Integridad Mecánica[1]

INTEGRIDAD MECANICA DE DUCTOS NO FACTIBLES DE INSPECCIONAR CON EQUIPOS INSTRUMENTA I NSTRUMENTADOS: DOS: COMPARACIÓN ENTRE COSTO DE INSPECCIÓN Y COSTO DE FALLA Victor Manuel Nuñez Ledesma Gerente de Proyectos NDT, Servicios Marinos y Terrestres, S.A. de C.V., México, [email protected]; Alessandro Demma Fundador y Director, A3 Monitoring Ltd, London, UK, [email protected]





Eloy Pérez Baruch Coord. Grupo Multidisciplinario de Integridad y Confiabilidad de Sistemas de Transporte, PEMEX, México, [email protected]; MJS Lowe Profesor Investigador, Imperial College, London, UK, [email protected]

Resumen El costo de corrosión en ductos de hidrocarburos es estimado en 50 billones de dólares en Estados Unidos. En México como en Estados Unidos hay una red extensa de ductos que permite el transporte y la distribución de los productos desde los campos de producción hasta el punto de utilización. Una red tan extensa y compleja necesita planes de inspección y mantenimiento que permitan una optimización de los riesgos y consecuencias en relación a posibles accidentes. Este articulo analiza la relación costo/beneficio de la utilización del método de Ondas Guiadas (GWT) en ductos de Pemex poniendo en relación el costo de la inspección con Ondas Guiadas (incluyendo todos los aspectos desde la preparación hasta la verificación) y el costo de accidentes evitados a causa de la identificación de defectos críticos (en relación a códigos internacionales). Este caso de estudio mostrara la relación entre el costo de inspección utilizando ondas guiadas en ductos no factibles de inspeccionar con Equipos Instrumentados y el costo de falla.

Palabras Claves Ductos, Ondas Guiadas, Equipo Instrumentado, Monitoreo, Integridad Mecánica, Confiabilidad, Costo/Beneficio, Fallas.

Página 1 de 17

Introducción El costo de corrosión en ductos de hidrocarburos se estima en un 31% del costo de corrosión de infraestructuras en los Estados Unidos de América (USA), y aproximadamente representa también un 5% del costo total que genera el problema de la corrosión según un estudio hecho en 2001 por parte de NACE (National Association of Corrosion Engineers). El resultado de la proyección que la NACE hace sobre el costo total de corrosión en los Estados Unidos de América para el 2013, es de 1 trillón de dólares y por consecuencia los costos estimados de corrosión de ductos de hidrocarburos para el año 2013 es de 50 billones de dólares. El World Factbook reportó en 2008 [2] la presencia de más de 1.5 miliones de kilómetros de ductos de hidrocarburos y el Oil and Gas Journal reporto recientemente que en el año 2013, 200 mil kilómetros de ductos están siendo construidos. El costo de sustitución de esta infraestructura seria aproximadamente de 1.2 trillones de dólares y una parte significativa de este costo está representado por el costo de falla de la estructura. Por lo tanto para los dueños y operadores de plantas de petróleo y gas, el mantenimiento de tuberías en las refinerías y redes de transmisión es un importante gasto. Las fallas de tuberías pueden causar la pérdida inmediata de la producción hasta que se pueden proporcionar reparaciones o rutas alternativas. Además, muchas tuberías contienen materiales peligrosos, y una falla en una línea puede provocar grandes daños a otra planta, por ejemplo, por incendio o explosión, y el riesgo de pérdidas de vidas. Estrategias de prevención de la corrosión son de vital importancia para mitigar la velocidad de degradación, pero la inspección de las tuberías es fundamental para identificar la corrosión activa y por lo tanto permite implementar programas de reparación y sustitución antes de que pueda producirse la falla. La inspección de tuberías es normalmente administrada dentro de programas integrales, los cuales incluyen, la consideración del mantenimiento de toda la planta, las probabilidades estimadas de fallas, los costos implícitos de fallas, y la exposición a riesgos. Las opciones convencionales de inspección incluyen: las pruebas hidrostáticas, inspección en línea y los métodos ECDA e ICDA propuestos por parte de NACE.

Página 2 de 17

El riesgo de pérdida de producción o de fallas peligrosas es igualmente importante en las líneas de transmisión y las líneas de interconexión. Convencionalmente, la inspección de las líneas de transmisión es un proceso sustancialmente más fiable que la inspección de las líneas de interconexión. Las líneas de transmisión están normalmente inspeccionadas por ILI, con información detallada y cobertura de 100% del volumen. Sin embargo, la inspección de las líneas de interconexión es más compleja y menos fiable si se utiliza medición de espesores en puntos de muestreo seleccionados. Mientras que la medición del espesor por puntos puede dar una buena información sobre un lugar en particular, el porcentaje del área de cobertura es muy pequeña, por lo que la probabilidad de detección (POD) de los defectos es baja. La Inspección con Ondas Guiadas permite un enfoque alternativo que proporciona una cobertura del 100% del volumen del material, pero no requiere el acceso dentro de la tubería [3]. Las ondas guiadas ocupan todo el volumen del material, y se reflejan a partir de los cambios geométricos en la pared del tubo, tales como daños locales. Sus resultados no se dan en términos de pérdida de espesor, pero permiten a los inspectores tener información acerca de dónde realizar inspecciones localizadas. Así GWT se utiliza para marcar indicaciones en determinados lugares y estas indicaciones son objeto de verificación con métodos convencionales de inspección. GWT se evaluó mediante pruebas de rendimiento, por ejemplo para la industria del gas en EE.UU. [4], y ahora se acepta para su uso en muchas aplicaciones en la industria del petróleo y gas. A pesar de que utiliza ondas ultrasónicas, es completamente diferente de las pruebas de ultrasonido convencional (UT), por lo que se ha aceptado como un nuevo "Método" de NDT [5, 6]. La Figura 1 muestra un ejemplo de aplicación del método de GWT. En este ejemplo, el cual corresponde al programa de inspección contemplado en el presente artículo, la tubería está enterrada en el suelo. El acceso para realizar la inspección se logra mediante una serie de excavaciones a lo largo de la longitud de la línea; varias excavaciones de acceso se pueden ver en el fondo de la imagen. Un anillo de transductor (en azul) está acoplado alrededor de la tubería; Este se utiliza tanto para enviar las ondas a lo largo de la tubería, como para recibir los ecos que regresan de defectos u otras características. Las señales se graban en una Página 3 de 17

computadora y se procesan para mostrar la ubicación de los reflectores a lo largo de la longitud de la tubería. Cuando está enterrado el tubo, tal como en este caso, el intervalo de inspección en el peor de los escenarios es 5-10m en cada dirección desde el transductor, debido a la pérdida de sonido en el suelo circundante. Pero para tuberías aéreas es sustancialmente mayor, típicamente decenas de metros. Explicaciones detalladas sobre el funcionamiento del método se han reportado en otras partes, un ejemplo es el articulo Núñez Ledesma [7], que examina los detalles técnicos de la GWT de uno de los tubos descritos en este artículo. En este artículo se reportan los beneficios y contribuciones de GWT a la gestión de una red de ductos en México. Considerando que los informes anteriores del método de GWT se han concentrado en la demostración de sus aportaciones técnicas, nuestro objetivo en este caso es observar cómo el costo de la aplicación GWT puede justificarse en función de los beneficios obtenidos por la mejora de la gestión de los ductos: el mantenimiento de las líneas, la detección de los defectos antes de la falla, y la reducción del riesgo de eventos de fallas peligrosas. Esto se realiza mediante el examen de los datos de un programa de campañas de inspección GWT en las líneas de interconexión en el sur de México, pertenecientes a la petrolera Pemex. El análisis del costo-beneficio de realizar GWT era importante para la decisión comercial de implementar GWT. Pemex ha acelerado el uso de GWT ya drásticamente en la década del 2000, que por supuesto es la indicación más fuerte que el análisis de los costos ha sido juzgado como favorable a GWT.

Desarrollo del Tema La región estudiada se encuentra a cargo de la Gerencia de Transporte y Distribución de Hidrocarburos Sur, la cual cuenta con 113 Ductos de Hidrocarburos con una longitud total de 2,206.093 Kilómetros y 106 Acometidas (Interconexiones) con una longitud total de 79.21 Km; transportando una producción total de 1,350,000 BPD de aceite y 1,819 MMPCD de gas.

Página 4 de 17

El programa para implementar GWT en esta región fue motivado por los resultados de los programas de ILI de las principales líneas de transmisión en la década del 2000. La corrosión de las líneas principales se identificó, incluyendo algunas de las principales pérdidas de material (por ejemplo, pérdida del 40-50% del espesor de la tubería, la cual posteriormente se reparó). Sin embargo, los cálculos del rateo de incremento de corrosión en general, y las predicciones de éstos durante la vida útil de las líneas incrementaron la preocupación sobre las líneas de interconexión. Las líneas de interconexión, que no podían ser inspeccionadas por ILI, transportan los mismos productos que las líneas principales, y sufren las mismas condiciones ambientales, por lo que se espera que sufran los mismos problemas de corrosión. La única opción convencional para la inspección de estas líneas fue en su momento una medición del espesor de manera muestral. Pero Pemex seguía preocupado por la integridad de estas líneas que debían evaluarse. Además, los limitados resultados no dieron ninguna base para predecir posibles velocidades de corrosión, que serían necesarios para la gestión del mantenimiento de estas líneas. Al mismo tiempo, de acuerdo con las opciones convencionales, la única ruta viable para asegurar la integridad fue la construcción de líneas de interconexión de recambio. Esta opción se examinó pero era prohibitivamente costosa, no sólo por el costo de las nuevas líneas, aunado también al costo de perdida de producción durante los trabajos de interconexión del nuevo ducto construido. El enfoque que se tomó para las campañas de inspección GWT fue impulsado por la naturaleza de la degradación de las principales líneas, observado a partir de los resultados del equipo instrumentado. Esta degradación representaba la pérdida de pared por corrosión interna y externa. El modo de falla potencial de la corrosión excesiva, se refleja en la ruptura cuando el espesor restante de la pared del tubo es demasiado pequeño para mantener la presión interna del producto que se transporta. Con Ondas Guiadas aplicada al 100% del volumen de las tuberías, se encuentran indicaciones (lugares en los que se generan ecos de las señales, que plantean un requerimiento de preocupación suficiente para justificar una investigación más a detalle); verificaciones mediante ultrasonido, radiografía y otros métodos convencionales de END se utilizan en estas ubicaciones para obtener valores precisos del espesor remanente. Después de haber encontrado y caracterizado el daño por corrosión, se realiza la evaluación de la integridad estructural utilizando el código ASME B31G [8], lo que Página 5 de 17

lleva a los programas de reparación inmediata cuando sea necesario. Además, las estimaciones de la velocidad de corrosión pueden ser consideradas en los cálculos de la evaluación para predecir la vida útil restante de las líneas que todavía no necesitan ser reparadas, para utilizarse en los planes para futuras inspecciones, reparaciones y reemplazos. Varias organizaciones han participado en el programa. Las tuberías son propiedad de Pemex Exploración y Producción. La inspección (GWT y evaluación directa) fue realizada por Servicios Marinos y Terrestres S.A. de C.V. La evaluación de la integridad estructural fue realizada por el Instituto Politécnico Nacional, y los resultados finales permitieron establecer un programa de gestión de activos de las instalaciones. Un resumen de las principales estadísticas de las campañas GWT 2005-2011 se muestra en la Tabla 1. Esto se ha dividido en cuatro períodos, con el fin de mostrar el crecimiento del despliegue de GWT así como la experiencia y confianza obtenida durante su desarrollo. Las primeras inspecciones, en 2005, permitieron examinar 63 longitudes de tuberías, con una amplia gama de tamaños de ductos {de 6 ", 8", 10 ", 12", 16 ", 18", 20 ", 24", 30 "y 36" Ø}, en una amplia variedad de condiciones {en tubería superficial, enterrada e inundada}. La longitud total de las tuberías intervenidas fue 6.7 km. El número de características de indicaciones (llamadas) para darles seguimiento, permitió detectar mediante NDT convencionales, 1697 discontinuidades. En el segundo período, 2006-2007, los datos muestran que la longitud de las líneas que se inspeccionaron aumentó, aunque el número de tubos se reduce. Esto se debe a que muchos de los juicios en el año 2005 se realizaron en secciones seleccionadas de líneas, mientras que los programas de 2006-2007 se decidió inspeccionar toda la longitud de cada línea. Pasando a los años posteriores, la tabla muestra que el uso de GWT ha crecido de forma espectacular. Esto ha ocurrido debido al éxito de las primeras inspecciones. Después de revisar los resultados de las pruebas en el año 2005, Pemex tomó la decisión política de que todas las tuberías de interconexión deberían ser inspeccionadas con GWT. Hasta la fecha, más de 100 km de líneas de Pemex en las diferentes dependencias que lo Integran en la Región Sur de México, han sido inspeccionadas utilizando GWT, y más de 29,000 discontinuidades de todo tipo han sido Página 6 de 17

detectadas con ondas guiadas y verificadas con métodos convencionales de END, las cuales han sido caracterizadas y evaluadas con estudios de Integridad mecánica.

Ejemplos de las campañas de inspección Hemos elegido una selección de los tubos que fueron inspeccionados para discutir en detalle un poco más. Los seis tubos seleccionados fueron ejemplos en los cuales fue necesario realizar reparaciones debido a la corrosión significativa que presentaron. Esta fue una elección deliberada para que podamos tomar como referencia los mismos ejemplos y podamos discutir las implicaciones, en caso de que dichos ductos hubieran fallado. Se presentan los datos de las inspecciones en esta sección, y los costos en la siguiente sección. Los datos para la inspección de los ejemplos de seis tubos de interconexión se resumen en la Tabla 2. Todos eran de diámetro relativamente grande, entre 20 y 48 pulgadas, cuatro transportando petróleo y dos transportando gas. Las inspecciones se llevaron a cabo en la primera campaña de inspección GWT entre 2005 y 2006. Tubería # 1 es un tubo de gas de 36 pulgadas (914 mm) de diámetro y longitud de 1098 m, que conecta a un complejo procesador de gas con una línea de transmisión. Fue construido en el año 1983. La presión de trabajo fue de 70 bar (7 MPa). Alrededor del 50% de la longitud de la línea es aérea, el 25% está enterrado y el 25% está inundado. La altura del agua del lago varía estacionalmente, por lo que la tubería está seca y expuesta en algunas épocas del año, y en otras épocas del año esta a varios metros bajo el agua. El acceso a la sección aérea requiere poca preparación y los intervalos para la colocación de los anillos de Ondas Guiadas durante la inspección fueron largos, por ejemplo en algunos disparos con Ondas Guiadas se alcanzó una distancia de 200 metros de inspección. El acceso en la sección enterrada se logró utilizando una serie de excavaciones y el acceso en la parte inundada se logró utilizando cajas estancas.

Página 7 de 17

En total se hicieron 56 mediciones GWT y se encontraron 89 indicaciones. La verificación confirmo la presencia de defectos de corrosión con una profundidad hasta del 40% del espesor de la pared de la tubería. Siguiendo los cálculos de integridad se rehabilitaron mediante envolventes metálicas tipo “B” varias de estas indicaciones para reparar la línea.

Toda la operación de inspección y reparación se completó sin ningún tipo de interrupción en el servicio regular de la línea. La inspección con Ondas Guiadas de esta línea ha sido objeto de un caso de estudio publicado [7], en el cual se pueden encontrar más detalles técnicos. Tubería # 2 es también una tubería de gas, en este caso un diámetro más pequeño, 20 pulgadas (508 mm), pero que opera a una presión más alta, de 77 bar (7,7 MPa). Fue construida en 1990, tiene una longitud de 166 m y es aérea. Por lo tanto, el acceso de GWT era sencillo, y esto se logró con 10 mediciones, con un rango de prueba promedio de 17 m. En este caso el rango fue limitado por la densidad de las características de la tubería, en particular codos. Con Ondas Guiadas se identificaron 284 indicaciones en este tramo del tubo, lo que demuestra su mal estado general. La verificación permitió caracterizar la corrosión interna con pérdidas de espesor hasta del 32%. Algunas indicaciones tenían una extensión longitudinal de 4.5 m (en un caso), que presenta una amenaza grave cuando se considera la posibilidad de ruptura. Una observación importante es que este tubo había sido inspeccionado con medición de espesores por punto, usando el procedimiento típico de 4 mediciones alrededor de la circunferencia del tubo (12:00, 03:00, 06:00, 09:00, horas técnicas). Este es un buen ejemplo de los resultados poco fiables de medición de espesores tipo puntual (spot). Tuberías # 3-6 se encontraban juntos lado a lado y se inspeccionaron en un solo plan de inspección. Estas eran líneas de crudo enterradas, que variaban en tamaño desde 30 hasta 48 pulgadas de diámetro (762 a 1219 mm), y transportan una gran cantidad de crudo. Se instalaron en 1990. Como se muestra en la Tabla 2, un total de 622 indicaciones fueron llamadas (requeridas para verificación con PND convencionales) en los cuatro tubos.  Algunas de las pérdidas de espesor eran extremadamente profundas (hasta 81%) como se Página 8 de 17

muestra en la tabla. El análisis subsiguiente de la corrosión identificó la causa como un posible ataque bacteriano que se ha producido en lugares donde el daño se había desarrollado sobre el revestimiento de alquitrán de hulla en la tubería.

Costos Debe quedar claro a partir de estos ejemplos que el despliegue de GWT para estas tuberías era una operación costosa, particularmente para las tuberías enterradas o sumergidas. Pemex evaluó si tales costos podrían justificarse en un programa de mantenimiento continuo. La evaluación de los costos y beneficios es un tema complejo que involucra muchas consideraciones. El costo real de la realización de la inspección es fácil de estimar, pero en contra de esto se tiene que comparar contra el costo de no realizar la inspección, y es en esto donde se generan muchos factores de incertidumbre. El factor principal es el riesgo de pérdidas si se produce una ruptura, que se habría evitado mediante la realización de la inspección: pérdidas debido al derrame de la producción, pérdidas por los daños físicos generados en la propia línea o en otra instalación, posibles daños a terceros, riesgos por la pérdida del permiso para operar la instalación, y en última instancia la posibilidad del riesgo de afectar vidas humanas. Pero más allá de esto, hay consideraciones de los costos de mantenimiento: es más costoso reparar y reemplazar las tuberías en respuesta a los acontecimientos derivados, que hacerlo bajo un programa de gestión planificado con un buen conocimiento de la situación actual y el desarrollo de la corrosión que se presenta en cada ducto. Además la responsabilidad ambiental y la reputación pública son importantes para todas las empresas. No hemos tratado de poner los valores del costo de todas estas consideraciones, pero hemos hecho algunas estimaciones de algunos de los costos clave para las seis tuberías que se tomaron como ejemplo, suficientes para ilustrar el valor de llevar a cabo GWT, y estos se muestran en la Tabla 3. Las cifras correspondientes a los costos totales de la inspección con Ondas Guiadas, representan el costo de emplear al contratista de inspección para llevar a cabo las mediciones. Esto incluye la preparación y la ingeniería para lograr el acceso y realizar las mediciones, por lo tanto el costo fue mucho menor para el tubo # 2 en comparación con los Página 9 de 17

demás (tubería aérea). Los costos de verificación son estrictamente parte de la inspección GWT, ya que el uso adecuado de GWT requiere verificación de las indicaciones con END convencionales, sin embargo, los costos se han separado aquí. Podemos ver que en la mayoría de los casos el costo de verificación es superior al costo de GWT, lo cual es comprensible porque se necesita evaluación directa de las indicaciones con registros detallados. El costo total del programa de inspección de GWT para estos seis ductos fue de $ 1,65 M EE.UU., y cerca del 60% de este costo, se direccionó para tener acceso a GWT y verificación de indicaciones. La siguiente columna de la tabla muestra la cantidad de producto que fluye en las tuberías, en unidades de metros cúbicos para el gas y los barriles para el aceite. Un argumento simple para el costo potencial de pérdida de producción viene a partir del valor de esta cantidad de producto, multiplicado por el número de días requeridos para restablecer la función de la línea. Esto es un tanto simplista, ya que no tiene en cuenta la complejidad de los compromisos contractuales o el impacto de otros procesos externos al detenerse la planta o instalación, pero es sensiblemente ilustrativo. GWT inspecciona el 100% del volumen del material de la tubería, y se ha demostrado que tiene una alta capacidad de POD cuando se usa correctamente, por ejemplo, el éxito del 98% en los ensayos ciegos en [4], lo que hace comparable a esta tecnica con el rendimiento de la inspección con ILI. Por otro lado la medición de espesores ofrece un bajo POD. Un posible evento de falla sería una pequeña fuga que se detecte rápidamente antes de que un mayor daño pudiera seguir. Tal evento podría necesitar algunos días para poder reparar la tubería, lo que lleva a una pérdida de la producción. Mucho más grave sería una ruptura con otros efectos consiguientes. Los operadores de la planta han evaluado los tipos de eventos más graves que podrían ocurrir, en las denominadas Áreas de Alta Consecuencia (HCA) y llevado a cabo análisis de riesgos detallados de éstos, lo que ha incluido los estudios que utilizan el modelo PIRAMID. La tabla 3 muestra los peores casos posibles de eventos de riesgo HCA y el tamaño de las zonas que se verían afectadas. La figura 4 muestra un ejemplo de la predicción de la zona de riesgo, para el ejemplo del ducto de gas # Página 10 de 17

2, en este caso, el radio es 1898 m, suponiendo la dirección del viento habitual. El riesgo potencial dentro de esta zona es un incendio generado por la nube de vapor. En base a este modelo de riesgo y el costo de la pérdida de producción mientras que el flujo se restablece, se muestra en la última columna de la tabla, la cual muestra una estimación del costo potencial de falla. Este costo se evaluó en base al modelo de predicción del PIRAMID. La observación más importante es que el riesgo de falla en términos de perdida de producción en los casos analizados es mucho más alto del costo de la inspección.

Conclusiones En este artículo se estudió la relación costo/beneficio utilizando el método de inspección GWT en líneas no factibles de inspeccionarse con Equipos Instrumentados. Los resultados reportados demostraron una probabilidad de detección (POD) superior a otros métodos: por ejemplo se encontraron áreas con defectos críticos en tubos en los cuales la inspección con métodos convencionales no habían reportado estos defectos. El costo de inspección en los casos analizados se estimó aproximadamente en 1.6 Millones de dólares (US$). El costo del riesgo de falla en los mismos casos reportados se estimó como un costo total máximo de aproximadamente 322 Millones de dólares. Esto incluye únicamente los costos evaluados por PIRAMID que no incluyen costos debidos a otros factores como por ejemplo las penalizaciones, costo de seguro y responsabilidad ambiental, entre otros. En el futuro se tiene contemplado implementar la tecnología de monitoreo con Ondas Guiadas que permitirá reducir el costo de acceso a los ductos a inspeccionar rutinariamente y se podrá evaluar el rateo de corrosión en el tiempo y criticidad en base a análisis estadísticos.

Nomenclaturas 1. ILI: Inspeccion en Linea. 2. POD: Probabilidad de detección. 3. GWT: Prueba con Ondas Guiadas. 4. END: Ensayos No Destructivos. 5.

HCA: Áreas de Alta Consecuencia

Página 11 de 17

Referencias 1. GH Koch, MPH Brongers, NG Thompson, YP Virmani, "Corrosion costs and preventive strategies in the United States", Report for Office of Infrastructure Research and Development, Federal Highways Administration, by CC Technologies Laboratories Inc, Dublin OH; NACE International, Houston, TX, Sept 2001. 2. World Factbook 2008, Recuperado el 01 de Julio de 2013, de www.cia.gov. 3. DN Alleyne, BN Pavlakovic, MJS Lowe, P Cawley, "Rapid, long range inspection of chemical plant pipework using guided waves", Insight, vol 43, pp. 93-96, 101, 2001. 4. D Ersoy, "Demonstration of ECDA Applicability and Reliability for Demanding Situations", DoT Prj#195, Report prepared by Gas Technology Institute for DoT Pipeline and Hazardous Materials Safety Administration, 2008. 5. ASTM E2775, "Standard Practice for Guided Wave Testing of Above Ground Steel Pipework Using Piezoelectric Effect Transduction", ASTM International, 2011. 6. BSI 9690, "Non-Destructive Testing - Guided Wave Testing", British Standards Institute, 2011. 7. VM Nunez Ledesma, E Perez Baruch, A Demma, MJS Lowe, "Guided wave testing of an immersed gas pipeline", Materials Evaluation, vol 67, 102-115, 2009. 8. ASME B31G, "Manual for determining remaining strength of corroded pipelines",  American Society of Mechanical Engineers, New York, 1991. 9. API 579, "Recommended practice for fitness for service", American Petroleum Institute, 2000.

Página 12 de 17

Tabla 1.- Estadísticas de campañas de inspección con Ondas Guiadas en 2005-2011

Campaña de inspección

Longitud total (m)

Numero de indicaciones detectadas con NDT en zonas indicadas por (GWT)

No. de acometidas / interconexiones intervenidas 2005 6,715 1,697 63 2006-2007 7,825 2,468 27 2008-2009 33,166 6,574 66 2010-2011 8,934 3,277 45 TOTAL: 56,640 14,016 201 Fuente: Contratos PEMEX Nos. 415112800, 425036812, 42503807, 425039810, 425030801, 425035805 y 425031804 Tabla 2. Detalles de inspección en tubos que requirieron intervenciones. Tubería

Producto

Diámetro

Espesor 

Presión

Longitud

Numero

No. de

Corrosión

nominal

(mm)

(Bar)

(m)

de

Indicaciones

más profunda

disparos

detectadas con

(% espesor)

GWT

NDT en zonas

(tipo)

(inch/mm)

indicadas para verificación por GTW

1

Gas

36/914

19-22

70

1098

56

89

40 (ext)

2

Gas

20/508

25-32

77

166

10

1567

32 (int)

3

Crudo

48/1219

16-32

27

302

23

222

74 (ext)

4

Crudo

36/914

19-33

27

263

19

136

81 (ext)

5

Crudo

36/914

18-32

27

214

21

175

80 (ext)

6

Crudo

30/762

16-26

27

120

11

89

76 (ext)

Fuente: Contratos PEMEX Nos. 415112800 y 425036812

Página 13 de 17

Tabla 3. Resumen de los costos en los ductos utilizados como ejemplo. Los costos se dan en dólares US$. MMPCD= Millones de pies cúbicos por día. MBPD=Miles de barriles por día.

Tube ría

Costo GWT

Costo verifica ción

Costo total de la inspección

Volumen máximo manejado

1

86,000

227,000

313,000

300 MMPCD

Riesgo potencial

Radio de Costo área de máximo riesgo (Pirami (m) d) 3223 1.4 X 106

Incendio de la nube de vapor 9,600 7,900 17,500 373 Incendio de 1898 2 MMPCD la nube de vapor 151,000 214,000 365,000 600 MBPD Nube de 414 3 vapor toxico 151,000 179,000 330,000 550 MBPD Nube de 301 4 vapor toxico 151,000 179,000 330,000 320 MBPD Nube de 216 5 vapor toxico 151,000 143,000 294,000 300 MBPD Incendio 70 6 causado por fuga Fuente: Contratos PEMEX Nos. 415112800 y 425036812, PIRAMID Versión 4.0.2

7.0 X 106 72.0 X 106 57.9 X 106 81.0 X 106 102.6 X 106

Página 14 de 17

Figura 1. Ejemplo de inspección con Ondas Guiadas

Página 15 de 17

Figura 2. Diseño de los tubos con la posición de inspección GWT.

Figura 3. Ejemplo de defectos encontrados en la campana de inspección con GWT.

(a)

(b)

Página 16 de 17

Figura 4. Ejemplo de identificación de zona peligrosa para el evento de riesgo (Ducto #2)

Página 17 de 17