Sesión técnica, sala ATASTA, Cómo realizar análisis de riesgos para una efectiva administración de integridad de ductos

Sesión técnica, sala ATASTA, Cómo realizar análisis de riesgos para una efectiva administración de integridad de ductos

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  “Cómo realizar análisisde riesgos para una efectiva administración de integridad de ductos” Noviembre 22, 2013
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  Contenido • Introducción • Estadísticas,hechos y cifras sobre ductos • Principales resultados del trabajo • Recomendaciones
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  Introducción • Ductos derecolección – Aceite y/ó gas y agua de los pozos productores para su envío a una batería ó estación de separación – En su interior, medio corrosivo con altos contenidos de agua, sulfhídrico, sales e incluso partículas de arena • Integridad estructural de ductos – Relativa al arreglo y relaciones entre las partes, componentes ó elementos de un todo complejo que se llama ducto • Amenazas a la integridad estructural de ductos – Tres tipos: Constantes, dependientes e independientes del tiempo
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  Amenazas a laintegridad mecánica • Dependientes del tiempo – Corrosión externa / corrosión interna – Corrosión por SSCC / HIC – Erosión • Estables – Defectos durante la manufactura de la tubería / la construcción del ducto – Falla de componentes / equipos • Empaques de válvulas, tapas de cubetas, conectores mecánicos, etc. • Mecanismos de desfogues en válvulas • Cuerdas en niples, sellos de juntas aislantes monobloc, etc. • Independientes del tiempo – Daño por terceros / daño mecánico – Operaciones incorrectas – Clima y fuerzas externas
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  Estadísticas, hechos ycifras sobre ductos Crecimiento del censo Acumulado de fugas
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  Estadísticas, hechos ycifras sobre ductos • 199 ductos no-factibles de inspeccionar con equipo instrumentado – 86 por falta de mantenibilidad (63 CANT y 23 KMZ) • Ejemplos: Red de BN, campo EKB, PLEM´s, etc. – 113 por bajo flujo, baja presión y/ó alta temperatura (79 CANT y 34 KMZ)
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  Red de ductosen la MNE - No mantenible • Campo EKB – – – – Oleogasoductos que llegan a dos cabezales submarinos Estos cabezales están “desconectados” desde su construcción Espacio reducido sobre la cubierta de las estructuras aligeradas Sin infraestructura sobre cubierta para realizar corridas de limpieza ó barridos dinámicos • Red de bombeo neumático – Gasoductos del anillo submarino principal y medias luna norte y sur hacia plataformas satélites • Oleoductos de transporte que finalizan en manifold de válvulas submarinas (PLEM) – FPSO
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  PRINCIPALES RESULTADOS DEL TRABAJO
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  Análisis de Riesgos:Proceso Normado • Por el comité de mejora regulatoria interna de Petróleos Mexicanos – COMERI-144 • Por Normas Oficiales Mexicanas (NOM) – NOM-031-STPS-2011, NOM-027-SESH-2010 y NOM-028-STPS-2004 • Por Norma de Referencia (NRF) – NRF-018 • Por guías técnicas – GT-001 y GT-75 • Por documento marco – PEP-001 y 002
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  Análisis de Riesgos:Proceso Normado • Códigos, estándares y prácticas recomendadas: – API Standard 1160: Managing Systems Integrity for Hazardous Liquid Pipelines – BSI PD 8010-4 Code of Practice for Pipelines – Part 4: Risk Based Integrity Management of Steel Pipelines on Land and Subsea Pipelines – Recommended practice DNV-RP-F116: Integrity Management of Submarine Pipeline Systems.
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  12 elementos loconforman Conjunto de elementos ya sean humanos ó no-humanos, organizado y dispuesto de forma tal que los elementos pueden actuar como un todo para lograr un objetivo ó meta (Kerzner, 2009).
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  Objetivo, pasos ycaracterísticas generales Tratamiento metódico y lógico que asegure que las tareas, intervalos y métodos seleccionados proporcionen cierto nivel de mantenimiento que apoye la confiabilidad de los activos de la instalación y sus ciclos de vida óptimos (Smith & Mobley, 2007).
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  PAID Aspiración de correlacionartodos los elementos basados en la criticidad ó priorización de componentes ó segmentos y concentrar los recursos en puntos críticos del proceso de transporte, recolección y distribución de hidrocarburos.
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  Situación Actual Coincidiendo elactual modelo de administración de integridad de ductos PAID con la configuración de un programa de mantenimiento predictivo.
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  RECOMENDACIONES
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  Utilización de AMFEC •Perfectamente normado y especificado en las guías técnicas y normas de referencia internas • Considera todas las amenazas • Incluidos todos los componentes/equipos cuya falla pudiera afectar la 'integridad estructural' del sistema • Evaluación cualitativa simple en el modelado de la probabilidad de falla • Realizado el análisis de criticidad, continuar el modelo de administración de integridad actual (PAID)
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  Matriz de riesgopropuesta - Producto de la evaluación (1) Presentación de resultados en términos de probabilidad e impacto como lo establece el código británico y (2) Contribuyendo a tener mejor comunicación con el usuario del ducto de recolección que es el área encargada de la producción de hidrocarburos ó máxima autoridad del centro de trabajo.
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  Análisis de Riesgos •Generación de entregables de la 'Evaluación del riesgo y planeación de la administración de integridad: – Planes iniciales de inspección establecidos en la etapa de diseño y planes anuales – Minutas de acuerdos del grupo multidisciplinario – Planos señalando las zonas de salvaguarda por toxicidad, radiación térmica y/ó sobrepresión – Acciones recomendadas para administrar los riesgos identificados – Proyectos para restituir la mantenibilidad a un nivel aceptable
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  Programa de Evaluacióndel Riesgo • Recomendable documentarse la manera de realizarla: – Documento de alto nivel con la filosofía de la empresa respecto al riesgo – Instituirse la forma de comunicar el riesgo • Aplicable a sistemas de ductos, estructuras y plantas costa afuera • Recomendable instituirse documentos para activos específicos: – Alineados con la filosofía de la compañía – Referencia a los requerimientos regulatorios, requerimientos específicos del operador y a los procedimientos actuales – Inclusión de listado de amenazas a considerarse para los tipos de equipo más comunes considerando las mejores prácticas – Inclusión de listado de los tipos de inspección a incluirse en el plan de inspección de largo plazo – Inclusión de estadísticas de fallas relevantes
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  Programa de Inspección •Enfoque de confirmar lo esperado ó predicho – Basado en una buena comprensión de los modos de fallo asociados al sistema desarrollado – Búsqueda de evidencias de cualquiera de los modos de falla posibles e identificados, así como sus causas • Recomendable ya re-evaluarlo de manera detallada – Han pasado siete años de haberse emitido el plan de admón. de integridad
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  Análisis de riesgosen las fases iniciales • Empleo de recursos y designación de representantes de calidad durante las fases de ingeniería conceptual, de diseño y de construcción • Generación de un resumen del diseño, fabricación e instalación (DFI) ó similar – Docto. conciso con la información más relevante (i.e. Criterios de aceptación, eventos, etc.) durante las fases previas al empaque – Mostrarse claramente los límites del sistema
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  RESUMEN
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  No un simplecribado de seccs. de tubería • Evaluar todas las amenazas y ser una tarea multidisciplinaria • Usarse para elaborar planes iniciales de inspección ó actualizar planes anuales • Usarse para priorizar componentes, medir explícitamente y administrar amenazas – – – – – Implementación de SCADA Capacitación y entrenamiento del personal Construcción de libramientos Mejoras a los planes de respuesta a emergencias Así como para la evaluación de consecuencias
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  No un simplecribado de seccs. de tubería • Analizar la realización de modificaciones, reconstrucciones y otras actividades de mantenimiento no preventivas – Restitución de la condición a un nivel mantenible – Simplificación de la capacidad para realizar un mantenimiento efectivo • Usarse para reducir el número de incidentes y efectos adversos por errores e incidentes • Ver el análisis de riesgos como un análisis de seguridad de un ducto para conservar su integridad e incrementar su seguridad