Análisis de Criticidad

 

LA OTRA VISIÓN DE LA CONFIABILIDAD OPERACIONAL  APLICABILIDAD DE LA METODOLOGÍA METODOLOGÍA JERARQUIZACIÓN DE A ACTIVOS CTIVOS POR ANÁLISIS DE CRITICIDAD 2DA PARTE APLICABILIDAD DEL MÉTODOS DE LOS PUNTOS 2DA

“ 

E ÍNDICE DE PROBABILIDAD DE FALLA ”  

Página | 1

 

Por: Jean farfán Maturín, Venezuela 2019 En virtud de hacer extensiva La Otra  Otra  Visión de

La aplicación del método de los puntos es una

la

una

de las maneras que existen para el cálculo de

 perspectiva simplista y de fácil comprensión al

criticidad, en la diversidad de formas podemos

lector, en el artículo anterior se mencionaron las

mencionar el método de Tony Ciliberty, estándar

definiciones

military MIL-STD-882D, NORSOK STANDARD Z-

Confiabilidad

Operacional   desde

básicas,

formulas,

premisas,

métodos de cálculo, flujograma, cuando aplica, en donde se aplican, resultados, beneficios, seguimiento y control de los análisis de criticidad (AC) aplicados en la industria Petrolera Nacional en Venezuela.  Venezuela. 

008 y otros referidos a esta disciplina. Lo importante de la aplicación de la metodología de Criticidad,  Criticidad,  es que  nos permite establecer la jerarquía o prioridades de instalaciones, sistemas, equipos y dispositivos,

En el desarrollo de este documento (2da parte)

creando una estructura que facilita la toma de

aplicación de la metodología de jerarquización

decisiones acertadas y efectivas, direccionando

de activos por AC, estaremos desarrollando el

el esfuerzo y los recursos en áreas donde sea

método de los puntos  puntos  y el índice de

más importante o necesario mejorar la

 probabilidad de falla (IPF),  (IPF),  para determinar la

confiabilidad operacional, basada en la realidad

criticidad en un sistema de líneas de flujo que

actual.   actual.

transporta petróleo de un campo en Venezuela, dicho sistema de manera general se puede simplificar en la instalación de una tubería para

Palabras Claves:  Confiabilidad operacional, criticidad, método de los puntos, índice de

transportar el fluido (petróleo, gas y agua) de

 probabilidad de falla. falla.

un pozo hasta colocarlo en los múltiples de

 Abreviaturas y términos. AC:  AC:  Análisis de

recolección y estaciones flujo, para realizar el

criticidad. ENT: ENT:   Equipo natural de trabajo. IPF :

 proceso de separación primaria de dicho fluido,

Índice de probabilidad de falla. MBND: MBND: Miles  Miles de

y posteriormente el petróleo es enviado al

barriles día de petróleo. MMPCND MMPCND:: Millones de

sistema de tanques de almacenamiento para su

 pies cúbicos normal día de gas. MBA MBA:: Miles de

despacho a la red de oleoductos principales que

barriles de agua. %AyS %AyS:: Porcentaje de Agua y

tienen

Sólidos. SPC : Sistema de protección catódica.

como

destino

los

terminales

embarque para su venta en el exterior.

de

TPFS:: Tiempo promedio fuera de servicio. TPFS Página | 2

 

Repasando

el

artículo

anterior

( Parte Parte

Consecuencias

I

Definiciones básicas ) se tiene que:

Resultado de un evento. Puede existir una o más consecuencias de un evento, las cuales sean

La Criticidad  

expresadas cualitativa o cuantitativamente. [1]  Consecuencias

Es un método de fácil manejo y compresión, cuya virtud es proveer donde mejorar el activo y

Índice de Probabilidad de Fallas (IPF)

 jerarquizarlo. Es representado a través de una Matriz Deterioro de los Equipos

5x5, que denota el valor cuantitativo a mejorar, al combinar la frecuencia de ocurrencia (FF) o índice de

Avanzado deterioro de la integridad de los equipos

 probabilidad de falla (IPF) y las consecuencias que

1. Nivel de producción 2. Imagen 3. Tiempo fuera de servicio 4. Impacto en Producción 5. Impacto a la seguridad 6. Impacto al Ambiente

tienen.  [1]  tienen.

  Figura N°2. IPF * Consecuencias (Fuente: Elaborada  por el autor)  autor) 

La fórmula utilizada es: Criticidad

Criticidad

El caso de estudio presentado  presentado  en este documento

Frecuencia de Falla (FF)

Consecuencia

Índice de Probabilidad de Falla (IPF)

Consecuencia

técnico, se realizó para el cálculo de criticidad (AC) utilizando el método de los puntos y el índice de  probabilidad de falla (IPF) a una red de tuberías de  

 petróleo de un campo petrolero en Venezuela, con una producción total manejada de 40 mil barriles

Figura N°1. Ecuación de Criticidad (Fuente: Petróleos de Venezuela (2011) Norma MM-01-01-02)

Índice de Probabilidad de Falla (IPF)  (IPF)  Es un Índice que se calcula en función de las actividades de inspección y mantenimiento que se llevan a cabo en cada uno de los sistemas,

normales día de petróleo (MBND) con una gravedad 25 °API.

La aplicación del IPF   a la red de tuberías permitirá determinar la integridad mecánica considerando las variables de mayor relevancia y que afectan al sistema (líneas).

considerando factores que están referidos a

De manera general se presenta el proceso macro de

condiciones operacionales, corrosión, integridad

 producción de petróleo que parte desde los estudios

mecánica, desempeño, control y protección, entre

de yacimientos, extracción de fluidos, manejo y

otras. [2] 

disposición, almacenamiento y transporte, en la  figura N° 3, se muestra un esquemático del proceso.

Página | 3

 

 A continuación, se muestra el esquema general del proceso de producción de petróleo

Perforación de Pozos Plan Pl an de Pr Prod oduc ucci ción ón añ año o 72

Plan de producción

MBDy 250 2501 MMPCN MMP CNDG DG del1 Campo:

Estaciones de Flujo Patios de tanque (Almacenamiento y despacho)

N°de Po Pozo zos s ac acti tivo vos s : 110 110

Inyección de gas / Agua: 110 11 0 MMP MMPCG/ CG/ 80 MB MBA A Plantas de Gas (Compresión e Inyección)

 Yacimientos Leyenda Petróleo Gas Agua Plantas de A Agua gua ( Inyección)

 

Figura N°3. Esquema general del proceso de producción de petróleo (Fuente: Elaborada por el autor) a utor)  

Página | 4

 

Una vez conocido el entorno del sistema  sistema   a

Los valores del índice de probabilidad de

estudiar,

y

 falla (IPF) y las consecuencias  consecuencias  de cada equipo

conformación del ENT, se procede a describir de

estudiado son determinados en la matriz 5x5,

manera clara y sencilla El Contexto Operacional  

diseñada con base en el comportamiento y

del activo sujeto al estudio (Líneas de flujo) de la

características

siguiente manera:

estableciéndose los siguientes niveles.

Contexto Operacional:  Operacional: La red de tuberías está

El color rojo es el nivel o zona de Alta criticidad =

conformada por cincuenta y cinco (55) líneas

 A;  color amarillo es el nivel o zona de Media

activas conectados desde los pozos productores

criticidad= M y el color verde es el nivel o zona

de petróleo hasta los múltiples y/o estaciones de

de Baja Criticidad= B. 

definido

el

objetivo,

alcance

del

sistema

bajo

análisis,

 flujo, manejando una producción una  producción de petróleo de 40 MBND

  25 °API,  °API,  (Balance de producción

– 

diario). La producción es manejada a través de líneas de 6 y 8 pulgadas de diámetro, a diferentes presiones: baja, media y alta; y temperaturas promedios entre 60 - 240 °F.

Los aspectos resaltantes que podemos mencionar del campo es el área geográfica, la cual presenta una topografía irregular con suelos

de

alta

conductividad

eléctrica

M

M

A

 

A

A

M

M

A

 

A

A

M

M

 

A

A

B

B

M

M

A

B

B

B

M

A

B

 

Consecuencias

y

 presencia de torres eléctricas de alta tensión a lo largo de los corredores de las tuberías.

   a     l     l    a     F      e     d       d    a     d     i     l     i     b    a     b    o    r     P      o    a     i    c    n    e    u    c    e    r     F

Figura N°4. Matriz de Criticidad (Fuente: Elaborada por el autor)

Página | 5

 

 A continuación , se muestra el flujograma con las actividades principales a realizar para el estudio de criticidad, es de resaltar que estaremos utilizando el método de los puntos, para ello se detallan algunas consideraciones,

(IPF).    premisas y variables para el cálculo del índice de probabilidad de falla (IPF). 

Plan de Acciones Especificas para: •

FLUJOGRAMA

Reducir y/o Anticipar las Fallas en los activos (sistemas, equipos, etc)

Matriz de Criticidad (Alta, media y Baja)

Jerarquización de los activos en Jerarquización base a su nivel de criticidad (FF/IPF * C onsecuencias), representados representa dos en matriz 5x5

Resultados de criticidad

Revisión de Resultados con equipo de trabajo y la Incorporación de Condiciones de Alerta para el Custodio

Análisis de: Histórico de fallas y Consecuencia Consecuenciass

Establecer criterios / Revisión de data

Definición de Alcance del estudio

Conformación del Equipo de Trabajo

Determinación de fallas por sistemas basados en FF / IPF. Cuantificación de consecuencias en Seguridad, ambiente, mantenimiento, producción, otros mantenimiento,

Revisión del Histórico De Fallas de Procesos, Sub-Procesos y Equipos

Figura N°5. Flujograma de Criticidad (Fuente: Elaborada por el autor)

Es importante explicar   de manera detallada las premisas para calcular el IPF  

Rangos del índice de probabilidad de  falla (IPF):  (IPF):  Se estableció la premisa que

Cálculo del índice de probabilidad de falla (IPF):   Se trabajó sobre factores que tuviesen (IPF): información de las líneas sujetas al estudio; a fin de visualizar cual línea está más propensa a fallar por

cada

diez (10) puntos

en

el

IPF

corresponden a un (1) punto en la  plantilla guía de jerarquización que se utilizó para este estudio. (Ver Anexo 2).

sus condiciones de integridad mecánica. [2]  

Página | 6

 

Se utilizó el método de los puntos

Temperatura de Revestimiento:  Revestimiento:  Se

 para determinar el IPF  ;  para ello se definieron

basó en la diferencia de la temperatura de la línea

diferentes variables a utilizar referentes a:

y la temperatura máxima que soporta el

-

Integridad mecánica,

-

Condición del fluido,

-

revestimiento que posee la misma. La tabla de temperaturas máximas de los revestimientos se

Tiempo de servicio, entre otras.

encuentra en el anexo 3. Mientras más negativa es la diferencia de temperaturas se asume que el

 Así mismo el puntaje se estableció en función de la información característica del campo, principales

revestimiento es adecuado. Se consideró que si NO se conoce el tipo de revestimiento se tomará la menor temperatura de

 falla de las líneas de flujo, entre otras.

la tabla de revestimiento. En la figura N° 7, se

Para determinar el IPF,  IPF,  se utilizó la tabla

muestra la puntuación para la temperatura del

mostrada en el Anexo 1, en donde d onde se establecieron

revestimiento.

las siguientes consideraciones: Intervalo de Temperatura

Fallas:   Se basa en dos (2) condiciones, SI Fallas:  presenta fallas la puntuación es diez (10), si NO  presenta fallas es cero (0).

∆T ≥  41

Tiene un gran efecto en la temperatura del crudo,

°C

25

31 °C   ≤

∆ T ≤  40

°C

23

21 °C   ≤

∆ T ≤  30

°C

20

11 °C   ≤

∆ T ≤  20

°C

15

0 °C   ≤

Porcentaje de Agua y Sólidos (%AyS):  (%AyS): 

Valor

∆ T ≤  10

-10 °C   ≤

°C

∆T ≤  -1

∆T ≤ -11

10

°C

5

°C

0

 

debido a la capacidad calorífica del agua, la  puntuación se describe en la figura N° 6,

Figura Nº 7. Puntuación temperatura de

dependiendo de la cantidad (%AyS) presente en la

revestimiento (Fuente: Elaborada por el autor)

línea de flujo, mientras mayor sea la cantidad de agua mayor será el puntaje. Intervalo de %ayS

Condición

de

deterioro

del

Revestimiento:   Es determinada con la edad o Revestimiento:

Valor

tiempo de operación de la línea (considerando los

AyS ≤ 10

1

reemplazos) con respecto a la diferencia de

11 ≤ %

AyS ≤ 20

2

temperatura del revestimiento; se asume que, si el

21 ≤ %

AyS ≤ 30

4

revestimiento es inadecuado y la línea de flujo

5

tiene tiempo operando de esa forma aumenta su

0≤%

% AyS ≥

31

 

Figura N° 6. Puntuación 6. Puntuación %AyS (Fuente: Elaborada

 probabilidad de falla. La puntuación se muestra en la figura N° 8.

 por el autor)  autor) 

Página | 7

 

valores de   presión la probabilidad de falla se

Intervalo de Edad + Temperatura

Valor

ET  ≤ -69

1

-47  ≤ ET  ≤ -27

3

Tendencia Corrosiva: De acuerdo a las

-26  ≤ ET  ≤ -6

5

condiciones operacionales actuales de las líneas,

-5  ≤ ET  ≤ 16

7

17  ≤ ET  ≤ 37

9

se identifica si son afectadas por H2S o por CO2, en caso de ser por CO2, se diferencia la tendencia

ET  ≥ 38

10

incrementa.

de corrosión interna si esta es leve, moderada o  

severa. Para el caso de H2S se estableció como  premisa asignar el mismo puntaje que se le

Figura Nº 8. Puntuación de edad + temperatura de

asignará a corrosión severa, en vista de que este

revestimiento (Fuente: Elaborada por el autor)  autor) 

tipo de corrosión afecta rápidamente la integridad de la línea (Riesgo por picadura).  picadura).  

Edad de la línea:  línea:   Para tomar en cuenta la condición de deterioro natural del revestimiento

Inspección de Equipos Estáticos:  Estáticos: 

se consideró una puntuación para hacer referencia al tiempo que tiene la línea operando, ya sea

Contempla los estudios e inspecciones efectuadas a las líneas con la finalidad de conocer la

desde que inicio en operación la línea (tendido

integridad mecánica de la misma, permitiendo

original) o hasta los reemplazos. En la figura N° 9

tomar acciones preventivas y así minimizar la

de puntuación se muestra a continuación:

Intervalo de Edad

ocurrencia de fallas. En caso de NO  poseer inspecciones durante el período evaluado se

Valor

considerará como más crítica, es decir el mayor  puntaje.

0  ≤ E  ≤ 5

1

6  ≤ E  ≤ 10

2

11  ≤

15

3

resistividad eléctrica es el parámetro más

16  ≤ E  ≤ 20

4

importante para conocer el nivel de corrosividad

E  ≥ 21

5

de un suelo, porque está directamente relacionado

E  ≤

Estudios de Resistividad de Suelos:  Suelos:  La

 

con el contenido total de sales disueltas. La

Figura Nº 9. Puntuación 9. Puntuación Edad de la línea de flujo

resistividad eléctrica es la resistencia que tiene un

(Fuente: Elaborada por el autor)  autor)  

volumen determinado de medio corrosivo. La velocidad de corrosión está ligada a la resistividad

Edad vs. Presión: Se basa en la relación que existe entre estos factores, mientras más años de servicio tenga la línea y maneje mayores

del terreno, por lo cual siguiendo la norma NACE 1972 se establecieron puntajes dependiendo del valor en [Ω x cm] y su grado de agresividad .

Página | 8

 

Puntos de Interferencia Eléctrica:  Eléctrica: 

establecen dos (2) condiciones para el sistema de

Cuando una corriente parásita penetra en una

 protección catódica de las líneas:

estructura metálica enterrada, (otra tubería o

-

cable eléctrico), ésta circula por ella y en algún

catódica (SPC) la puntuación es diez (10) y SI  

 punto retorna al terreno, genera o produce en

 funciona la puntuación es cero (0).

dicha estructura lo que se conoce como interferencia eléctrica. El punto de entrada de la

En el anexo N° 1,  1,   se muestra el resumen de las

corriente recibirá una protección catódica que  puede ser parcial o total, pero el punto de salida sufrirá daños localizados por electrólisis del material. Para este estudio se consideró señalar si las líneas están siendo afectadas o no por puntos

Si NO NO   funciona el sistema de protección

condiciones utilizadas para determinar el IPF de

las líneas de flujo.  Ahora bien, ya teniendo enmarcado todas las variables, premisas y consideraciones  para

calcular el IPF. Procedemos a mencionar los

de interferencia eléctrica.

 factores que medirán las consecuencias del

Empacadura

Aislante:  Estas Aislante: 

estudio. son

colocadas en las líneas para evitar fugas de carga. Igualmente, cuando la tubería aflora a la superficie o se interconecta con alguna instalación superficial, se debe colocar empacaduras aislantes

Para el cálculo de las consecuencias se tomaron en cuenta los factores descritos a continuación

 para evitar escapes de corriente de protección no necesarias en instalaciones aéreas, es decir si no

Nivel de producción:  producción:  Esta directamente

están instaladas afecta la efectividad de un

asociado con la cantidad de petróleo que

sistema de protección catódica. Para el presente

transporta la línea de flujo.

estudio se colocó el mayor puntaje en caso de NO

Tiempo promedio fuera de servicio

estar instaladas.

(TPFS):   Se estimó que el tiempo para reparar una (TPFS):  pH:   En lo que se refiere a la acidez, los  pH:

 falla frecuente (fuga) es en promedio mayor de 24

suelos muy ácidos (pH 0, 81

ESTA CRITICOS

LINEA 53

20% DE LOS SISTEMAS ESTA MEDIANAMENTE  MEDIANAMENTE  CRITICOS

100% DE LOS

LINEA 51, LINEA 5,

Sistemas Medianamen Medianamente te

 SI STE MAS

0,61 - 0,80

Críticos

LINEA 6, LINEA 10, LINEA 14,

LINEA 45, LINEA 12

80% DE LOS SISTEMAS ESTA MEDIANAMENTE

LINEA 2, LINEA 3,

CRITICOS       F       P       I

20% DEL TOTAL DE SISTEMAS POCO

LINEA 23, LINEA 7, LINEA 16, LINEA 46,

LINEA 55, LINEA 54,

0,46 - 0,60

LINEA 52, LINEA 4,

LINEA 48, L INEA 21, LINEA 26, LINEA 38

LINEA 8, LINEA 9, LINEA 18

CRITICOS 20% DE LOS SISTEMAS

Sistemas Poco

ESTA POCO CRITICOS

Críticos

LINEA 20, LINEA 22, LINEA 24, LINEA 31, LINEA 43, LINEA 45,

0,21 - 0,45

LINEA 50

LINEA 11, LINEA 16, LINEA 47, LINEA 49, LINEA 34 LINEA 15, LINEA 32, LINEA 19,

Figura Nº 12. 12. Esquemático de Teorema de Pareto (Fuente: Elaborada por el autor)

LINEA 22, LINEA 13

LINEA 35, LINEA 37,

< 0,2

LINEA 44, LINEA 42

0 - 30

LINEA 53, LINEA 40 LINEA 39, LINEA 41, LINEA 33, LINEA 36

31 - 60

Ya realizado los pasos previos descritos en el

61 - 90

91 -120

LINEA 19, LINEA 1

>121

Consecuencias

 flujograma mostrado en la figura N°5, el estudio

se presenta preliminarmente ante el   ENT

Figura N°13. Resultados de Criticidad ( Fuente: Fuente: Elaborada por

 para revisar y validar los resultados de la

el autor)

criticidad.

A continuación ,   ,  se muestra el resultado de la Posteriormente se genera la jerarquización y la

 jerarquización de las líneas  sujetas al estudio de

construcción de la matriz 5X5  5X5   de dichos

criticidad.

resultados. Tal y como se muestran en las figuras 13 y 14

 A continuación,  continuación,  se muestran los resultados de la

120

100

80

aplicación de criticidad utilizando el IPF   en las líneas de flujo del campo petrolero estudiado,

60

40

representados en una matriz 5 x 5.  20

0    5    2    3    7    6    4    1    2   a    1   a   a   a   e   a   n   e   e   e   e    i   n   n    L    i   n    i   n    i    i    L    L    L    L

   6    8    1    6    8    3    2    3    9    1    4    4    2    2    3    1    2    5    1   a   a   a   a   a   a   a   a   a   a   e   n   e   e   e   e   e   e   e   e   e    i   n    L   n    i   n    i   n    i   n    i   n    i   n    i   n    i   n    i    i    L    L    L    L    L    L    L    L    L

   2    3    5    4    2    4   a   a    5    5    5   a   e   e   a   a   a   e   n   n    i   n   e   e   e    i    i   n    L   n    i   n    i    L    L    i    L    L    L

   8    9    8    0    2    4    1    5    7    9    1    3    5    7    9    1    5    6   a   a    1    2    2    2    3    3    3    3    4    4    4    4    4    5   a   a   e   e   a   a   a   a   a   a   a   a   a   a   a   a   a   a   e   e   n    i   n   n    i   n   e   e   e   e   e   e   e   e   e   e   e   e   e   e    i    i   n    L    L   n    i   n    i   n    i   n    i   n    i   n    i   n    i   n    i   n    i   n    i   n    i   n    i   n    i    L    L    i    L    L    L    L    L    L    L    L    L    L    L    L    L    L

   0    4    1    6    9    5    2    3    4    5    6    4    2    5    0    0    1    1    1    1    1    1    3    3    3    3    3    4    4    5    4    5   a   a   a   a   a   a   a   a   a   a   a   a   a   a   a   a

  e   e   e   e   e   e   e   e   e   e   e   e   e   e   e   e   n   n    i   n    i   n    i   n    i   n    i   n    i   n    i   n    i   n    i   n    i   n    i   n    i   n    i   n    i   n    i    i    L    L    L    L    L    L    L    L    L    L    L    L    L    L    L    L

POZOS

Fuente: Elaborada por el Figura N°14. Jerarquización N°14. Jerarquización ( Fuente: autor)

Página | 11

 

Ya finalizado este paso (Jerarquización y

aproximadamente 56,71 Km y una producción

Matriz),   el ENT genera un listado de alertas y Matriz),

asociada de 22,63 MBND.

acciones derivado del análisis del estudio, con la  finalidad de  facilitar la toma de decisiones  decisiones  efectivas, direccionar el esfuerzo y los recursos en

áreas donde sea más importante mejorar   en el corto, mediano y largo plazo.  plazo.  

Veintinueve

(29)  líneas (29) 

de

flujo

se

encuentran en criticidad media con una longitud de aproximadamente 118,96 Km de tuberías y una  producción de petróleo asociada de 15 MBND.

Seis (6)  (6)  líneas se encuentran en criticidad

 ANÁLISIS DE RESULTADOS  RESULTADOS 

baja con una longitud de aproximadamente 45 Km De manera general las líneas de flujo activas estudiadas de este campo, se le desconoce la condición

del

revestimiento,

sistemas

de tuberías y una producción de petróleo asociada de 2,37 MBND.

de

 protección catódica fuera de servicio por hurtos, no se han realizado estudios de puntos de interferencia eléctrica, el plan de inspección  preventivo a las líneas presentada desfase en la ejecución, por ende, la integridad mecánica tiene

La criticidad se incrementa  incrementa  en las líneas donde se desconoce el tipo de revestimiento, no  poseen sistemas de protección catódica, existencia de interferencias eléctricas; dichos factores influyen directamente en la integridad mecánica.

una tendencia acelerada a generar fallas en el sistema. Es de resaltar que, del total de líneas estudiadas, quince (15) de ellas se encuentran con un índice de probabilidad de falla alto, con una longitud de aproximadamente 56,71 Km y una  producción asociada de 22,63 MBND.

Las principales causas  causas  que generaron altos niveles de criticidad fueron: Alto número de fallas (Fugas). Altos Porcentajes de Agua y sedimento mayor a 36,69 %. Temperaturas de Operación de la línea muy por encima de los 245 °F a la máxima que soporta el revestimiento.

CONCLUSIONES

PLAN DE ACCIÓN

De un total evaluado de cincuenta cinco (55)

Establecer las estrategias a estrategias a corto plazo para

líneas con una  producción asociada de 40MBND. 40MBND.

acondicionar las líneas que se encuentran en

Quince (15) están en alta criticidad y el resto (35)

criticidad alta, y así verificar la condición mecánica

líneas están en mediana y baja criticidad.

de las mismas. Responsables: Operaciones y Mantenimiento.

Quince criticidad

(15)  líneas (15)  alta,

con

se encuentran una

longitud

en de

Retomar el plan de inspección preventivo  preventivo  establecido por la organización para garantizar la Página | 12

 

integridad mecánica y controlar factores de

revestimiento, fallas, fechas de reemplazos,

impacto tales como: verificación de condición y

 presión de operación, temperatura de operación

tipo de revestimiento en el que presenten

entre otros parámetros, de manera tal de facilitar

aislamiento eléctrico. Responsables: Operaciones y

la búsqueda de información de las líneas del

Mantenimiento.

Campo y de realizar estudios más sustentados y

Implementar acciones para la mitigación de mitigación de

confiables. Responsable: Producción.

la corrosión externa. Responsable: Operaciones y Mantenimiento.

Realizar ficha técnica (Historial) técnica (Historial) a cada línea de flujo, con el propósito de llevar su data general en cuanto a fecha de construcción, tipo de

PLANTEAMIENTO ESTRATÉGICO PARA RECUPERAR A CONFIABILIDAD OPERACIONAL

Id Iden enti tifi fica carr los fa fact ctor ores es del des desempe empeño ño huma humano no

Opera Ope raci ción ón y Man Mante teni nimie mient nto o con confi fiabl able e Adaptación a condición actual Sistema mass com ompu puttar ariizad ados os actualizados Anticipación de fallas

Figura N°15. Estrategias de Confiabilidad Operacional (Fuente: Elaborada por el autor)

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ANEXO 1. VARIABLES PARA DETERMINAR EL IPF Condición

Variables Consideradas

Histórico de fallas Intervalo de % A y S

SI - Cantidad NO 0  % AyS  10 11  % AyS  20 21  % AyS  30

Presenta fallas

 % AyS   31  DT   41 °C  31 °C  DT  40 °C  21 °C  DT  30 °C Intervalo de Temperatura 11 °C  DT  20 °C  0 °C  DT  10 °C  -10 °C  DT  -1 °C DT  -11 °C 0  E  5 6  E  10 Intervalo Edad 11  E  15 16  E  20 E   21 ET  -69  -47  ET  -27  -26  ET  -6 Intervalo de Edad + Temperatura  -5  ET  16 17  ET  37  ET   38 BAJA EDAD 0 - 5 AÑOS MEDIA  ALTA BAJA EDAD 5 - 10 AÑOS Edad vs Presión MEDIA  ALTA BAJA EDAD > 10 AÑOS MEDIA  ALTA Leve Moderada CO2 Tendencia Corrosiva Severa H2S Severa < 2000 Muy alta Resistividad de Suelos [Ω x cm]

pH

Puntos de interferencia Eléctrica Sistema de protección catódica Empacadura Aislante

2000 a 5000 5000 a 10 000 Mayor a 10000