estudio de predicción de la presión de falla en ductos Pagano, Julio
95
Figura 37. Comparativa Presión de falla teórico vs ensayo.
En la Tabla 18 se detallan las diferencias porcentuales de las presiones de falla calculadas
mediante los dos métodos.
Defecto Presión de falla teórico
[Kg/cm2] Presión de falla ensayo
[Kg/cm2] Diferencia
[%]
W 6930 + 0,012 105 103 1,90
W 6930 + 0,012 114 115 0,88
W 6930 + 0,012 101 96 4,95
W 6930 + 0,012
W 6930 + 0,012 114 115 0,88
W 6930 + 0,012 91 83 8,79
W 6930 + 11,192 95 89 6,32
Tabla 18. Diferencias de presión de falla.
Si bien los resultados varían al igual que en el caso del diagrama FAD del punto anterior,
se puede apreciar que todos los valores de presión de falla se encuentran por encima de la
Estudio de predicción de la presión de falla en ductos Pagano, Julio
96
máxima presión de operación admisible (MAPO). Es por ello que se concluye que el ducto
puede continuar en operación a una presión de 48 Kg/cm2.
El valor de MAPO define los límites de operación y mientras más lejos nos encontremos del
mismo, tendremos un mayor coeficiente de seguridad que nos dará un margen mayor para
operar de manera más segura.
El impacto de los resultados es evidente en términos de decisiones operativas para evitar
una falla catastrófica (Figura 38) con sus consecuencias en la seguridad de las personas,
medio ambiente e impacto económico.
Figura 38. Falla catastrófica en gasoducto.
Estudio de predicción de la presión de falla en ductos Pagano, Julio
97
CAPÍTULO VIII
8. Análisis económico
Llevar adelante el plan de acción descripto en el punto 5 es costoso debido a la cantidad
de estudios a realizar. Se debe disponer de una muestra que implica sacar el ducto de
operación y repararlo para que retome su normal funcionamiento. Como otra opción se
puede recurrir a cañerías de iguales características constructivas y realizarle los ensayos.
Sin embargo, esos costos comparados con lo que generaría una falla inesperada se
vuelven menores. Además, con el paso del tiempo se dispondrán de más datos para realizar
los cálculos de aptitud para el servicio. Requiriendo menos ensayos futuros.
Las normas de referencia: ASME B31.8 Gas Transmission and Distribution Piping Systems
y ASME B31.4 Pipeline Transportation Systems for Liquids and Slurries indican que la
inspección interna debe ser realizada cada 5 años. Se trata de recolectar la mayor cantidad
de datos de la inspección principal y luego continuar con el flujograma. Todas las
actividades se realizan en un lapso de tiempo relativamente corto, y nos da el tiempo
suficiente para programar y estudiar la inspección futura.
Los costos aproximados de realizar un estudio de esta magnitud se detallan en la Tabla 19.
Descripción Unidad de
medida Cantidad
Precio unitario U$
Monto U$
Inspección ILI Km 6 83.000,00 498.000,00
Evaluación Directa (examinador nivelado)
Día 3 1.090,00 3.270,00
Ensayos
Realización de Prueba hidráulica
Unidad 1 10.000,00 10.000,00
Ensayo de Charpy con probeta
Probeta 2 1.500,00 3.000,00
Ensayo de tracción con probeta
Probeta 2 2.000,00 4.000,00
Ensayo de tensión residual
Probeta 2 1.000,00 2.000,00
Total U$520.270,00
Tabla 19. Costos asignados al proyecto.
Estudio de predicción de la presión de falla en ductos Pagano, Julio
98
Si se diseña una matriz de riesgo teniendo en cuenta las consecuencias y una escala de
frecuencias en términos de ocurrencias/año tendremos una visión del riesgo presente.
Una matriz de riesgo es una herramienta de control y de gestión normalmente utilizada para
identificar el tipo y nivel de riesgo de las instalaciones, sistemas, y/o equipos. Permite
evaluar la efectividad de una adecuada gestión de los riesgos que impactan sobre la misión
de las organizaciones.
La matriz debe ser una herramienta flexible que documente procesos y evalúe de manera
global el riesgo de una institución. Una matriz es una herramienta sencilla que permite
realizar un diagnóstico objetivo de la situación global de riesgo de una instalación.
Una matriz de riesgo también es una tabla que registra los resultados de la evaluación tanto
cualitativa como cuantitativa del riesgo. Si bien existen diferentes matrices de riesgo, la
configuración general tiene una serie de características comunes.
En todas las matrices de riesgo la probabilidad de ocurrencia de una falla se esquematiza
en el eje de las ordenadas, mientras que en el eje de abscisas se registran las
consecuencias.
La probabilidad de falla puede ser obtenida a partir de bases de datos publicadas como
UKOPA (Reino Unido, Gases), EGIG (Europa Occidental, Gas Natural) u OPS (Office of
Pipeline Safety, USA, Gas Natural).
La base de datos de EGIG es una fuente de información importante y confiable para su
utilización en análisis de frecuencias de ocurrencia de fallas en gasoductos de transmisión.
Las consecuencias de los eventos potenciales tendrán su impacto sobre: Personas, Medio
Ambiente y Activos/ Interrupción del Negocio. Para la calibración de la escala de Severidad
en Activos e Interrupción del Negocio se utiliza como referencia valores consultados a
diferentes operadoras de sus matrices corporativas y la normativa de referencia13.
13 API 580 Risk-based Inspection. API 581 Risk-based Inspection Methodology.
Estudio de predicción de la presión de falla en ductos Pagano, Julio
99
En la Figura 39 se muestra la matriz de riesgo adoptada.
Figura 39. Matriz de riesgo.
PD (Property Damage): Toda pérdida o daño material, accidental, directo e imprevisto a bienes muebles e
inmuebles de la operadora.
BI (Business Interruption): Perdidas de la Utilidad del Negocio derivado de un daño a las instalaciones de la
operadora.
OEE (Operator Extra Expense): En caso de intervención en pozos.
Si comparamos los costos de llevar adelante el plan de acción con las consecuencias en
términos económicos que provocaría una falla inesperada vemos que si la operadora
asume el riesgo de no realizar este tipo de estudios tendría una consecuencia alta ante la
existencia de un suceso, con afectación a la salud de las personas y daño al medio
ambiente.
Estudio de predicción de la presión de falla en ductos Pagano, Julio
100
Para tomar dimensión en números reales, una falla catastrófica de un oleoducto en Julio
del año 2000 en el sur de Brasil14 provoco el derrame de cuatro millones de litros de crudo
al Río Iguazú. Una falla de estas características para un operador en Sudamérica con una
capacidad de transporte promedio de 600.000 bpd (barriles por día), considerando un precio
del barril de petróleo del orden de los 51 U$S/bpd (WTI15 51,45 U$S/bpd al 12-02-2020) y
una reparación simple de tres días, implica una pérdida de ingresos de la compañía
operadora de 92 millones de dólares. La cifra, que de por sí es más que elocuente, no
contempla otros aspectos como remediación medioambiental, penalizaciones y multas,
gastos de logística en zonas de difícil acceso, costos de imagen pública, reputación y primas
de seguros.
Realizar análisis de presión de falla en ductos como el que presenta este estudio es el
objetivo primordial para mantener el nivel de riesgo dentro de valores aceptables para la
operación segura.
14 https://www.educ.ar/ 15 WTI son las siglas de West Texas Intermediate, un crudo referente en el mercado de petróleo. Consultado en https://es.investing.com/
Estudio de predicción de la presión de falla en ductos Pagano, Julio
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CAPÍTULO IX
9. Conclusiones
• Teniendo en cuenta los kilómetros de ductos en operación que aun poseen
soldadura del tipo ERW, tanto en la Argentina como en el mundo, y los niveles de contaminación y daño a las personas que podría ocasionar una falla en los mismos, es de primordial importancia que se tome noción, se implemente y desarrolle un plan de acción para la evaluación de defectos planares de manufactura en ductos.
• El ingeniero de integridad es el responsable de dar solución a la manera de afrontar la problemática ante diversos escenarios de operación y mecanismos de daño activos, brindando una metodología que permita mejorar la predicción de la presión de falla en los ductos.
• Los métodos y normas disponibles para el análisis de defectos planares en ductos son documentos genéricos basados en métodos semiempíricos y no específicamente realizados para tubos, arrojan resultados conservativos.
• El método basado en el diagrama FAD es un método pasa no pasa, para obtener
un valor empírico de presión de falla más cercano a la realizad se debe realizar un proceso iterativo modificando la presión interna del ducto, de manera de encontrar las condiciones límites.
• Las condiciones límites conducen a determinar la operación segura, al crecimiento del negocio y a mantener los niveles de riesgo en valores aceptables.
• El plan de acción para evaluaciones de integridad en ductos presentado tiene toda la relevancia y minuciosidad que exige la industria y los entes de regulación a la fecha.
• Los costos de llevar adelante el plan de acción comparado con las consecuencias de una falla inesperada son extremadamente bajos.
• El riesgo de no realizar este tipo de estudios tiene una consecuencia alta ante la
existencia de un suceso, con afectación a la salud de las personas y daño al medio ambiente.
• La actualización de bases de datos que contengan registros de inspecciones y ensayos realizados en los materiales tiene un valor incalculable para la integridad de las instalaciones.