Metodología RBI

TRABAJO DE GESTION DE MANTENIMIENTO RBI (INSPECCION BASADA EN RIESGO)

ROSALBA MARIA SUAREZ RUEDA

ING. MAURICIO VARGAS JERES GENRENCIA DE MANTENIMIENTO

INSTITUTO UNIVERSITARIO DE LA PAZ INGENIRERIA DE PRODUCCION BARRANCABERMEJA 2012

TRABAJO DE GESTION DE MANTENIMIENTO RBI (INSPECCION BASADA EN RIESGO) SISTEMA DE INSPECCIÓN BASADA EN RIESGO

ALCANCE Un Sistema de Inspección Basada en Riesgo, dispone para su implementación en las industrias de procesos procedimientos de inspección, requiriendo la evaluación del sistema de gestión, resultados de inspección y propuesta de acciones correctivas. IMPLEMENTACION DEL SISTEMA Una gestión responsable y eficiente requiere fijar estrategias para lograr operar las plantas con seguridad, confiabilidad y rentabilidad. Se debe preservar tanto la función como la integridad de los activos. El propósito de un programa de inspección es definir y realizar aquellas actividades necesarias para detectar el deterioro en servicio de los equipos antes de que se produzcan las fallas El programa de inspección debe sistemáticamente identificar: • ¿Qué tipo de daño se produce? • ¿Dónde debe buscarse? • ¿Cómo puede detectarse (técnica de inspección)? • ¿Cuándo o con qué frecuencia debe inspeccionarse? Un programa de inspección está basado en riesgo cuando se emplea una metodología capaz de sustentar la toma de decisiones aún cuando se cuenta con datos inciertos o incompletos. El sistema tiene una función predictiva, que intenta determinar la evolución más probable del comportamiento tanto de un conjunto de equipos (unidad, planta) como de un equipo particular, y una función proactiva destinada a decidir acciones correctivas de reparación, rediseño, reemplazo, inspección de los equipos, así como la decisión de continuar en operación hasta la rotura. Se considera que un grupo reducido, del orden del 20% de los equipos, tienen asociado mas de un 80% del riesgo de una planta, por lo que se debe identificar esos equipos de alto riesgo para focalizar los esfuerzos de inspección y disminuir los riesgos de la planta. De este modo es posible optimizar los recursos económicos empleados en el mantenimiento de los equipos privilegiando seguridad y confiabilidad.

ETAPAS DEL SISTEMA DE GESTIÓN El sistema se implementa en tres Fases. En la Fase I se define el sistema o conjunto de equipos a analizar así como sus funciones y localización. Durante esta etapa inicial se realiza una auditoría al sistema de gestión de riesgos destinada a determinar el potencial efecto de la gestión actual sobre la probabilidad de falla de los equipos. Del resultado de la evaluación surgen en forma evidente las primeras acciones de mejoras a implementar La Fase I se completa con la elaboración de un ranking de criticidad basado en riesgos de los equipos que componen el sistema. Para elaborarlo se emplea primariamente el método cualitativo de análisis de riesgo de API 581. Alternativamente se utiliza o desarrolla un análisis de peligros HAZOP. Los activos tales como recipientes, tanques, cañerías, compresores, torres, etc. Pueden deteriorarse con el transcurso del tiempo, produciéndose diversos tipos de daño (pérdida de espesor, fisuras, cambios metalúrgicos, etc.). Cada tipo de daño puede ser originado por diversos modos o mecanismos de falla operativos según sea el contexto operacional, (mecanismo de desgaste, corrosión, fatiga, creep, fragilización, etc.). Las diversas técnicas de ensayos no destructivos (END) permiten determinar la presencia y caracterizar las dimensiones asociadas con cada tipo de daño. Sin embargo no hay ninguna técnica de END que pueda emplearse durante una inspección que sea capaz de determinar la presencia de todos los tipos de daño posibles. Por su elevado costo, no es recomendable realizar una inspección para caracterizar la presencia de todos los tipos de daño posibles en un equipo, por lo que surge como necesidad un análisis previo a la inspección de cuáles modos de falla son posibles o pueden resultar operativos en un determinado equipo. Y luego determinar cuáles son los modos de falla más probables y que tipos de daño pueden causar en el equipo. Para inspeccionar los equipos identificados como de bajo riesgo se generan planes de inspección genéricos que contemplan un nivel de inspección satisfactorio que considera fundamentalmente el modo de falla por la pérdida de material por corrosión, y se decide la aplicación a intervalos fijos en forma similar a la requerida por la normativa legal.

Realizada estas acciones que involucran definir los Planes de Inspección de un conjunto importante de equipos se pasa a la Fase II. Esta Fase II consiste en el desarrollo de Planes de Inspección específicos para cada equipo. Con los equipos identificados como de alto riesgo se realiza un análisis semi-cuantitativo de riesgos para cada uno de los equipos. Primero se evalúa para cada equipo cuáles son los modos o mecanismos de falla posibles y los tipos de daño que estos pueden producir. Y se determina el TMSF (subfactor módulo técnico) total como suma de los TMSF para cada mecanismo. El TMSF es una medida del incremento en la probabilidad de falla genérica de un equipo debido al estado del mismo y a la incertidumbre asociada con el conocimiento de la velocidad de daño y el nivel de la inspección. De este modo es posible diseñar un plan de inspección efectivo para caracterizar la presencia de solo aquellos tipos de defecto que resulten más probables de estar presentes en el equipo, debido a la antigüedad del mismo, materiales con los que fue fabricado, dimensiones, medio agresivo, condiciones operativas, etc. Con los tipos de daño más probables para el equipo se pueden seleccionar las técnicas de END más adecuadas para caracterizarlos. Sin embargo, según la intensidad – efectividad de la inspección - con que se empleen las técnicas de END estas evidencian con diferente efectividad la presencia y magnitud del daño. Por ejemplo, la inspección puede ser externa o intrusiva, se pueden emplear una o más técnicas de inspección combinadas y se puede realizar la inspección total o parcialmente. La determinación de la categoría de efectividad de inspección que se empleará en el Plan de Inspección esta relacionada con el nivel de riesgo del equipo (en algunos casos asociado con la edad), las posibilidades de acceso al interior, la disponibilidad del equipo para su inspección y fundamentalmente de la frecuencia de inspección adoptada. Finalmente, con la categoría (Satisfactoria, Generalmente Satisfactoria, Muy Satisfactoria) y frecuencia de inspección adoptadas se puede diseñar un Plan de Inspección para el equipo que permita mantener el nivel de riesgo dentro de valores admisibles. El efecto del Plan de Inspección adoptado sobre el nivel de riesgo se focaliza en el efecto sobre la probabilidad de falla, más que sobre sus consecuencias. Si el Plan de Inspección es poco efectivo en determinar los daños, la probabilidad de falla resultará alta, fundamentalmente debido a la imprecisión en determinar la velocidad de daño.

Cuanto mayor sea la efectividad de la inspección y su frecuencia mayor será el conocimiento sobre el comportamiento del sistema y por consiguiente la probabilidad de falla adoptada para calcular el nivel de riesgo del equipo se aproximará a la probabilidad de falla real, pero desconocida. De este modo el riesgo del equipo resultará menor y más aproximado al nivel genérico asociado al tipo de equipo (cañerías, recipientes, tanques, etc.). Para algún equipo particular, con un historial que amerite desarrollar un plan de inspección basado en un análisis mas detallado que el precedente, se puede emplear el análisis cuantitativo que describe API 581. Este análisis requiere de realizar un análisis de consecuencias muy detallado junto con un análisis de probabilidad basado en las probabilidades genéricas, corregidas por el TMSF (subfactor módulo técnico) y factores característicos de la planta que incluyen la información recogida inicialmente en la auditoría del sistema de gestión. A medida que se profundiza el estudio se debe corregir o actualizar el ranking de criticidad. Con los Planes de Inspección definidos, se ingresa en la FASE III, de consolidación de lo actuado, donde se deben realizar las Inspecciones, analizar sus resultados y realizar las acciones correctivas que surjan de las mismas. El análisis de los resultados de las inspecciones permite mejorar el conocimiento de la velocidad de daño, determinar la aptitud para el servicio y vida remanente del equipo, determinar las acciones correctivas para realizar reparaciones, decidir reemplazos, reelaborar los Planes de Inspección y recategorizar el nivel de riesgo del equipo. Paralelamente con la realización de estas tareas se debe consolidar la capacitación del personal destinado a administrar el sistema de inspección basado en riesgo. Junto con la planificación estratégica representada por el Sistema de Inspección Basado en Riesgos, se deben realizar las acciones tácticas de mantenimiento reactivo con la detección de fallas, diagnóstico de sus causas y acciones correctivas. Para ejecutar estas tareas se puede emplear la metodología de análisis de fallas. Un análisis costo–beneficio debe ser realizado para lograr la justificación económica de las acciones realizadas. El sistema de inspección basado en riesgo integra las técnicas de análisis de riesgo – determinación de integridad estructural y vida remanente, análisis de fallas y análisis costo beneficio.

CONCLUSIONES La aplicación del Sistema de Inspección basado en Riesgo permite:             

Capacitar al personal en las modernas estrategias de inspección Evaluar el sistema de Gestión de Riesgos Elaborar un ranking de criticidad basado en riesgo de los equipos y mantenerlo actualizado Elaborar Procedimientos genéricos de Inspección Evaluar los modos de falla más probables y los tipos de daño asociados. Seleccionar las técnicas de END apropiadas para determinar cada tipo de daño Establecer los Planes de Inspección por equipo fijando frecuencia y efectividad de la inspección. Evaluar los resultados de los ensayos que surjan de la aplicación de los Planes de Inspección por equipo Decidir en forma apropiada las acciones correctivas a partir de datos inciertos o incompletos: Re diseño, reparación, recambio, acciones de mitigación, etc. Minimizar los riesgos de la operación de plantas industriales, Minimizar los costos de inspección, Incrementar la confiabilidad y disponibilidad de los equipos Incrementar la seguridad de la planta.

APLICACIÓN En la actualidad, se estima que el 64% de las reservas mundiales corresponden a crudos extra pesados y el 36% a crudos convencionales. Ante la posibilidad, cada vez menor, de encontrar yacimientos de crudos livianos, las reservas de crudo pesado se han convertido en recursos estratégicos. Por ello, la tarea de los responsables de asegurar el abastecimiento energético de los países se ha concentrado en estudiar las bases de recursos existentes y es ahí donde se percatan de la importancia de desarrollar los crudos pesados. Pero no se debe olvidar, el problema de flujo en el yacimiento de los crudos pesados debido a su alta viscosidad, para lo cual, tradicionalmente, se han planteado y aplicado dos soluciones: la primera tiene que ver con métodos químicos donde se mezcla el crudo con un diluyente, ya sea con un crudo más liviano o con un derivado y la segunda solución considera técnicas de recobro donde se emplea el calor para mejorar la movilidad del crudo, entre ellas figuran la estimulación cíclica y continua de vapor, combustión “in situ” y otra alternativa es el Calentamiento Eléctrico (CE). Colombia ha propuesto dentro de su plan de desarrollo tecnológico evaluar el calentamiento eléctrico en fondo de pozo para el aumento del factor de recobro. En este método se hace pasar corriente eléctrica a través del yacimiento, y a medida que la corriente fluye, la energía eléctrica asociada a ésta es convertida en calor, produciéndose un aumento en la temperatura promedio en la formación alrededor del pozo. Como en estas condiciones la corrosión es acelerada y la integridad mecánica de los equipos de producción de los pozos se ve comprometida, es necesario hacer un estudio de integridad para garantizar la seguridad de todas las actividades a lo largo de todo el servicio de producción. La integridad de equipos en la industria petrolera es de gran importancia por razones de seguridad, cumplimiento con regulaciones ambientales, reducción de costos de mantenimiento y prevención de paros inesperados de producción. Actualmente, no existe una metodología para la evaluación de integridad en pozos de producción sometidos a calentamiento eléctrico. Lo que normalmente se usa son programas de Inspección Basada en Riesgos (RBI) según la norma API RP-581 que describe los mecanismos de degradación, define la probabilidad y consecuencia de falla, desarrolla estrategias para mitigar el riesgo “inaceptable” y finalmente se designa un riesgo mitigado. El propósito de un programa de inspección es definir y realizar aquellas actividades necesarias para detectar el deterioro en servicio de los equipos antes de que se produzcan las fallas.

El objetivo de este artículo es establecer una metodología para evaluar la integridad de pozos que utilicen el Calentamiento Eléctrico como método de recobro mejorado, de tal manera que se pueda definir si los pozos en estudio se encuentran en condiciones mecánicometalúrgicas adecuadas para implementar dicho método.

ANALISIS PARA EL POZO LA HOCHA 09. Planeación Como se explicó anteriormente esta etapa está conformada por tres partes que se definen a continuación para el caso particular de estudio. Definición de límites: Como se trata de un pozo de petróleo los elementos a evaluar serán la tubería de producción, tubería de revestimiento y empaques. Modelamiento de daños: Históricos: No se tiene la historia de eventos e intervenciones de este pozo. Velocidad de Corrosión: Para el caso del pozo La Hocha 09, se tienen los valores que se muestran en la tabla 3

Tabla 1. Velocidad de corrosión del pozo La Hocha 09 para cada temperatura.

Se puede visualizar el efecto de la temperatura en la velocidad de corrosión y como era de esperarse la temperatura incrementa este valor. Según la clasificación hecha por Kopliku y Bazzoni (1994), el pozo La Hocha 09 se encuentra en la categoría de velocidad de corrosión moderada para temperaturas mayors de 450º F.

Figura 1. Efecto de la temperatura en la velocidad de corrosión del pozo La Hocha 09

Plan de inspección: Teniendo en cuenta la información de la etapa anterior se elabora el siguiente plan. Tubería de producción - Daños esperados: Corrosión erosión, pérdida de espesor, agrietamiento. - Ensayos Programados: Inspección Visual, Medición de espesores. Tubería de revestimiento - Daños esperados: Corrosión, colapso. - Ensayos Programados: Toma de registros “caliper survey” para detectar posibles discontinuidades o daños generados en las mismas. Criterios de Evaluación En esta etapa se analizan los datos de las condiciones actuales del pozo La Hocha 09 que se encuentran en la tabla 4, los cuales son introducidos en la matriz de evaluación del método de calentamiento eléctrico que se muestra en la tabla 5.

Tabla 4. Datos del pozo La Hocha 09

Como se puede apreciar en la tabla 5, el pozo La Hocha 09 no aplica para implementar el método de recobro de Calentamiento Eléctrico Resistivo desde el punto de vista de la integridad estructural del pozo y de la corrosión del mismo, pues se obtuvo un puntaje de 725/1000 que está por debajo del estipulado en la evaluación; esto se debe a que el material del “casing” (tubería de revestimiento) no es el recomendado para este tipo de ambiente y el porcentaje de cloruros es alto, lo que puede generar picaduras. ANÁLISIS DE RESULTADOS De la velocidad de corrosión se tiene que la temperatura actual 116º F (46º C) la velocidad de corrosión está en 0.38mpy y a la máxima temperatura que alcanzaría con Calentamiento Eléctrico 572º F (300º C) se presenta un aumento en la velocidad de corrosión bastante importante de 9.00mpy el cual es un valor que representa deterioro seguro del sistema. Y de la matriz de evaluación se tiene que las condiciones actuales del pozo La Hocha 09 no son las adecuadas para implementar el método de Calentamiento Eléctrico Resistivo porque los parámetros de ambiente y material de casing no se encuentran dentro del rango de valores aceptable.

Tabla 5. Matriz de evaluación del método de calentamiento eléctrico aplicada al pozo La Hocha 09.

CONCLUSIONES

La metodología de evaluación ayuda a determinar si un pozo está en condiciones mecánico-metalúrgicas adecuadas para implementar el método de recobro mejorado de Calentamiento Eléctrico Resistivo en fondo de pozo, más no es un método de inspección basado en riesgos que determine la probabilidad y consecuencia de falla delos pozos. Los pozos candidatos para emplear el método de Calentamiento Eléctrico Resistivo de modo que se garantice la integridad, son los aquellos que tengan una corta vida de servicio y que cuenten con las condiciones requeridas por este tipo de proceso de recobro mejorado, como son el material del revestimiento, el corte de agua, la composición del fluido, velocidad de corrosión, etc. Al implementar la metodología de evaluación a los pozos del campo La Hocha de la empresa Hocol S.A, se concluye que el pozo La Hocha 09 no cuenta con las condiciones adecuadas para implementar el método de Calentamiento Eléctrico Resistivo en fondo de pozo como recobro mejorado.