Los métodos de la industria proporcionados por ASME para evaluar la vida útil restante de las anomalías de corrosión pueden arrojar resultados excesivamente conservadores. Los métodos avanzados de adecuación al propósito (FFP) pueden utilizarse para comprender mejor las fechas reales de fallo de las anomalías de corrosión por pérdida de metal. ROSEN USA ha utilizado recientemente un método FFP avanzado denominado Método de Perfil Plausible (P2) para proporcionar una mayor precisión en las fechas de reparación a un cliente que experimentaba una corrosión compleja en una de sus tuberías (en comparación con métodos de la industria como RSTRENG Detallado, B31 G Modificado, Kastner, etc.). Este método extendió la vida restante de más de 10 anomalías en más de tres años, ahorrando potencialmente al cliente cientos de miles de dólares en reparaciones.
En todo el mundo, el sector de los oleoductos y gasoductos presta cada vez más atención a los programas de gestión de la integridad de las tuberías, sobre todo en lo que respecta a las que atraviesan riesgos geotécnicos e hidrotécnicos. Esta mayor atención se debe a varios incidentes notables relacionados con la rotura de tuberías. Reconociendo la importancia de mitigar los riesgos asociados con los fallos de tuberías relacionados con peligros geológicos, varios operadores de tuberías han contratado a ROSEN como su socio de integridad.
Los métodos de área efectiva (EAM) se han utilizado ampliamente en la industria para determinar la resistencia remanente de tuberías corroídas. El RSTRENG detallado es uno de los EAM que han demostrado su eficacia para determinar la aptitud para el servicio de las anomalías de pérdida de metal en tuberías. Sin embargo, el RSTRENG Detallado puede proporcionar resultados excesivamente conservadores al estimar el perfil del grupo de corrosión si las anomalías son circunferencialmente alargadas. Este artículo destaca cómo una evaluación más detallada de las condiciones locales utilizando el Método de Perfiles Plausibles (P2) puede mejorar potencialmente la relevancia del área efectiva utilizada en la evaluación de la resistencia remanente de dichas anomalías, resultando en una presión de fallo calculada más favorable.
Al determinar si una anomalía de corrosión es apta para su propósito, una de las consideraciones más importantes es cómo se utiliza el perfil de la anomalía para estimar el área efectiva para las evaluaciones de integridad. El método RSTRENG detallado utiliza un enfoque de trayectoria "más profunda a más profunda" para estimar el perfil de la zona corroída dentro de un grupo de corrosión. Este perfil único se utiliza entonces para calcular de forma determinista las presiones de rotura del grupo de corrosión y calcular una fecha de fallo. En el enfoque P2, se generan numerosos perfiles plausibles del grupo de corrosión y se calculan las presiones de rotura para cada uno de ellos. A continuación, se toma el percentil 5 de estas presiones de rotura como la presión de fallo en un momento determinado, que puede ser una fecha anterior a la siguiente ILI planificada o una fecha objetivo determinada. Nótese que los cálculos entre RSTRENG y P2 son los mismos, y la diferencia entre los métodos es cómo se estima el perfil de la zona corroída. Se observó que el método P2 daba resultados de presión de rotura más cercanos a los resultados sobre el terreno en comparación con el método RSTRENG detallado.
Sin embargo, el método P2 tiene algunas limitaciones, que incluyen:
En la Figura 1, a continuación, se muestra el método RSTRENG detallado (Imagen a) en el que se adopta el enfoque de trayectoria "más profunda a más profunda" para estimar el perfil de la anomalía. La imagen b muestra numerosos perfiles plausibles generados para el mismo cluster. La imagen b muestra solo 3 perfiles "plausibles", pero en realidad, puede haber cientos dependiendo del tamaño del cluster de corrosión.
Al evaluar estas agrupaciones de corrosión complejas, el primer paso es construir matrices basadas en las profundidades de evaluación de los datos de caja del ILI (profundidad notificada + tolerancia de la herramienta) de las anomalías individuales dentro de una agrupación. En las imágenes siguientes, se muestra un modelo de matriz de ejemplo utilizado en la evaluación de P2 (arriba) y se compara con los datos de caja de la ejecución de ILI (abajo).
Como se observa en la Figura 2 anterior, el modelo de matriz de conglomerados de la imagen superior corresponde a los datos de señal en recuadro del ILI. Tanto en la imagen superior como en la inferior, las zonas de color rojo oscuro indican anomalías de pérdida de metal más profundas, mientras que las zonas de color rojo más claro o amarillo representan anomalías menos profundas. Una vez construidas las matrices y decididos los parámetros de evaluación, se lleva a cabo de forma iterativa el método P2 para determinar la presión de rotura y la fecha de fallo de la agrupación.
Un cliente de EE.UU. estaba experimentando una corrosión compleja en una de sus tuberías y solicitó a ROSEN que realizara una evaluación FFP estándar. Tras la entrega de los resultados de la evaluación, el cliente se dio cuenta de que tenía muchas anomalías de corrosión que debían ser reparadas en un futuro próximo si se evaluaban con los métodos de evaluación tradicionales del sector. Con el fin de apoyar aún más a este cliente, ROSEN sugirió que las anomalías se evaluaran con el método P2 para obtener una mejor comprensión de las anomalías en cuestión.
Se realizaron evaluaciones de Perfil de Posibilidad en 13 grupos de corrosión. El lLI se ejecutó en enero de 2023, y las 13 de estas anomalías tenían originalmente fechas de reparación anteriores a 2025. Con la implementación del método P2, ROSEN pudo analizar estos grupos de corrosión con mayor precisión y proporcionar una fecha de reparación actualizada al cliente, ampliando la vida útil restante de los 13 grupos evaluados. Esto puede verse en la figura y la tabla siguientes.
En la Figura 3 anterior, las barras rojas representan las fechas de reparación de los grupos cuando se evalúan con los métodos estándar del sector (es decir, RSTRENG detallado, B31G modificado y Kastner). La barra azul representa los mismos 13 grupos cuando se evalúan con la metodología P2.
Seguir el proceso estándar de evaluación de la integridad habría supuesto cientos de miles de dólares en reparaciones para este cliente. Al ampliar los tiempos de reparación de estos 13 grupos, el cliente evitó reparaciones innecesarias, optimizando sus esfuerzos de campaña de mantenimiento para el año en curso y los siguientes. Este método se considera ahora una solución de sobremesa concebible para ampliar la vida útil restante de las anomalías de calificación que no superan las metodologías tradicionales de evaluación de la pérdida de metal.
Referencias
[1] Informe técnico, Plausible Profiles (Psqr) Model for Corrosion Assessment, Autores S. Kariyawasam, S. Zhang, J. Yan, T. Huang, M. Al-Amin, E. Gamboa, Versión Final 03, 23 de septiembre de 2019.
[2] ASME B31G, "Manual for Determining the Remaining Strength of Corroded Pipelines", 2012.
[3] Revisión por pares del modelo de evaluación de la corrosión de perfiles plausibles (Psqr), Número de proyecto EC-2-9, Preparado por John Kiefner y otros, Versión final, 9 de agosto de 2019.