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ESTUDIO DE TOLERANCIA DE DEFECTOS Y ADECUACION AL USO

DE LINEAS PARA TRANSPORTE DE GAS Y CRUDO

GERARDO CHIRINOS PDVSA EXPLORACIÓN Y PRODUCCIÓN

FABRIZIO PALETTA

PDVSA INGENIERÍA Y PROYECTOS Maracaibo, Venezuela

Presentado en XIV Convención Internacional de Gas de la

Asociación Venezolana de Procesadores de Gas (AVPG) Mayo 10 - 12, 2000 Caracas, Venezuela

SEGURIDAD, AMBIENTE, MANTENIMIENTO Y CORROSION

AVPG, XIV Convención de Gas, Caracas, Mayo 10 al 12, 2000. Página 2

ESTUDIO DE TOLERANCIA DE DEFECTOS Y ADECUACIÓN AL USO DE LÍNEAS PARA TRANSPORTE DE GAS Y CRUDO

Ing. Gerardo Chirinos PDVSA Exploración y Producción

e-mail: [email protected]; Telf: 065-702435; Fax: 065-702436

Ing. Fabrizio Paletta PDVSA Ingeniería y Proyectos

e-mail: [email protected]; Telf: 061-202662; Fax: 061-202386

RESUMEN

Defectos en gasoductos y oleoductos pueden originarse durante la fabricación de la

tubería, tendido de la línea o en servicio. La reparación de estos defectos implica

generalmente paro de producción, así como altos costos. Con el propósito de

minimizar este impacto, se hace necesario evaluar el comportamiento de la línea en

presencia de dichos defectos, de tal manera de considerar la posibilidad de

mantenerla en servicio bajo esta condición por un tiempo determinado o de por vida

según sea el caso, garantizando su integridad física, aún cuando los defectos sean

rechazables por códigos o normas de fabricación. Dicha evaluación, la cual se

conoce como Estudio de Tolerancia de Defectos, consiste en relacionar

cuantitativamente la severidad de los defectos con las condiciones operacionales de

la línea mediante análisis riguroso tanto del comportamiento de fracturas dúctiles y

frágiles, como del crecimiento o propagación de defectos usando técnicas de

mecánica de fractura. Métodos de evaluación de este tipo, están siendo incorporados

en muchos estándares internacionales (API, ASME y otros), habiéndose comprobado

y reconocido su aceptabilidad. El presente trabajo resume la reciente experiencia de

PDVSA Exploración y Producción Occidente, en el estudio de tolerancia de defectos

realizado en varias de sus líneas principales con lo cual se han obtenido importantes



ahorros al reducir costos de mantenimiento así como alta confiabilidad en la

seguridad y continuidad operacional de las mismas.

INTRODUCCIÓN

Líneas de tubería (oleoductos y gasoductos) representan el medio de transporte de

fluidos más económico y seguro dentro de una industria petrolera, lo cual es vital ya

sea para garantizar el suministro de combustible o materia prima entre sus

instalaciones así como para la comercialización de sus productos. Debido a ello, las

mismas están sujetas a un programa riguroso de inspección y mantenimiento de tal

manera de garantizar continuamente su integridad física. Sin embargo, como todo

equipo o instalación, dichas líneas no están exentas de presentar fallas, las cuales

pueden ser originadas principalmente a partir de los siguientes tipos de defectos:

• Defectos de fabricación o manufactura de la tubería: pliegues o solapes, pérdida

de material por desgarramiento, arrugamientos y variación del espesor de pared,

para el caso de tubería sin costura; laminaciones en el cuerpo de las láminas y

falta de penetración, falta de fusión, porosidades, inclusiones de escoria y otros

defectos de soldadura en tubería con costura, longitudinal o helicoidal.

• Defectos del tendido de la línea: corrosión por picaduras en la tubería producida

durante su almacenamiento; golpes, abolladuras o dobleces en la misma

generados durante su manejo, y defectos de soldadura asociados a las costuras

circunferenciales. Se deben incluir a su vez daños en el revestimiento, ya que el

mismo forma parte integral de la línea.

• Defectos del servicio: Pérdida de material, ya sea en la superficie interna o

externa de la tubería, por corrosión, agrietamiento por fatiga o debido al ataque

del medio ambiente (hidrógeno, azufre, cloruros) y daños mecánicos debido a

agentes externos.

Debido a la presencia de todos estos posibles defectos, a fin de garantizar la calidad

tanto de tubería nueva como de nuevos tendidos de líneas, el cuerpo de los tubos y/o



soldaduras son sometidos a inspección en su superficie externa mediante aplicación

de ensayos no destructivos así como pruebas de presión o hidrostáticas, las cuales

son reguladas por códigos o estándares nacionales e internacionales. Por su parte,

para el caso de defectos generados durante el servicio, las líneas son sometidas a

programas de inspección principalmente mediante herramientas instrumentadas

internas. Sin embargo, se debe tener en cuenta que muchas de las líneas

actualmente en operación fueron tendidas hace más de 50 años cuando no existían

programas de aseguramiento de calidad de nuevos productos y no fueron

consideradas facilidades para su inspección con herramientas internas, por lo cual, la

detección de estos defectos se hace difícil o extemporánea.

Por otro lado, la reparación de estos defectos implica generalmente paros o mermas

en la producción, así como altos costos y tiempo de respuesta, según aplique. En el

caso de líneas en servicio, el procedimiento de reparación o rehabilitación consiste

principalmente en la instalación de camisas de refuerzo soldadas a la tubería (ver

Figura No. 1) o reemplazo de secciones (ver Figura No. 2), dependiendo de los tipos

de defectos y extensión del área con daño. Ello conlleva a una evaluación previa de

la sección de tubería con daño, lo cual requiere su ubicación, excavación y

preparación (remoción del revestimiento y limpieza), según aplique. Con el propósito

de minimizar estos costos de reparación e impactos en la producción, se hace

necesario evaluar el comportamiento de la línea en presencia de dichos defectos, de

tal manera de considerar la posibilidad de mantenerla en servicio bajo esta condición

por un tiempo determinado o de por vida, según sea el caso, y garantizando su

integridad física aún cuando los defectos sean rechazables por códigos o normas de

fabricación. Dicha evaluación se conoce como estudio de tolerancia de defectos o

adecuación para el servicio.



Figura No. 1. Reparación de líneas Figura No. 2. Reparación de líneas de tubería mediante instalación de de tubería mediante reemplazo de camisas de refuerzo. secciones con operaciones de corte en vivo y obturación.

Estudios de este tipo están siendo aplicados constantemente en equipos en general,

principalmente recipientes a presión y líneas de tubería, por las principales empresas

a nivel mundial para la optimización de trabajos de mantenimiento, evaluación de

vida remanente y análisis del riesgo y confiabilidad asociada a estos equipos.

Recientemente, PDVSA Exploración y Producción, en su Área de Producción de

Occidente, completó estudios de este tipo en 4 de sus principales líneas, logrando

obtener ahorros en el orden de MMBs 2600 por reducción en costos de

mantenimiento al evitar la ejecución de trabajos de reparación (reemplazo de tramos

o instalación de camisas) en secciones identificadas con defectos en estas líneas;

asimismo, ello permitió maximizar la confiabilidad en la seguridad y continuidad

operacional de las mismas. En el presente trabajo se describe brevemente la

metodología utilizada así como las experiencias en la implantación del estudio de

tolerancia de defectos en estas 4 líneas.

ESTUDIO DE TOLERANCIA DE DEFECTOS / CONCEPTOS BÁSICOS DE MECÁNICA DE FRACTURA

La evaluación o estudio de tolerancia de defectos en una línea de tubería o

instalación en general, consiste en relacionar cuantitativamente la severidad de los

defectos detectados en la misma en su última inspección con sus condiciones



máximas de operación mediante análisis riguroso tanto de fracturas dúctiles y

frágiles, como del crecimiento o propagación de defectos usando técnicas de

mecánica de fractura. No es más que evaluar mediante modelos matemáticos el

efecto de los defectos detectados sobre la integridad estructural de la línea.

Para el caso de materiales frágiles, las técnicas o modelos de mecánica de fractura

consisten en relacionar un parámetro asociado al comportamiento del defecto o

grieta en un material en particular, designado como factor de intensificación de

esfuerzos KI, con el esfuerzo nominal aplicado, las dimensiones del defecto y la

geometría de la estructura, en ecuaciones tal como la que sigue:

KI= β σ √ πa (1)

donde “β” es un parámetro adimensional que depende de la ubicación del defecto

(pasante, superficial o interno), del tipo de carga aplicada (tracción, corte, etc.) y de

la geometría de la estructura; “σ” es el esfuerzo nominal y “a” es la longitud del

defecto. El máximo valor de KI se obtiene cuando se origina fractura completa o

catastrófica en la estructura, es decir, cuando se alcanza la máxima longitud o

dimensión crítica del defecto. Este valor, el cual se conoce como tenacidad a la

fractura KIC, es una constante del material con la cual se pueden relacionar las fallas

en equipos o instalaciones con fracturas obtenidas a partir de muestras ensayadas

en el laboratorio. Utilizando la relación anterior, si se conoce el valor del esfuerzo

aplicado y la tenacidad a la fractura del material es posible estimar el tamaño crítico o

máximo permisible antes de que se origine una fractura inestable en el componente.

El valor de KIC puede ser obtenido o estimado a partir de tablas, ensayos de

laboratorio estandarizados y/o fórmulas empíricas.

Para el caso de materiales dúctiles, por su parte, el riesgo de fracturas frágiles o

inestables es bajo y la falla está gobernada principalmente por el colapso plástico o

rotura del área remanente o ligamento en la zona del defecto que soporta la carga.



Es decir, se aplican los criterios básicos de resistencia de materiales en el cual se

compara el esfuerzo en el área remanente con el esfuerzo de colapso local admisible

para el respectivo material. Por lo tanto, el tamaño crítico de defectos está asociado

principalmente con las propiedades de tracción del material (esfuerzo de flujo o de

fluencia) mediante ecuaciones tal como las que se indican a continuación (todas

aplicables a tuberías o cilindros):

σ β – 2 sin-1 [(sin β) / 2] = 1 - (2), para defectos transversales pasantes, σ π

σ η [π - β (1 - η) ] = (3), para defectos transversales superficiales,

σ ηπ + 2 (1 - η) sin β

σ 1 = (4), para defectos longitudinales pasantes, y

σ MT

σ (1 – X) = (5), para defectos longitudinales superficiales, σ (1 – MT

-1 X)

donde:

σ = esfuerzo nominal circunferencial o axial que origina la fractura, dependiendo si

el defecto es longitudinal o transversal.

σ = es el esfuerzo de flujo (normalmente se determina sumando el esfuerzo de

fluencia con el esfuerzo máximo de tracción y dividiendo esta cantidad entre

dos).

β = c/R

c = mitad de la longitud total del defecto.

R = radio de la tubería

η = 1 – d/t

d = profundidad del defecto.



t = espesor de pared.

X = d/t

MT= Factor de reducción de esfuerzos de Folias, el cual depende de la longitud axial

del defecto y las dimensiones de la tubería. La expresión más utilizada para la

determinación de este factor viene dada como:

MT= [1 + 1.255 (c2 / Rt) – 0.0135 (c4 / R2t2)]1/2 (6)

Diagrama de Análisis de Falla (FAD)

El efecto de fractura inestable, para el caso de materiales frágiles y de colapso

plástico local, para el caso de materiales dúctiles, puede ser analizado en forma

gráfica y simultánea con ayuda del llamado Diagrama de Análisis de Falla o “Failure

Assessment Diagram” (FAD). El mismo puede ser construido analíticamente o con la

ayuda de un software de la siguiente manera (ver Figura No. 3):

• En el eje “y” se ubica el valor de Kr para una condición específica, el cual viene

dado por la relación entre el factor de intensificación de esfuerzos KI y la

tenacidad a la fractura del material KIC (Kr = KI / KIC). Estos valores se relacionan

con los parámetros involucrados en la falla por fractura inestable con base en

criterios de mecánica de fractura.

Figura No. 3. Diagrama de análisis de Falla (FAD) para el estudio de tolerancia de defectos.



• En el eje “x” se ubica el valor de Lr, para la misma condición, el cual viene dado

por la relación entre la carga o esfuerzo aplicada en la zona agrietada y la carga o

esfuerzo de fluencia en la misma zona (Lr = σ / σy). Estos valores se relacionan

con la posibilidad de falla por colapso plástico en la sección remanente debido a

las cargas impuestas durante el servicio.

La ubicación de un punto de coordenadas (Lr, Kr) en el FAD corresponde a la

combinación particular de tamaño de defecto, esfuerzo aplicado y propiedades del

material para un caso específico, permitiendo determinar si el defecto es tolerable

(aceptable) o no. La curva del FAD, la cual coincide con el tamaño crítico de defectos

para condiciones de esfuerzo específicas y propiedades del material definidas,

representa el límite de tolerancia. Puntos por debajo de la curva son tolerables

mientras que por encima de la misma se consideran no tolerables a las condiciones

evaluadas.

Análisis de defectos asociados a pérdida de material

Simplificando las ecuaciones antes indicadas para colapso plástico pueden

obtenerse expresiones particulares para diferentes tipos de defectos. En el caso de

defectos asociados a pérdida de material, ya sea por corrosión, desgaste/erosión y/o

defecto de fabricación, las principales ecuaciones que se han definido, según la

Norma ANSI/ASME B31.G, para evaluar su tolerancia son las siguientes:

L= longitud axial del defecto

d= profundidad máxima del defecto

t= espesor de pared

D= diámetro de la tubería

R= radio de la tubería

A= área del defecto (corte en sentido axial)

Ao= área original (L x t)



• Método original, el cual considera el defecto como una semi-parábola:

d/t L= 1.12 B √Dt , donde B= [( )2 – 1]1/2 (7)

(1.1d/t) – 0.167

• Método “RSTRENG”, el cual considera el área real del defecto (se requiere por lo

tanto medición exacta o en cuadrícula del perfil completo del daño):

σ (1 – A/Ao) = (8), donde M= [1 + 1.255 (c2 / Rt) – 0.0135 (c4 / R2t2)]1/2 σ (1 – MT

-1 A/Ao) para (2c)2/Dt ≤ 50 M= 0.064 (c2/Rt) + 3.3 para (2c)2/Dt > 50

• Método “RSTRENG” simplificado, el cual aproxima el área a 85 % del área de un

rectángulo que contiene el defecto. Es decir, aplicando la misma relación anterior,

A= 0.85 d L (9).

Propagación de defectos

Los defectos descritos anteriormente pueden crecer o propagarse por diferentes

mecanismos tales como corrosión, corrosión-fatiga, corrosión bajo tensión, fatiga y

fluencia lenta o “creep”. En el caso de líneas de tubería, los defectos se propagan o

aumentan de tamaño principalmente debido a un efecto corrosivo o por fatiga. En el

primer caso, a menos que se trate de un desgaste generalizado de la tubería en el

cual es factible estimar la rata de pérdida de material en un período determinado, es

muy difícil predecir la velocidad o tiempo para que ocurra una falla en la línea. Ello

debido a que existen diferentes factores involucrados difíciles de predecir, como por

ejemplo presencia de agentes contaminantes en el medio ambiente o fluido que

transporta la línea, velocidad de las reacciones químicas involucradas, estado de

esfuerzos y ubicación del defecto. Esto es válido para procesos corrosivos diferentes



al desgaste o corrosión generalizada, tales como corrosión localizada, agrietamiento

por corrosión bajo tensión y ataque por hidrógeno. En el caso de agrietamiento por

fatiga, en cambio, si es factible predecir la propagación de defectos, lo cual se realiza

aplicando criterios de mecánica de fractura.

En el análisis de crecimiento de grietas por fatiga, es posible estimar el tiempo (o

número de ciclos) que le toma a una grieta de tamaño inicial conocido alcanzar el

tamaño crítico. Para ello se requiere construir curvas que correlacionen la velocidad

de crecimiento de grietas por fatiga (da/dN) con la variación del factor de

intensificación de esfuerzos (∆KI), las cuales pueden encontrarse en la literatura

técnica o generarse mediante ensayos de laboratorio. Las curvas o leyes de

crecimiento de grietas más conocidas son:

Ley de Paris-Erdogan, para variaciones cíclicas de amplitud constante:

δa = A (∆K)m (10) δN

Ley de Walker, para variaciones cíclicas con amplitud variable:

δa = B (∆K)m (Kmáx)n (11) δN

donde A, B, m y n son constantes de la velocidad de crecimiento de grietas por fatiga

en el material y Kmáx es el factor de intensificación de esfuerzos máximo.

Normas relacionadas Las ecuaciones antes indicadas así como otros procedimientos sugeridos pueden

encontrarse en diversas normas o estándares internacionales tales como BSI PD



6493 y 7608 e IIW/IIS-SST-1157-90. Asimismo, algunos de los Códigos o estándares

de fabricación, tales como API 1104 y el Código ASME, incorporan o están en

proceso de incorporar en recientes revisiones criterios para evaluar la tolerancia de

defectos en equipos basado en los conceptos descritos anteriormente. Actualmente,

API está en fase de completación de la Norma 579 “Recommended Practice For

Fitness-For-Service” la cual incluye guías generales y procedimientos completos para

efectuar este tipo de evaluaciones en diferentes tipos de defectos.

EJEMPLOS EN LA APLICACIÓN DE ESTUDIOS DE TOLERANCIA DE DEFECTOS EN LÍNEAS DE TUBERÍA DE PDVSA ÁREA DE PRODUCCIÓN DE OCCIDENTE

CASO 1

Línea: Ulé – Amuay

Longitud: 230 Km

Servicio: gasoducto

Diámetro: 16”

Espesor: 0.438”

Tubería: API 5L X-52 sin costura

Máxima presión operación: 2100 Lppc

Año de tendido: 1969

Origen del problema:

Filtración de varios tubos por defectos del

tipo pliegues solapados transversales (ver

corte transversal de uno de estos defectos

removido de la línea en la Figura de la

derecha) durante prueba hidrostática de

nuevo tramo de 29.2 Km (entre progresivas



17 + 073 y 46 + 301) tendido en 1989 para el reemplazo de una sección con daños

considerables por corrosión. Además de este tipo de defectos, se encontró que los

tubos presentaban otros daños asociados a problemas de fabricación tales como

pérdida de material, laminaciones y grietas longitudinales. Luego de reemplazarse

los tubos con problemas y testificarse la prueba hidrostática, el tramo fue puesto en

servicio detectándose una filtración de gas un año después por la presencia de un

pliegue transversal.

Acciones tomadas / Conclusiones:

Se realizó inspección con herramienta instrumentada interna de alta tecnología y

posterior estudio de tolerancia de defectos en el tramo. Para el estudio se evaluó

tanto la factibilidad de fractura por colapso plástico del material a partir de defectos

superficiales (ecuaciones 3 y 5 descritas anteriormente, dependiendo de la

orientación de los defectos) así como la posibilidad de propagación de los mismos

por fatiga con variaciones cíclicas de los esfuerzos inducidos o presión de amplitud

constante (ecuación 10 o Ley de Paris). Ello permitió identificar 37 tubos con

defectos no tolerables (los cuales fueron removidos) de los 682 tubos en el tramo

identificados con irregularidades o defectos. En 1996 se repitió la prueba hidrostática

y se reactivó el servicio en el tramo sin presentarse problemas hasta la fecha.

Beneficios:

• Ahorros en el orden de MMBs 2200 al lograrse la rehabilitación del tramo versus

su reemplazo.

• Confiabilidad en la seguridad y continuidad operacional del tramo, garantizando

un suministro permanente de gas al Centro de Refinación de Paraguaná.



CASO 2 Línea: Ulé – Amuay 2

Longitud: 230 Km

Servicio: oleoducto

Diámetro: 26”

Espesor: 0.312” / 0.375” / 0.500”

Tubería: API 5L X-42 y 52 costura long.




Filtración en soldadura longitudinal en un

tubo (Figura a la izquierda y arriba) lo cual

permitió identificar problema de

agrietamiento en dirección axial en las

soldaduras longitudinales de la tubería

que conforma la línea. El problema está

asociado a grietas que se originan en

defectos (falta de penetración, falta de

fusión, inclusiones de escoria, etc.)

inducidos en las soldaduras y que se

propagan por el mecanismo de fatiga

(Figura a la izquierda y abajo).


Se realizó estudio de tolerancia de defectos mediante el siguiente procedimiento:

construcción de diagramas FAD con la ayuda del Software Prefis versión 2.2 (se



debe tomar en cuenta que por tratarse en este caso de fallas en soldaduras debe

considerarse el efecto de fracturas tanto en materiales frágiles como dúctiles);

estimación de tamaños críticos de defectos en forma analítica a partir ecuaciones

asociadas a defectos longitudinales pasantes o superficiales (ecuaciones 1, 4 y 5,

según corresponda), y estimación de la velocidad de crecimiento de defectos para

variaciones cíclicas de la presión con amplitud variable (ecuación 11 o Ley de

Walker). En las siguientes Figuras, se ilustran algunos diagramas que fueron

obtenidos a partir de los resultados derivados del análisis:

Esta información permitió tomar las siguientes acciones (algunas de las cuales aún

están en proceso):

1. Definir las especificaciones técnicas requeridas para la inspección de la línea

mediante herramientas internas; asimismo, seleccionar la técnica o herramienta

de inspección más conveniente para este caso.

2. Elaborar programas óptimos y eficientes de reparación, garantizando en todo

momento la integridad física de la línea.

3. Realizar análisis de riesgo de la condición actual de la línea.

4. Definir frecuencia de inspección del oleoducto para la detección de estos

defectos.


Beneficios:

Reducción en aproximadamente MMBs 1000 en trabajos de mantenimiento (durante

1999) y MMBs 500 en la inspección de la línea con herramientas instrumentadas

internas, así como incremento en su confiabilidad operacional.

CASO 3

Línea: La Pica – El Tablazo Nueva

Servicio: gasoducto

Diámetro: 16”

Espesor: 0.375” / 0.492” / 0.656” / 0.709”

Tubería: API 5L X-52 sin costura





Detección de 1968 indicaciones asociadas a defectos por falta de material,

principalmente de origen interno (ver Figura), en el espesor de pared de la tubería

(de hasta 80 % del espesor) y 77 a defectos en soldaduras circunferenciales, en

inspección con herramientas instumenta-

das efectuada en la línea en 1998. Con

base en estos resultados se programó la

instalación de 88 camisas de refuerzo para

corregir 111 indicaciones por defectos

asociados a pérdida de material mayor

que 30 % del espesor de pared, con

incertidumbre en relación al origen de

estos defectos.




• Se realizó estudio de tolerancia de defectos en la línea el cual fue

complementado con una caracterización de los mismos en muestras removidas

del gasoducto. Para el estudio se utilizaron diagramas FAD con la ayuda del

software Prefis 2.2 y se realizaron cálculos utilizando tanto el método “RSTRENG”

simplificado (ecuaciones 8 y 9) para el análisis de defectos asociados a pérdida

de material así como el procedimiento sugerido por la Sección 8 de la Norma API

579 para la evaluación de defectos asociados a desalineación en la junta. Ello

permitió determinar que todos estos defectos son tolerables a las máximas

condiciones operacionales de la línea.

• Se realizó análisis de corrosividad en la línea no encontrándose evidencias que

demuestren que actualmente existan problemas asociados a procesos de

corrosión en la misma y determinándose que sus sistemas actuales de protección

contra la corrosión (protección catódica, revestimiento y tratamiento químico) son

adecuados.

Beneficios:

• Reducción en los costos de mantenimiento en el orden de MMBs 60 al suspender

los trabajos programados para la instalación de camisas en 50 secciones del

gasoducto.

• Confiabilidad operacional.


AVPG, XIV Convención de Gas, Cara

CASO 4

Línea: Tramo 14” Pueblo Viejo – Las Malvinas

Servicio: gasoducto

Diámetro: 14”

Espesor: 0.375”

Tubería: API 5L B con costura long.


Año de tendido: Desconocido (más de 30 a.)


Filtración en una de las soldaduras circunferenciales en el tramo por causa que se

desconoce. Inspección por muestreo posterior permitió concluir que las soldaduras

de este tipo (aprox. 500) en dicho tramo presentan defectos asociados a falta de

penetración y/o desalineación en la junta, tal como se ilustra en las siguientes

Figuras:

En tal sentido, se pr

de camisas de refuer

DESALINEACIÓN EN LA JUNTA
FALTA DE PENETRA- CIÓN
cas, Mayo 10 al 12, 2000. Página 18

ogramó la reparación de estas soldaduras mediante instalación

zo.




Se realizó estudio de tolerancia de defectos mediante construcción de diagramas

FAD con Prefis 2.2 y mediante cálculos siguiendo tanto los procedimientos descritos

en las Secciones 8 y 9 de la Norma API 579 (análisis de desalineación en juntas

soldadas y grietas, respectivamente) como las ecuaciones correspondientes

descritas anteriormente (1 y 3). Ello permitió derivar las siguientes conclusiones:

• Defectos asociados a falta de penetración son tolerables siempre y cuando su

profundidad sea menor o igual que 4 mm. La máxima profundidad detectada

hasta la fecha ha sido de 3.9 mm.

• Defectos asociados a desalineación en la junta son igualmente tolerables

indiferentemente de la separación entre las dos partes.

• Soldaduras que presentan una combinación de ambos defectos deben ser

evaluadas individualmente por separado, aplicando criterios establecidos para tal

fin.

• El crecimiento o propagación de estos defectos por fatiga o algún otro mecanismo

es poco probable.

Beneficios:

Reducción en los costos de mantenimiento en el orden de MMBs 300 al suspender

los trabajos programados para la reparación mediante instalación de camisas a las

500 soldaduras circunferenciales en el tramo. No obstante, todas las soldaduras

requieren ser inspeccionadas a fin de validar si cumplen con los requisitos indicados

anteriormente.



CONCLUSIÓN

La reciente incorporación de la metodología para evaluar la tolerancia de defectos en

equipos o instalaciones por parte de PDVSA Área de Producción de Occidente,

principalmente en 4 de sus líneas de tubería críticas, ha demostrado ser altamente

eficiente en la optimización de trabajos de mantenimiento al minimizar el esfuerzo

requerido para la reparación de secciones de tubería con daños rechazables según

códigos o normas de fabricación. Ello permite a su vez maximizar la confianza en la

integridad física y seguridad y continuidad operacional de estas instalaciones.

RECOMENDACIÓN

Con la finalidad de obtener beneficios adicionales al reducir costos de mantenimiento

e inspección, se recomienda extender el uso de este estudio o metodología en otras

líneas y equipos en general, donde se detecten defectos que involucren trabajos

mayores de reparación y/o paros en la producción y que posiblemente no sean

necesarios.

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Paletta, F., “Estudio de Tolerancia de Defectos en el Oleoducto de 26” de Diámetro

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998922; Maracaibo, Diciembre, 1999.

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