Fit for Life

(Foto: Oceaneering)

Asegurar que los activos permanezcan seguros y sostenibles a través del análisis de ingeniería cuantitativa

A medida que el mundo continúa demandando fuentes de energía, existe una presión creciente sobre los productores de hidrocarburos para que encuentren nuevas reservas y extraigan más de los activos existentes. En los últimos años, la industria ha logrado avances notables en las técnicas de recuperación, utilizando tecnología eficiente para extender la vida útil de los campos maduros.

A medida que estas instalaciones se extienden más allá de su vida de diseño original y la carga para la verificación y garantía de integridad aumenta constantemente, es esencial demostrar la seguridad e integridad continua de los activos antiguos.

Cualquier infraestructura que haya estado en servicio durante un período prolongado, ya sea un recipiente a presión, una tubería o un componente de la máquina, tiene el potencial de degradarse hasta que ya no cumpla con los requisitos de diseño originales. Por lo tanto, el primer paso para revisar los programas de reurbanización en campos antiguos es evaluar la condición de la infraestructura existente y su capacidad para manejar las cargas operativas actuales. Si una evaluación de la condición indica inquietudes, entonces se requiere un análisis adicional para determinar la acción correctiva adecuada para garantizar operaciones continuas y seguras.

Aptitud para el servicio: ¿qué es?
Fitness for Service (FFS) proporciona una evaluación de ingeniería cuantitativa para demostrar la integridad de un componente para continuar operando bajo un conjunto específico de condiciones, potencialmente en presencia de un defecto o mecanismo de degradación. Traduce los resultados de la inspección en riesgos operativos y de seguridad cuantificables, lo que permite tomar decisiones informadas de gestión de integridad.

FFS proporciona una base para que los ingenieros distingan entre defectos y condiciones aceptables e inaceptables, con principios basados en procedimientos reconocidos internacionalmente. Aunque muchos estándares de la industria abordan alguna forma de evaluación de aptitud para el servicio, el American Petroleum Institute (API) compiló las mejores prácticas en un único estándar de evaluación modular (API 579-1), que se ha convertido en la publicación autorizada en FFS.

Comprensión clara del riesgo
Los beneficios de llevar a cabo evaluaciones FFS son claros: tiempo de inactividad reducido, seguridad mejorada, mantenimiento proactivo, todos los elementos necesarios para mantener las operaciones continuas, lo más seguro, conforme y eficiente posible. Sin embargo, a menudo surge la pregunta de cuándo debe y debe aplicarse FFS.

Identificar el punto de desviación de la intención del diseño a menudo es más complejo de lo esperado debido a la ausencia de información de diseño detallada, cambios en los entornos operativos y escenarios de carga múltiples o complejos. Por lo tanto, se debe considerar una evaluación de FFS tan pronto como los defectos informados excedan los límites del código de diseño. Por ejemplo, el tamaño del defecto que excede el límite estipulado en el estándar de control de calidad de fabricación original, la pérdida de metal que excede la tolerancia de corrosión de diseño, la degradación de la propiedad del material por debajo de los límites de especificación del material, o expuesto a presiones y temperaturas fuera de los límites operativos originales.

En petróleo y gas, la degradación a menudo está dominada por la pérdida de metal como resultado de la corrosión. Los operadores tienden a usar el grosor de pared mínimo permitido (MAWT) como guía para iniciar FFS. Para los componentes de la tubería también existe una dependencia significativa en las pautas API 574 para un espesor de pared estructural mínimo; aunque estos no tienen en cuenta la calidad del material, la longitud del tramo, el medio operativo o las disposiciones de soporte.

Por ejemplo, un sistema de tuberías de 40 "horario de 6" tiene un espesor nominal de 7.11 mm, incluido un potencial de 12.5% de espesor bajo tolerancia. Si se especifica que tiene un margen de corrosión de 1.5 mm, resulta en un espesor de pared de diseño mínimo de 4.72 mm. El espesor estructural mínimo predeterminado API 574 para una tubería de acero al carbono y baja aleación de 6 "es de 2.8 mm. Si está diseñado para una presión interna de hasta 50 bar, el MAWT para retención de presión podría ser 1.21 mm (dependiendo del grado del material).

Si se usa MAWT para iniciar la evaluación de FFS, no habría posibilidad de un resultado exitoso para este escenario hipotético, el espesor de pared restante no satisfaría los criterios de espesor límite API 579. Del mismo modo, si el espesor estructural API 574 se usa para iniciar la evaluación de FFS y el sistema de tuberías está funcionando a temperaturas superiores a 149 ° C, podría experimentar niveles de tensión en las tuberías térmicas locales que requieren niveles muy superiores al espesor estructural. Para los recipientes a presión es aún más complejo debido a los cambios locales en la geometría, zonas de refuerzo localizadas, discontinuidades estructurales importantes y complejidades de carga.

Simplemente considerar componentes basados en el grosor para la retención de presión podría dejar a los operadores expuestos a un riesgo sustancial. Realizar al menos FFS básico una vez que los requisitos de diseño ya no se cumplan puede reducir el riesgo y proporcionar información valiosa sobre los límites operativos y la degradación futura, así como resaltar los requisitos futuros para FFS avanzado y reparación potencial.

Degradación de decodificación
El primer paso para evaluar cualquier defecto es la identificación del tipo de daño. Los procedimientos de evaluación son específicos de daños, con el estándar API 579-1 que proporciona métodos de evaluación para 12 tipos diferentes de daños. Comprender el daño también es importante para predecir la progresión y determinar la vida operativa segura restante.

Para cada tipo de daño hay un subconjunto de métodos de evaluación, cada uno con criterios específicos de aplicabilidad y limitación que deben considerarse. También hay diferentes niveles de evaluación, con una precisión progresivamente mayor y un conservadurismo reducido, acompañado de un aumento en la precisión requerida de la información de entrada:

• Nivel 1: muy básico y dirigido a la detección rápida de defectos en componentes simples, normalmente considerando solo la retención de presión
• Nivel 2: intermedio, para componentes más complejos con cargas adicionales, una mayor precisión permite una reducción en los márgenes de seguridad de diseño
• Nivel 3: evaluación avanzada de componentes complejos o degradación severa utilizando modelos matemáticos detallados para determinar la estabilidad estructural

Clasificación de componentes
API 579-1 utiliza un sistema de clasificación alfanumérico basado en la complejidad del componente y las condiciones de carga, para determinar el nivel mínimo apropiado de evaluación:

• Tipo A: es el componente más básico, con una geometría y una ecuación simples que relacionan el espesor con la presión y condiciones de carga simples dominadas por la presión. Los componentes tipo A son perfectamente adecuados para la evaluación de nivel 1
• Tipo B clase 1: tienen geometrías básicas y ecuaciones de espesor similares a las de los componentes Tipo A, pero requiere la consideración de condiciones de carga adicionales debido al tamaño físico y / o temperatura de exposición. Los componentes de tipo B clase 1 requieren una evaluación de nivel 2 como mínimo
• Tipo B clase 2: son componentes más complejos con interdependencias de espesor que requieren una evaluación de diseño de procedimiento en lugar de un espesor simple. Los componentes de tipo B clase 2 requieren una evaluación de nivel 2 como mínimo
• Tipo C: tienen las geometrías más complejas y la distribución de carga que normalmente causa una discontinuidad estructural o de tensión local significativa que requiere un análisis matemático avanzado por medio de la evaluación de Nivel 3

Valoración en acción
Con la condición de fondo, los parámetros operativos, los mecanismos de daño y el nivel establecido de FFS confirmado, podemos demostrar el verdadero valor de FFS en acción.

Durante una inspección de rutina, se detectó corrosión localizada bajo aislamiento (CUI) por encima de un anillo de refuerzo horizontal en un recipiente vertical grande. La pérdida local de metal se extendió aproximadamente 200 mm hacia arriba desde el anillo de refuerzo que cubre localmente toda la circunferencia de la carcasa. Las mediciones precisas de espesor no fueron posibles de inmediato debido a la condición de la superficie, pero las estimaciones sugieren que solo quedan 7 mm de la pared original de 16 mm en el área más afectada.

Se contactó a Oceaneering para obtener asesoramiento sobre cómo evaluar con precisión la seguridad y la operatividad continua del equipo. La instalación de producción tenía capacidad para un cierre parcial a corto plazo de 5 días para la preparación de la superficie y la inspección del buque dañado. Más allá de esto, si fuera necesario un tiempo de reparación más largo, la instalación requeriría un cierre completo, lo que resultaría en una pérdida financiera sustancial. La preocupación principal se centró en la seguridad inmediata del personal y el equipo, seguida de la mitigación de cualquier tiempo de inactividad requerido. FFS proporcionaría información valiosa sobre si la operación continua era segura y alcanzable, mientras se investigaba, diseñaba e implementaba una estrategia de reparación adecuada.

Las dimensiones de la embarcación no satisfacían los requisitos para la clasificación de componentes Tipo A, ya que debían considerarse condiciones de carga adicionales. La ubicación del defecto, inmediatamente adyacente a un refuerzo también no cumplía con los requisitos de aplicabilidad de Nivel 2, lo que indica que se requeriría un análisis de tensión de elementos finitos para evaluar la distribución local de tensión y tensión. La FFS avanzada (Nivel 3) fue, por lo tanto, la única evaluación adecuada.

Oceaneering proporcionó rápidamente una evaluación preliminar (Nivel 2) basada en la información inicial disponible, mientras que el operador procedió con el apagado a corto plazo para la preparación de la superficie y la inspección detallada. Aunque no es adecuado para certificar la integridad, la evaluación indicativa proporcionó una indicación preliminar del riesgo potencial de falla y la probabilidad de un resultado exitoso de la evaluación de Nivel 3, permitiendo así que el operador concentre los esfuerzos inmediatos en volver a poner en servicio o reparar. Oceaneering también inició el modelado geométrico para FEA para acelerar el proceso de evaluación.

El diseño original del recipiente incluía la consideración de la presión interna y las condiciones de vacío, con un funcionamiento normal en vacío parcial. La evaluación indicativa de Oceaneering mostró que el diseño original se regía por las cargas de vacío, no por la presión interna. Anticipó que el recipiente resistiría presiones internas muy superiores a la presión máxima de diseño, así como condiciones de vacío total, a los niveles de espesor inicialmente informados. Sin embargo, la inspección detallada posterior reveló que la pérdida de metal fue sustancialmente mayor que la estipulada originalmente, con un espesor restante de solo 2.5 mm en el área más afectada. Esto aumentó la urgencia para una evaluación de Nivel 3 y redujo la confianza en un resultado exitoso.

Para acelerar los resultados, se siguió un enfoque por etapas para evaluar los casos de carga. En primer lugar, se evaluaron el vacío combinado, el peso y las cargas térmicas para demostrar la seguridad del funcionamiento normal continuo. La evaluación de carga límite y pandeo indicó estabilidad estructural general y resistencia adecuada al pandeo bajo vacío total, sin cambios en el comportamiento de pandeo del diseño en presencia del defecto y sin excesivas tensiones plásticas. Por lo tanto, se consideró que el recipiente era apto para un servicio continuo para el funcionamiento normal (vacío parcial) y podrían comenzar los preparativos para la puesta en servicio, con protecciones apropiadas para evitar condiciones molestas.

En segundo lugar, se evaluó la presión interna, el peso y las cargas térmicas durante las condiciones de malestar. La evaluación indicó una inestabilidad estructural potencial y tensiones plásticas excesivas a presiones que exceden el 70% de la presión máxima de diseño, lo que requiere una reducción de la capacidad del recipiente por posibles condiciones de malestar. Finalmente, la evaluación de las cargas de viento indicó que la integridad del buque no se vería comprometida a las velocidades de viento de diseño.

Oceaneering concluyó que debido al bajo espesor restante mínimo y la reducción requerida para la presión interna, el recipiente no podría soportar ninguna pérdida de metal adicional significativa. Se consideró apto para un servicio continuo a corto plazo, siempre que se redujera al 70% de su presión máxima de diseño original, que la degradación temporal se inhibiera por la protección contra la corrosión temporal, y se diseñara e implementara una reparación adecuada en un plazo razonable.

Beneficios comprobados de aplicar FFS
Debido a la criticidad y la urgencia asociadas con FFS, la retroalimentación regular del progreso y los resultados preliminares son críticos para permitir la toma de decisiones precisas sin la necesidad de esperar un informe formal final. Para el ejemplo anterior, Oceaneering proporcionó al cliente resultados indicativos y la capacidad de tomar una decisión informada dentro de los tres días, asegurando que el equipo pudiera volver a ponerse en servicio de forma segura, junto con la búsqueda de soluciones de reparación.

En la mayoría de los casos, cuando FFS es realizado por defensores competentes de la industria, el costo de la evaluación se ve ampliamente compensado por los beneficios de obtener una comprensión más detallada del daño, el riesgo potencial, los límites operativos seguros y la probabilidad de reparación. FFS proporciona información valiosa sobre los riesgos asociados con las combinaciones de componentes y defectos y es compatible con la gestión eficaz de la integridad futura.

Incluir la tecnología FFS y las capacidades de evaluación como parte de la estrategia de gestión de activos puede crear eficiencias operativas sustanciales, reducir la probabilidad de reparaciones no planificadas y costosas. Asegurarse de que los operadores sean plenamente conscientes de qué es FFS y por qué existe como parte del presupuesto de un programa de mantenimiento puede evitar paradas prolongadas, mejorar la recuperación y mantener los activos seguros por más tiempo.