ESTUDIO DE PREDICCIÓN DE LA PRESIÓN DE FALLA EN …

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ESTUDIO DE PREDICCIÓN DE LA PRESIÓN DE

FALLA EN DUCTOS

Pagano Scorcio, Julio César

Matrícula 10.773

Trabajo Final de la Carrera Ingeniería Mecánica

Departamento de Ingeniería Mecánica

Facultad de Ingeniería

Universidad Nacional de Mar del Plata

Mar del Plata, Marzo 2020

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ESTUDIO DE PREDICCIÓN DE LA PRESIÓN DE

FALLA EN DUCTOS

Pagano Scorcio, Julio César

Matrícula 10.773

Trabajo Final de la Carrera Ingeniería Mecánica

Departamento de Ingeniería Mecánica

Facultad de Ingeniería

Universidad Nacional de Mar del Plata

Mar del Plata, Marzo 2020

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ESTUDIO DE PREDICCIÓN DE LA PRESIÓN DE FALLA EN DUCTOS

Estudio de diferentes metodologías para mejorar la predicción de la presión de falla

en ductos de transporte de gas y petróleo fabricados con tuberías de acero soldadas

longitudinalmente mediante ERW (Electric Resistance Welded) de baja frecuencia.

Autores:

Pagano Scorcio, Julio César Matrícula 10.773. Facultad de Ingeniería. Universidad Nacional de Mar del Plata.

Director:

Mg. Ing. Hernán Guillermo Kunert Facultad de Ingeniería. Universidad Nacional de Mar del Plata.

Mesa Evaluadora:

XXXXXXXXXXX Facultad de Ingeniería. Universidad Nacional de Mar del Plata.

XXXXXXXXXXXX Facultad de Ingeniería. Universidad Nacional de Mar del Plata.

XXXXXXXXXXXX Facultad de Ingeniería. Universidad Nacional de Mar del Plata.

iii

Resumen

La “integridad” en la industria del Oil & Gas es un campo en constante desarrollo donde para

problemas recurrentes se proponen diversas estrategias las cuales se van consolidando y

refinando con el paso del tiempo en función de la experiencia. Teniendo en cuenta los

kilómetros de ductos que poseen soldadura longitudinal del tipo ERW (Electric Resistance

Welded) de baja frecuencia en operación en la actualidad, fabricados antes del año 1970 tanto

en Argentina como en el mundo, se planteó la necesidad de buscar una alternativa para

evaluar el estado de integridad de los mismos. Se realizó un estudio de diferentes

metodologías para mejorar la predicción de la presión de falla en ductos de transporte de gas

y petróleo fabricados con tuberías de acero soldadas longitudinalmente mediante ERW de

baja frecuencia. Se encontró viable llevar adelante un plan de acción que contenga todas las

etapas que exige la industria y los entes de regulación. Dentro del plan acción se encontró en

forma empírica la presión a la cual podría fallar un ducto que posea un defecto en la soldadura

longitudinal. Se tomó como referencia un ducto real en operación, y se realizaron los cálculos

de presión de falla para diferentes propiedades mecánicas de materiales, considerando datos

teóricos brindados por fuentes bibliográficas y datos obtenidos de ensayos experimentales.

Se llegó a la conclusión que los costos de llevar adelante el plan de acción comparado con

las consecuencias de una falla inesperada son extremadamente bajos. Este tipo de estudios

permiten reducir costos por paradas no programadas y mantener niveles de operación

seguros. El riesgo de no realizar este tipo de estudios tiene una consecuencia alta ante la

existencia de un suceso, con afectación a la salud de las personas y daño al medio ambiente.

Además, se brinda información sobre diferentes tecnologías y técnicas de inspección

disponibles, aspectos legales y ambientales para tener en cuenta a la hora de ejecutar

estudios de integridad en ductos.

iv

Índice Índice ................................................................................................................................ iv

Índice de Figuras .............................................................................................................. viii CAPÍTULO I ....................................................................................................................... 1

1. Introducción .................................................................................................................... 1

1.1. Justificación ............................................................................................................. 2

1.1.1. Justificación ambiental ..........................................................................................2

1.1.2. Justificación social ................................................................................................2

1.1.3. Justificación económica ........................................................................................2

1.1.4. Justificación técnica: .............................................................................................3

1.2. Objetivos: ................................................................................................................ 3

1.3. Sistema de transporte de gas y petróleo .................................................................. 3

1.4. Amenazas a la integridad de ductos ........................................................................ 5

1.4.1. Amenazas potenciales para ductos que transportan hidrocarburos líquidos .........6

1.4.2. Amenazas potenciales para ductos que transportan gas ......................................7

1.5. Historial de fallas ..................................................................................................... 8

CAPÍTULO II .................................................................................................................... 12

2. Diseño de cañerías....................................................................................................... 12

2.1. Ductos de hidrocarburos antiguos ......................................................................... 12

2.1.1. Tuberías en el siglo XVIII y en el siglo XIX ..........................................................12

2.1.2. Los primeros ductos ............................................................................................15

2.1.3. El crecimiento de las tuberías a finales de 1800 .................................................17

2.1.4. El crecimiento de las tuberías: en la década de 1900 .........................................18

2.1.5. Desarrollo de la industria del petróleo en Argentina ............................................22

2.2. Materiales .............................................................................................................. 24

2.3. Métodos de fabricación .......................................................................................... 26

2.3.1. Tubería ERW (Electric Resistance Welded) ........................................................27

CAPÍTULO III ................................................................................................................... 32

3. Introducción .................................................................................................................. 32

3.1. Mecanismos de falla .............................................................................................. 32

3.1.1. Fractura dúctil y deformación plástica excesiva ..................................................32

3.1.2. Pérdida del contenido .........................................................................................33

3.1.3. Fractura frágil ......................................................................................................33

3.1.4. Inestabilidad elástica ...........................................................................................34

3.1.5. Inestabilidad plástica ...........................................................................................34

3.2. Discontinuidades o defectos introducidos durante la fabricación de ductos ........... 34

3.2.1. Falta de penetración ...........................................................................................35

v

3.2.2. Socavaduras o mordeduras de bordes ...............................................................36

3.2.3. Fisuras longitudinales .........................................................................................36

3.2.4. Falta de fusión ....................................................................................................37

3.3. Tecnologías de inspección .................................................................................... 38

3.3.1. Inspección Interna (In Line Inspection – ILI) ........................................................39

3.3.2. Prueba Hidráulica ...............................................................................................45

3.3.3. Evaluación Confirmatoria Directa ........................................................................45

3.4. Ensayos de materiales .......................................................................................... 47

3.4.1. Charpy ................................................................................................................47

3.4.2. Ensayo de tracción .............................................................................................48

3.4.3. Tensiones residuales ..........................................................................................49

CAPÍTULO IV ................................................................................................................... 51

4. Métodos de evaluación de criticidad de defectos .......................................................... 51

4.1. Procedimientos principales .................................................................................... 51

4.2. Diagrama FAD ....................................................................................................... 53

4.3. Predicción de la presión de falla ............................................................................ 55

CAPÍTULO V .................................................................................................................... 56

5. Plan de acción para el tratamiento de defectos planares .............................................. 56

5.1. Flujograma: Selección de herramienta de inspección interna (ILI) ......................... 57

5.2. Flujograma: Evaluación directa .............................................................................. 59

5.3. Flujograma: Aptitud para el servicio ....................................................................... 61

5.4. Flujograma: Batería de ensayos ............................................................................ 62

CAPÍTULO VI ................................................................................................................... 64

6. Implementación de plan de acción (caso de estudio) ................................................... 64

6.1. Inspección interna.................................................................................................. 64

6.2. Evaluación Directa ................................................................................................. 73

6.3. Aptitud para el servicio .......................................................................................... 74

6.3.1. FAD Nivel II API 579 Parte 9 ...............................................................................74

Paso 1 – Evaluación de condiciones operativas ........................................................... 75

Paso 2 – Distribución de tensiones ............................................................................... 75

Paso 3 – Propiedades del material ............................................................................... 76

Paso 4 – Características de los defectos ...................................................................... 76

Paso 5 – Factores de seguridad ................................................................................... 77

Paso 6 – Tensión de Referencia ................................................................................... 78

vi

Cilindro – Fisura superficial, dirección longitudinal – longitud infinita, presión interna. ........................................................................................................................79

Cilindro – Fisura superficial, dirección longitudinal – forma semielíptica, presión interna. .....................................................................................................................................79

Paso 7 – Cálculo de la Tasa de Carga (Lr) ................................................................... 80

Paso 8 – Intensidad a la fractura atribuida a las cargas primarias (𝑲𝑰𝑷) ...................... 80

Cilindro – Fisura superficial, dirección longitudinal – longitud infinita, presión interna. ..80

Cilindro – Fisura superficial, dirección longitudinal – forma semielíptica, presión interna. .....................................................................................................................................81

Paso 9 – Tensión de referencia para la tensión residual............................................... 84

Paso 10 – Intensidad a la fractura debido a tensiones residuales. ................................ 85

Paso 11 – Factor Φ ...................................................................................................... 85

Paso 12 – Tasa de intensidad a la fractura (Kr) ............................................................ 85

Paso 13 – Evaluación mediante curva FAD .................................................................. 86

6.3.2. Determinación de la presión de falla ...................................................................87

6.4. Resultados obtenidos ............................................................................................ 87

6.5. Cálculo a partir de ensayos ................................................................................... 89

CAPÍTULO VII .................................................................................................................. 93

7. Análisis crítico de ingeniería ......................................................................................... 93

7.1. Comparación de resultados ................................................................................... 93

7.1.1. Comparativa FAD ...............................................................................................93

7.1.2. Comparativa de presión de falla ..........................................................................94

CAPÍTULO VIII ................................................................................................................. 97

8. Análisis económico ....................................................................................................... 97

CAPÍTULO IX ................................................................................................................. 101

9. Conclusiones .............................................................................................................. 101

vii

Índice de Tablas

Tabla 1. Presiones de operación por año.......................................................................................................... 19

Tabla 2. Materiales comúnmente usados. ....................................................................................................... 25

Tabla 3. Ensayos no destructivos. .................................................................................................................... 46

Tabla 4. Características de ducto en estudio. ................................................................................................... 64

Tabla 5. Caracterización de anomalías. ........................................................................................................... 72

Tabla 6. Caracterización de tipo de defecto. .................................................................................................... 72

Tabla 7. Comparativa ILI VS ED. ....................................................................................................................... 74

Tabla 8. Propiedades mecánicas del material. ................................................................................................. 76

Tabla 9. Criterios para la interacción entre defectos planos. ............................................................................ 77

Tabla 10. Factores de seguridad API 579 Parte 9.............................................................................................. 78

Tabla 11. Coeficientes G0 a G4. ....................................................................................................................... 81

Tabla 12. Coeficientes G0 a G4. ....................................................................................................................... 83

Tabla 13. Resultados obtenidos API 579 Parte 9. ............................................................................................. 87

Tabla 14. Resultados obtenidos de presión de falla. ......................................................................................... 88

Tabla 15. Propiedades de materiales obtenidos de ensayos. ............................................................................ 89

Tabla 16. Resultados obtenidos API 579 Parte 9. ............................................................................................. 90

Tabla 17. Resultados obtenidos de presión de falla. ......................................................................................... 91

Tabla 18. Diferencias de presión de falla. ......................................................................................................... 95

Tabla 19. Costos asignados al proyecto. .......................................................................................................... 97

viii

Índice de Figuras

Figura 1. Tendido de ductos en la Argentina (Izquierda).Cuencas hídricas, áreas protegidas (derecha). ............. 5

Figura 2.Distribubución de incidentes en los últimos 10 años. ......................................................................... 10

Figura 3. Distribución de incidentes en los últimos 10 años. ............................................................................ 11

Figura 4. Primer pozo de petróleo de Edwin L. Drake. ...................................................................................... 14

Figura 5. Tecnologías de fabricación de cañerías............................................................................................. 27

Figura 6. Proceso de fabricación de tubería ERW. ........................................................................................... 29

Figura 7. Proceso de fabricación de tubería ERW. ........................................................................................... 30

Figura 8. Sección metalográfica de soldadura ERW. ........................................................................................ 30

Figura 9. Foto ilustrativa SEM (Scanning Electron Microscopy) de falla dúctil. ................................................. 33

Figura 10. Falta de penetración en soldadura. ................................................................................................ 35

Figura 11. Socavado o mordeduras de bordes. ................................................................................................ 36

Figura 12. Fisuras longitudinales. ................................................................................................................... 37

Figura 13. Falta de fusión. .............................................................................................................................. 38

Figura 14. Herramienta de inspección ultrasónica de alta resolución para tuberías de 24 pulgadas. ................ 41

Figura 15. Montaje de sensores para detección de grietas y/o fisuras. ............................................................ 42

Figura 16. Configuración de sensores. ............................................................................................................. 42

Figura 17. Herramienta TFI. ............................................................................................................................ 43

Figura 18. Magnetización axial de cañerías. ................................................................................................... 44

Figura 19. Magnetización circunferencial de cañerías. .................................................................................... 44

Figura 20. Charpy. .......................................................................................................................................... 47

Figura 21. Ensayo de tracción. ........................................................................................................................ 48

Figura 22. Foto ilustrativa de agujero ciego. ................................................................................................... 49

Figura 23. Análisis experimental de tensión residual. ...................................................................................... 50

Figura 24. Diagrama FAD. .............................................................................................................................. 53

Figura 25. Proceso básico para la gestión de inspecciones internas. ................................................................ 56

Figura 26. Selección de herramienta de inspección interna (ILI). ...................................................................... 58

Figura 27. Evaluación directa.......................................................................................................................... 60

Figura 28. Aptitud para el servicio. ................................................................................................................. 62

Figura 29. Batería de ensayos. ........................................................................................................................ 63

Figura 30. TOFD. ............................................................................................................................................ 73

Figura 31. Curva FAD utilizada. ....................................................................................................................... 86

Figura 32. FAD. .............................................................................................................................................. 88

Figura 33. Presión de falla. ............................................................................................................................. 89

Figura 34. FAD. .............................................................................................................................................. 91

Figura 35. Presión de falla. ............................................................................................................................. 92

Figura 36. Comparativa FAD teórico vs ensayo. .............................................................................................. 93

Figura 37. Comparativa Presión de falla teórico vs ensayo. ............................................................................. 95

Figura 38. Falla catastrófica en gasoducto. ..................................................................................................... 96

Figura 39. Matriz de riesgo. ............................................................................................................................ 99

.............................................................................................................................................

Estudio de predicción de la presión de falla en ductos Pagano, Julio

1

CAPÍTULO I

1. Introducción

Los ductos son la forma preferida de transporte de gas y petróleo debido a que son la forma

más económica y segura de hacerlo. A pesar de ser el modo de transporte más importante

que existe en la actualidad, los ductos no están exentos a sufrir fallas que afectan su

integridad y aptitud para el servicio.

Los ductos pueden estar perfectamente diseñados, construidos con el mejor material, las

mejores prácticas de la industria y, sin embargo, sufrir fallas.

Si bien las fallas pueden ocasionarse como consecuencia de desastres naturales, de algún

error humano grosero, así como también pueden tener su origen en guerras y/o sabotajes,

no me avocare a las mismas en el presente. También existen fallas ocasionadas durante la

construcción de los ductos o creadas durante su operación, a estas y al análisis de los

defectos que producen las mismas se refiere el presente proyecto.

Las motivaciones principales para la elección del proyecto se presentan debido al trabajo

actual responsable de despertar mi interés en temas relacionados con la integridad de

componentes y equipos de la industria del gas y el petróleo.

El presente se refiere a un proyecto en el cual se determina la aptitud para el servicio de un

ducto que transporta gas, gasoducto, desde un yacimiento a una planta de distribución y

que posee un tramo con una cantidad determinada de defectos. Para tales defectos se

definen cuáles son las condiciones de operación que no provocan daño y la manera de

llevar adelante un plan acción para futuras inspecciones.


2

1.1. Justificación En la actualidad, aún existen instalados y operativos kilómetros de ductos de transporte de

gas y petróleo construidos mediante tubos soldados longitudinalmente por el proceso de

soldadura ERW (Electric Resistance Welded) de baja frecuencia. La historia ha demostrado

los inconvenientes que presentan este tipo de soldaduras en los ductos. Provocando fallas

y dando lugar a incidentes de toda índole.

El ingeniero de integridad intenta dar solución a la manera de afrontar la problemática ante

diversos escenarios de operación y mecanismos de daños activos, brindando una

metodología que permita mejorar la predicción de la presión de falla en los ductos y poder

así satisfacer necesidades operativas manteniendo acotados los riesgos ambientales,

sociales y los requerimientos de costos.

1.1.1.Justificación ambiental

En cuanto al impacto ambiental, mantener la operación segura de los ductos disminuyendo

las amenazas que actúan sobre el mismo es de importancia ya que la ausencia de fallas es

imposible. Si bien la frecuencia de fallas es baja, las consecuencias son muy graves.

Muchos de los ductos atraviesan reservas naturales, parques, bosques, ríos, etc. y una falla

en ellos podría ocasionar daños irreversibles en el medio ambiente.

1.1.2.Justificación social

Debido a que gran parte de estos ductos atraviesan áreas pobladas ya sean ciudades,

comunidades aborígenes, asentamientos, etc. el efecto de una falla en un ducto genera un

gran impacto en el entorno social. Es por ello que realizando este tipo de estudios se intenta

conocer los rangos en que pueden operar los ductos con la finalidad de reducir accidentes

con víctimas fatales y heridos.

1.1.3.Justificación económica

En el aspecto económico, los ductos deben operar de manera de maximizar las ganancias

del inversor, minimizando el riesgo aparejado a interrupciones no programadas o fallas.


3

1.1.4.Justificación técnica:

Desde el punto de vista de la investigación, si bien las técnicas usadas han sido aprobadas

por diferentes institutos, entidades u organismos que tratan el tema desde hace muchos

años y que la mayoría de los países tienen leyes que controlan la operación, los ductos

continúan fallando. Como todos los ductos no son iguales, conocer su posible

comportamiento ante condiciones establecidas tiene un fuerte impacto.

1.2. Objetivos:

Para este proyecto se plantean los siguientes objetivos:

• Obtener un plan de acción para el tratamiento de defectos planares en soldaduras

ERW en ductos de trasporte de gas y petróleo.

• Obtener una herramienta de uso rápido y sencillo que permita su implementación

por ingenieros de integridad en actividad para la toma de decisiones en campo.

• Mejorar la manera de predecir la presión de falla que podrían alcanzar los ductos

bajo diferentes condiciones operativas.

1.3. Sistema de transporte de gas y petróleo

Los hidrocarburos comienzan a viajar desde la superficie del pozo hasta su destino final de

consumo, recorren un itinerario de rutas y redes que forman su sistema de transporte y

distribución. El transporte de petróleo tiene dos momentos netamente definidos: el primero

es el traslado de la materia prima desde los yacimientos hasta la refinería donde finalmente

será procesada para obtener los productos derivados; el siguiente momento es el de la

distribución propiamente dicha, cuando los subproductos llegan hasta los centros de

consumo. Los oleoductos troncales (o principales, por oposición a los más cortos o

secundarios) son tuberías de acero cuyo diámetro puede medir hasta más de 40 pulgadas

y que se extienden desde los yacimientos hasta las refinerías o los puertos de embarque.

El petróleo es impulsado a través de los oleoductos por estaciones de bombeo controladas

por medios electrónicos desde una estación central. Los gasoductos, por su parte,

conducen el gas natural que puede producirse en un yacimiento de gas libre o asociado a

plantas separadoras y fraccionadoras. A partir de dichos procesos de separación, el gas ya

tratado entra a los sistemas de transmisión para ser despachado al consumidor industrial y


4

doméstico. El despacho al consumidor individual es manejado por las compañías de

distribución con su propio sistema de tuberías. Las tuberías que trasladan varios productos

en forma alternativa se llaman poliductos.

La instalación de un oleoducto, gasoducto o poliducto, con su tendido de tubería, soldadura

y su posterior inspección y mantenimiento, es un trabajo de ingeniería.

En la Figura 1 se muestran los mapas de la República Argentina en donde se pude apreciar

que el tendido de líneas de gas y petróleo atraviesa zonas donde una eventual falla y/o

ignición de un ducto de transporte de gas podría tener consecuencias sobre la población

en los alrededores de la traza, o en el caso de hidrocarburos líquidos podrían tener

consecuencias sobre zonas urbanas y suburbanas, parques nacionales, reservas

ecológicas, áreas de recreación ( deportiva, camping, etc.) cuencas hídricas destinadas a

reservorios de agua para consumo humano/animal, donde una pérdida podría causar daños

importantes al medio ambiente o a las personas.

Muchos de estos ductos han sido construidos mediante tubos soldados longitudinalmente

por el proceso de soldadura ERW (Electric Resistance Welded) de baja frecuencia.


5

Figura 1. Tendido de ductos en la Argentina (Izquierda).Cuencas hídricas, áreas protegidas (derecha).1

1.4. Amenazas a la integridad de ductos

Una amenaza a la integridad es por definición toda fuente potencial de falla sobre los

ductos. La identificación de amenazas o peligros es el proceso de reconocimiento que esa

amenaza existe sobre el sistema en estudio.

La identificación de las amenazas potenciales permite evaluar los riesgos y definir qué

prácticas actualmente en uso pueden ser mejoradas y tener una óptima utilización de los

recursos disponibles.

1 Gráfico obtenido de la Secretaría de Energía. http://sig.se.gob.ar/visor/visorsig.php?t=1

http://sig.se.gob.ar/visor/visorsig.php?t=1


6

Para identificar las amenazas potenciales a la integridad de los ductos se utilizan diferentes

tipos de clasificaciones de acuerdo con el producto que transportan y de acuerdo con su

comportamiento en el tiempo.

1.4.1.Amenazas potenciales para ductos que transportan hidrocarburos líquidos

Se utilizan las clasificaciones de amenazas tal como se describen en el Apéndice A de la

norma API RP 1160 Managing Systems Integrity for Hazardous Liquid Pipelines, 2nd Edition,

2013.

1) Corrosión externa;

2) Corrosión interna;

3) Corrosión selectiva en soldadura (externa o interna);

4) SCC (Stress Corrosion Cracking);

5) Defectos relacionados a la fabricación de la cañería (defectos en la soldadura

longitudinal y en el cuerpo de la cañería y zonas afectadas por el calor);

6) Defectos relacionados a la construcción del ducto (soldaduras circunferenciales

defectuosas, curvas con arrugas o pliegues, etc.);

7) Fallas de equipamiento (fallas en juntas, empaquetaduras y retenes, fallas en

equipos y dispositivos de alivio);

8) Daño mecánico ocasionado por primeras, segundas y terceras personas;

9) Daño mecánico ocasionado por vandalismo;

10) Operaciones incorrectas;

11) Relacionado por fuerzas externas (fuertes lluvias o inundaciones, movimientos de

suelo, descargas atmosféricas, etc.);

12) Crecimiento defectos inducido por ciclos de presión (fatiga).

Las amenazas 1), 2),3),4) y 12) son claramente amenazas dependientes del tiempo y deben

abordarse mediante evaluaciones y controles periódicos. Las amenazas 5), 6) y 9) se

consideran amenazas estables a menos que exista un cambio en las condiciones de

servicio o sean activadas mediante una amenaza dependiente del tiempo. Son

denominadas también como posiblemente dependientes del tiempo. Las amenazas 7), 8),


7

10) y 11) son consideradas independientes del tiempo involucran eventos ramificados para

los cuales el tiempo de ocurrencia generalmente no es predecible.

1.4.2.Amenazas potenciales para ductos que transportan gas

Se utilizan las clasificaciones de amenazas tal como se describen en la norma ASME

B31.8S Managing System Integrity of Gas Pipelines, 2016.

a) Dependientes del tiempo

1) Corrosión externa

2) Corrosión interna

3) SCC (Stress corrosión cracking

b) Estables

1) Defectos relacionados a la fabricación de la cañería

i. Soldadura longitudinal

ii. Cuerpo de la cañería y material

2) Defectos relacionados a la construcción del ducto

i. Soldaduras circunferenciales defectuosas

ii. Curvas con arrugas o pliegues

iii. Roscas y cuplas defectuosas

3) Equipamiento

i. Fallas en juntas, empaquetaduras y retenes

ii. Fallas en equipos y dispositivos de alivio

c) Independientes del tiempo

1) Daños por terceros / daño mecánico

i. Daño ocasionado por primera, segundas y terceras personas

(instantáneo/ inmediato)

ii. Cañería previamente dañada (modo de falla diferido)

iii. Vandalismo

2) Operaciones incorrectas

3) Relacionados con fuerzas externas

i. Fuertes lluvias o inundaciones

ii. Movimientos de tierra


8

iii. Descargas atmosféricas

Se presume que las amenazas para los ductos que transportan gas son idénticas a aquellas

que afectan a los ductos que transportan hidrocarburos líquidos. La principal diferencia es

que los defectos de fabricación y construcción son considerados defectos estables en los

ductos que transportan gas, mientras que tales defectos se consideran susceptibles al

crecimiento por fatiga inducida por ciclos de presión en un ducto que transporta

hidrocarburos líquidos. En la mayoría de los casos, la asunción de la estabilidad de tales

defectos en el servicio de gas está justificada porque la intensidad del ciclo de presión en

un gasoducto típico es mucho menor que la asociada con un ducto típico que transporta

hidrocarburos líquidos. Sin embargo, debe tenerse en cuenta que las suposiciones de la

estabilidad pueden no ser siempre válidas. Tales defectos se vuelven estables, si y solo si,

se ha realizado una prueba hidrostática previa o una prueba de presión neumática para

establecer un margen satisfactorio entre la presión de prueba y la presión de operación.

Además, otros factores como cambios en las operaciones y / o cambios en el entorno

operativo podrían tener un efecto adverso en la estabilidad. Es prudente evaluar los efectos

de los ciclos de presión para asegurarse de que la hipótesis de la estabilidad está

justificada.

En el presente proyecto solo se analizará el comportamiento de defectos ocasionados por

amenazas relacionados con la fabricación de la cañería. Estos defectos pueden

encontrarse en la chapa de construcción de la cañería o en la soldadura longitudinal de

cierre realizada en fábrica.

1.5. Historial de fallas

Para conocer el número de incidentes ocurridos en ductos a largo de los años se consultó

la base de datos de UKOPA (United Kingdom On-Shore Pipeline Operator´s Association).

Esta base proporciona frecuencias y causas de fallas en ductos enterrados.

La base de datos de UKOPA fue desarrollada por diez grandes compañías operadoras de

transporte de gas en el Reino Unido: National Grid, Scotia Gas Networks, Northern Gas

Networks, Wales & West Utilities, Shell UK Limited (hoy Essar Oil (UK) Ltd), Shell EPE, BP,

Ineos, SABIC and E-ON UK. El objetivo perseguido por las empresas al analizar todos sus


9

datos en conjunto fue obtener una mejor visión de las frecuencias de falla de ductos

enterrados y el riesgo asociado que conllevan.

El reporte UKOPA Pipeline Product Loss Incidents and Faults Report (1962 – 2016)

publicado en febrero del año 2018 reúne información de incidentes ocurridos hasta el año

2016 inclusive en ductos onshore clasificados como Major Accident Hazard Pipelines

(MAHPs) y operados por National Grid, Scotia Gas Networks, Northern Gas Networks,

Wales & West Utilities, BP, INEOS, SABIC, Essar Oil (UK) Ltd, Shell, E. ON UK and BPA.

La longitud total de ductos en operación al final del año 2016 (considerando todas las

compañías involucradas) fue 21.845 kilómetros. Los ductos considerados transportan los

siguientes productos: Gas Natural seco, Etileno, Líquidos del Gas Natural, Petróleo Crudo,

Etano, Hidrógeno, Propileno, Condensado, Propano y Butano.

La Figura 2 ilustra las frecuencias de falla por causa a lo largo de los años. La misma es

evaluada por unidad de tiempo y longitud en función de la frecuencia de falla y la distribución

característica. La forma usual de expresar la frecuencia es en número de fallas por kilómetro

por año o bien en número de fallas para 1000 kilómetros por año.


10

Figura 2.Distribubución de incidentes en los últimos 10 años.

La disminución en la frecuencia de falla puede explicarse por desarrollos tecnológicos, tales

como: soldadura, inspección, monitoreo de condición mediante inspección en línea y

procedimientos mejorados para la prevención y detección de daños. Las mejoras en la

prevención de incidentes de interferencia externa pueden explicarse por una aplicación más

estricta de la planificación del uso de la tierra y las actividades de excavación de partes

externas. En varios países, incluido Argentina, existe un requisito legal para informar las

actividades de excavación. Las empresas adoptan las medidas apropiadas, como la

supervisión o el marcado de ductos en el vecindario directo de las actividades de

excavación.

La base de datos UKOPA separa las fallas por diámetro del agujero y por causa (Figura 3).


11

Figura 3. Distribución de incidentes en los últimos 10 años.

En lo que respecta a defectos de construcción y fabricación (construction/material), esta

incluye: defectos en la soldadura longitudinal, defectos en el cuerpo de la cañería, defectos

en la fabricación de la cañería y daños durante la construcción. Sobre este universo se

desarrolla el presente proyecto. Si bien no es la causa con mayor frecuencia de falla es en

la que mayor incertidumbre se tiene en el momento de cambiar las condiciones operativas

por el ingeniero de integridad ante el resultado de inspecciones que reporten defectos de

construcción y fabricación.


12

CAPÍTULO II

2. Diseño de cañerías

Durante miles de años, se han construido ductos en varias partes del mundo para

transportar agua para consumo humano y riego para la agricultura. Estas tuberías

incluyeron arcilla cocida y bambú hueco. La madera (troncos ahuecados) se utilizaron hace

tan solo unos 100 años para transportar agua de salmuera en el mundo desarrollado.

Existen referencias que los egipcios usaban tubos de cobre para transportar agua 3000 a.C,

los griegos usaron cazuelas de barro, plomo, bronce y piedra desde 1600 a.C hasta 300

a.C. En esa época, los "herreros" conectaban las tuberías de metal simplemente martillando

los extremos candentes juntos. Las civilizaciones antiguas como los persas y los romanos

usaban tubos de algún tipo para distribuir agua en ciudades muy desarrolladas.

2.1. Ductos de hidrocarburos antiguos

El primer uso registrado de una tubería para transportar un hidrocarburo fue en China: hace

unos 2500 años, los chinos usaban tubos de bambú para transportar gas natural desde

pozos poco profundos y luego quemarlo en sartenes para hervir el agua de mar y separar

la sal convirtiendo el agua en potable. Registros posteriores, indican que los chinos usaron

tubos de bambú envueltos en cera 400 años a.C.

2.1.1.Tuberías en el siglo XVIII y en el siglo XIX

Los pioneros de las tuberías fueron restringidos por los materiales, tecnologías de unión y

la capacidad de "bombear" (aumentar la presión) de los fluidos; pero esto no evitó que se

desarrollaran sistemas de tuberías. En Inglaterra, a mediados del siglo XVIII, London Bridge

Waterworks Company tenía más de 49 kilómetros de tuberías de madera y 1,6 kilómetros

de hierro fundido.

El uso de tubos de madera, hierro, plomo y estaño era común en el siglo XIX para

transportar agua, y en 1821 una tubería de madera transportaba gas natural en Nueva York.


13

En 1843 se usó tubería de hierro, y esto redujo los peligros obvios de transportar un gas

inflamable y explosivo en un material inflamable.

En 1820, se utilizaron en el Reino Unido barriles de hierro fundido que quedaron de las

guerras napoleónicas para transportar gas.

El siglo XIX fue una época de ciencia y avances tecnológicos en muchas industrias; por

ejemplo: se desarrolló una tubería de hierro forjado ensamblada por solapa, remachada o

bridada. El proceso de fabricación de acero de Bessemer produjo acero de mayor calidad

a partir de 1850 y las tuberías sin costura se introdujeron hacia el final de este siglo. Estos

avances abrieron el camino para la industria de las tuberías.

La industria actual de ductos tiene sus orígenes en el negocio del petróleo; por lo tanto,

necesitamos brevemente revisar cómo se desarrolló el negocio petrolero.

El petróleo naturalmente se filtra a la superficie de la tierra a lo largo de líneas de falla y

grietas en las rocas, y las comunidades hicieron uso de este material. Podemos considerar

el negocio petrolero comenzando hace más de cinco mil años; por ejemplo, la Biblia se

refiere a la brea (betún grueso) que se usaba con fines de construcción (cementación de

muros) en Babilonia, y se sabe que las comunidades en el Medio Oriente lo usaron para

impermeabilizar barcos y cestas, en pinturas, iluminación e incluso para medicamentos.

Hay registros de una excavación de petróleo en la isla griega de Zante en el año 400 a.C

donde el producto se usaba para encender lámparas. Los egipcios usaban brea para cubrir

a sus momias y sellar sus pirámides.

El petróleo y el gas se han extraído y vendido durante miles de años, en todo el mundo,

pero el carbón fue nuestra principal fuente de energía en los años 1800 y principios de 1900.

El negocio del petróleo fue insignificante hasta el siglo XIX.

En el siglo XIX y antes, el "petróleo" en la demanda era el aceite de ballena. Este aceite se

usó como fuente de luz, sin embargo, la gran demanda de aceite de ballena diezmó las

poblaciones de ballenas y, a medida que disminuyeron, los precios subieron cada vez más.


14

Muchas compañías e individuos estaban buscando una fuente alternativa y más duradera

de “petróleo”. La solución llego con el desarrollo de la perforación de petróleo crudo.

Hasta el siglo XIX, el petróleo solo se obtenía de filtraciones naturales en la superficie de la

tierra, aunque hay registros de un pozo de petróleo excavado a mano (a 35 metros) en

Azerbaiyán en 1594. En el siglo XIX, el petróleo fue descubierto bajo tierra por personas

que perforaban en busca de agua. Sin embargo, los empresarios pronto se dieron cuenta

de que este “aceite de tierra” podría usarse como lubricante e iluminante. El petróleo se

había perforado en Bakú, Azerbaiyán en 1848 y Polonia en 1854, pero la primera gran

explotación y comercialización comenzó hace 150 años en Estados Unidos.

En 1859, Edwin Drake perforó dos pozos de petróleo, cerca de una infiltración de petróleo

en superficie, en Titusville, Pensilvania, Estados Unidos. La Figura 4 muestra el primer

pozo de petróleo realizado por Drake2.

Figura 4. Primer pozo de petróleo de Edwin L. Drake.

2 http://www.petroleumhistory.org/OilHistory/pages/author.html

http://www.petroleumhistory.org/OilHistory/pages/author.html


15

Los pozos produjeron 2000 barriles (bbl) de petróleo "crudo", pero este crudo maloliente y

fangoso no fue popular hasta 1860, cuando las "refinerías" simples estaban en operación

para procesar el petróleo. Estas refinerías hervían el crudo: obteniendo naftas, luego

kerosene hervido, dejando petróleo pesado y alquitrán. El kerosene solo fue un reemplazo

perfecto para el aceite de ballena utilizado para la iluminación. En esos primeros días, la

gasolina y otros productos fabricados durante la refinación simplemente se descartaban

porque la gente no los usaba, pero en 1892, los carros sin caballos resolvieron este

problema, ya que requerían gasolina.

Para 1900, los campos petroleros habían sido descubiertos en muchos estados de los

Estados Unidos y los campos petrolíferos también se encontraban en Europa y al este de

Asia. En 1900, la producción de petróleo crudo en todo el mundo superaba los 100 millones

de barriles: aproximadamente la mitad de este total se producía en Bakú, y la mayoría del

resto se producía en los Estados Unidos. A medida que el mundo entró en el siglo 20, el

petróleo refinado se utilizaba principalmente para la iluminación, pero este uso pronto fue

superado por las necesidades de automóviles y aviones, por lo que el petróleo se convirtió

en el combustible más importante que el carbón por 1920.

2.1.2.Los primeros ductos

A principios de la década de 1860, el petróleo era transportado en barriles de madera por

los ríos mediante barcazas tiradas por caballos. Esto era peligroso: el clima y las disputas

laborales a menudo interrumpían el flujo. El ferrocarril alivió esto, pero el petróleo ahora

estaba controlado por los jefes de ferrocarril y sus trabajadores. Las tuberías eran una

solución obvia a este problema de transporte, y los primeros trabajadores del petróleo

estaban familiarizados con las tuberías: hierro fundido y hierro forjado. Desde el comienzo

de la industria, se usaban tuberías de diferentes diámetros alrededor de los pozos

productores como tuberías de transmisión, conducción y para el transporte de petróleo

dentro y alrededor del yacimiento.

La tubería de hierro había estado en uso desde 1843, y en Estados Unidos se usaban

tuberías cortas para transportar gas. Estas tuberías a menudo estaban fabricadas de hierro

fundido con juntas de campana y espiga selladas con sogas o empaques de yute y plomo


16

fundido. Entre 1861 a 1863, en los Estados Unidos una línea de petróleo de hierro fundido

corta (0,3 kilómetros) de 2 pulgadas de diámetro transportó con éxito petróleo de un pozo

productor a una refinería en Pensilvania. Desafortunadamente, las juntas se soldaron con

plomo, lo que provocó muchas fugas, pero las uniones roscadas, atornilladas con pinzas,

aparecieron más tarde para resolver este problema. En 1863 se tendió un ducto de 4

kilómetros y 2 pulgadas de diámetro, y se movieron 800 barriles (127 metros cúbicos) de

petróleo por día. Las tuberías eran unidas de un extremo a extremo mediante collares

atornillados. Este éxito y progreso con los ductos no fue bien recibido, la mayoría de los

trabajadores petroleros todavía dependían del transporte fluvial y ferroviario utilizando

barriles de madera. En consecuencia, los ductos fueron una solución obvia a los problemas

de transporte y una amenaza para el empleo. De hecho, existen registros de que

conductores de carros sabotearon o desenterraron y destruyeron algunos de los primeros

ductos, y en 1863 hubo una "guerra" entre los defensores de los ductos y estos conductores.

Sin embargo, en 1865 se construyó una línea de petróleo de 6 pulgadas de diámetro que

funcionaba por gravedad (sin bombas) en Pensilvania, esta transportaba 7000 barriles por

día. Fue completado por Pennsylvania Tubing and Transportation Company a lo largo de

Pithole Creek desde el campo petrolífero de Pithole hasta la desembocadura del arroyo

donde desemboca el río Allegheny. Se cree que la primera tubería con una bomba fue en

1865 en el yacimiento petrolífero Benninghoff Run, construido por Henry Harley de Shaffer

on Oil Creek, estos campos disponían de 87 pozos.

La tubería tenía una bomba en Benninghoff Run que finalmente le permitió entregar entre

800 y 1000 barriles (algunas fuentes dicen que hasta 2000 barriles) de crudo diario a

Shaffer. En realidad, dos líneas se pusieron en uso, duplicando la entrega. No se completó

hasta 1866 debido al hostigamiento y los ataques destructivos por parte de la gran cantidad

de conductores de carros en la región donde se estaba tendiendo la línea. Los fabricantes

consideraron los conductos como una violación de sus derechos como “operadores

comunes”3.

3 “The Pipeline War” by Samuel T. Pees.


17

2.1.3.El crecimiento de las tuberías a finales de 1800

Muchos ductos se instalaron en la segunda mitad de la década de 1860, desplazando a

unos 6000 conductores de carros que habían confiado en el barril de madera. La situación

era simple, una tubería de 8 kilómetros que bombeaba 1000 barriles de petróleo por día

podría reemplazar 300 conductores trabajando un día de 10 horas.

Las compañías ferroviarias continuaron intentando monopolizar el transporte de petróleo y

dictar precios a los productores. Los productores de petróleo respondieron construyendo

líneas directamente desde los campos de producción a las refinerías. Para 1874, se había

tendido una línea de 4 pulgadas de diámetro desde los campos productores a Pittsburgh.

Las compañías ferroviarias reaccionaron, formaron asociaciones con compañías de

transporte por tuberías. Standard Oil Company, entonces el refinador más grande de los

Estados Unidos reaccionó a estas asociaciones mediante la construcción de sus propios

ductos e instalaciones de almacenamiento. La competencia fue Tidewater Pipe Line

Company, formada por un grupo de productores. En 1879, construyeron una línea entre el

centro productor de Coryville y las instalaciones de carga de ferrocarril en Williamsport,

Pensilvania. El oleoducto Tidewater de 6 pulgadas de diámetro y 184 kilómetros de longitud

representó un avance tecnológico importante en la ingeniería de tuberías, era la tubería

más larga, y en las altitudes más altas hasta el momento.

Inicialmente, todas las tuberías de hierro forjado tuvieron que ser enroscadas mediante

trabajadores que usaban pinzas de gran tamaño. Esto era difícil de hacer para las tuberías

de mayor diámetro, y a menudo se filtraban a alta presión. Esto limitaba las presiones a las

que podían operar, pero las tuberías se expandieron rápidamente. En 1886 se tendió un

gasoducto de 139 kilómetros de longitud y 8 pulgadas de diámetro desde Kane, Pensilvania

hasta Nueva York. La expansión de la tubería fue ayudada por la tecnología. La década de

1870 vio el acero Bessemer reemplazando el hierro forjado (que había reemplazado al

hierro fundido). En 1885, los hermanos Mannesmann en Alemania idearon una máquina

que podía fabricar tuberías sin costura, eliminando así la costura longitudinal (débil) de las

tuberías existentes4.

4 “PIPELINES: Past, Present, and Future”. P. Hopkins.


18

Durante 1880 también se vieron las tuberías enterradas en lugar de apoyadas sobre el

suelo. Esto se debió a que los operadores de ductos en Pensilvania observaron que sus

tubos de hierro fundido pesados y atornillados se expandían cuando hacía calor y se doblan,

y en clima frío se contraían causando diferentes tipos de daño a los mismos. El

soterramiento a unos metros bajo tierra eliminó estos problemas.

En 1878, en Bakú, los hermanos Nobel construyeron un oleoducto de 3 pulgadas de

diámetro y 10 kilómetros de longitud que redujo los costos de transporte en un 95%.

En 1891 se construyó un ducto de192 metros de longitud que transportaba gas desde los

campos en el centro de Indiana a Chicago. No usaba compresión artificial, principalmente

porque el gas se presurizaba naturalmente bajo tierra, aproximadamente a 36 Bar. Esto

permitió el transporte a través de la tubería sin la necesidad de estaciones de compresión.

2.1.4.El crecimiento de las tuberías: en la década de 1900

La mayoría de estos ductos tempranos tenían cinco o seis pulgadas de diámetro (aunque

se hizo una tubería de 30 pulgadas de diámetro en 1897). Ocho pulgadas se convirtió en el

tamaño de tubería estándar y permaneció así hasta principios de la década de 1930, ya

que era el diámetro más grande que podía funcionar a las presiones operativas normales

de los tiempos. A fines de la década de 1920, las principales refinerías podían procesar de

80.000 a 125.000 barriles de petróleo por día, para alimentar grandes aumentos en la

demanda (por ejemplo, de 1910 a 1920 el número de automóviles y camiones en las

carreteras estadounidenses creció de menos de 500.000 a más de 9 millones).

Desafortunadamente, un oleoducto de ocho pulgadas solo podría entregar 20.000 barriles

por día. Para aumentar la capacidad, una línea adicional generalmente se colocaba en

bucle (loop) o se colocaba al costado de la línea existente. Las tuberías de diez y doce

pulgadas requerían presiones de operación más bajas, y esto era necesario debido a su

tendencia a dividirse en las costuras.

Las presiones de operación aún eran bajas en comparación con las presiones actuales que

se muestran en la Tabla 1.


19

Año Presión [Bar] Diámetro más grande [mm]

1910 2 400

1930 20 500

1965 66 900

1980 80 1420

2000 120 1620

Tabla 1. Presiones de operación por año.

Esto se debió en parte a los pobres materiales de las tuberías, aunque la mayoría de las

nuevas tuberías para 1900 se fabricaron con tubos de acero, pero con tecnologías

deficientes para unir tuberías. Esto comenzó a cambiar en 1911, cuando se inició la

soldadura de tubos de oxiacetileno, por parte de Philadelphia y Suburban Gas Company, y

en la década de 1920 el uso de tubos de acero y soldadura por arco eléctrico se hizo popular

en los Estados Unidos. Se construyó la primera tubería completamente soldada de más de

322 kilómetros de longitud, desde Louisiana hasta Texas. La soldadura hizo posible la

construcción a prueba de fugas, alta presión y gran diámetro tuberías. El diámetro es

importante para la eficiencia del transporte: una tubería de 36 pulgadas de diámetro puede

transportar 17 veces más petróleo y gas que una tubería de 12 pulgadas. Cuanto mayor es

el diámetro, más económica es la tubería.

Durante la década de 1920, impulsada por el crecimiento de la industria automotriz, la

longitud total de los ductos en los Estados Unidos creció a más de 184.000 kilómetros. Las

décadas de 1930 y 1940 vieron mejoras tecnológicas; por ejemplo, se empezaron a aplicar

revestimientos (alquitrán de hulla) a las tuberías durante la instalación y las soldaduras

circunferenciales se inspeccionaron mediante radiografía desde 1948.

Los primeros oleoductos fueron todos en tierra firme, ya que había una gran cantidad de

reservas en dicho lugar, y no se desarrollaron tecnologías para explorar, perforar y extraer

petróleo de lugares en alta mar.

Hubo algo de extracción de petróleo de debajo del agua a fines del siglo XIX, pero esto fue

utilizando muelles cortos construidos desde tierra. Sin embargo, a mediados del siglo XX,


20

se comenzaron a construir ductos costa afuera para extraer las enormes reservas de

petróleo y gas mar adentro en lugares como el Golfo de México.

De manera similar, los primeros años del negocio del petróleo y el gas estaban dominados

por el petróleo, con poco uso del gas natural. El primer gas natural se producía como un

subproducto del petróleo crudo y se consideraba un producto de desecho. Además, el

petróleo, un líquido, era fácil de almacenar y transportar, pero no existía un método para

almacenar gas natural económicamente durante los primeros años de la producción de

petróleo, y el transporte del gas era peligroso. Por lo tanto, los primeros perforadores de

petróleo consideraron que el gas natural era una molestia y lo ventilaban o quemaban en el

sitio del pozo.

El gas manufacturado se usaba ampliamente en todo el mundo desde el siglo XIX, y este

gas "de carbón" se transportaba en tuberías de baja presión. Hubo grandes gasoductos de

gas natural construidos a comienzos del siglo XX y después la Segunda Guerra Mundial en

la década de 1940.

El siguiente gran cambio en la ingeniería de tuberías fue la construcción de tuberías de

larga distancia y gran diámetro: fueron las primeras en los Estados Unidos en la década de

1940 debido a las demandas energéticas de la Segunda Guerra Mundial.

Las tuberías "largas" se habían construido a finales de siglo; por ejemplo:

• en 1906 se construyó un oleoducto de 472 kilómetros de longitud y de 8 pulgadas

de diámetro desde Oklahoma hasta Texas;

• líneas de longitud similar, diámetro pequeño (8 pulgadas a 12 pulgadas) se

construyeron en Bakú al mismo tiempo;

• en 1912, se construyó un gasoducto fabricado de 272 kilómetros de longitud 16

pulgadas de diámetro en 86 días, en Bow Island, Canadá, para convertirlo en uno

de los gasoductos más largos de América del Norte.


21

Los mejores ejemplos de estos ductos de larga distancia fueron los oleoductos 'Big Inch' y

'Little Big Inch' fabricados durante la Segunda Guerra Mundial desde el este de Texas hasta

los estados del noreste.

En 1941, los ejecutivos de la industria petrolera comenzaron a planificar la construcción de

dos gasoductos: veinticuatro pulgadas de diámetro, llamado 'Big Inch', para transportar

petróleo crudo; y otra, de veinte pulgadas de diámetro, llamada 'Little Big Inch', para

transportar productos refinados. Big Inch iba a viajar 2240 kilómetros (la tubería más larga

jamás construida hasta esa fecha).

La Segunda Guerra Mundial también forzó la innovación en la tecnología de tuberías: en

1944, se inició "Plutón", el "Oleoducto bajo el océano". Este proyecto consistía en construir

oleoductos submarinos bajo el Canal de la Mancha entre Inglaterra y Francia, para

proporcionar combustible vital de Gran Bretaña a las fuerzas aliadas en Francia. Esta

tubería de pequeño diámetro (~ 75 mm) y de 800 kilómetros de longitud entregó 1.000.000

de galones de combustible por día a través del canal: una hazaña increíble.

Cuando el mundo emergió de la Segunda Guerra Mundial, se pudieron construir oleoductos

y gasoductos de alta presión y larga distancia. De hecho, durante los años 1950 y 1960, se

construyeron miles de kilómetros de gasoductos a lo largo de los Estados Unidos a medida

que aumentaba la demanda de esta forma de energía.

El siglo XX vio muchas mejoras en la ingeniería de tuberías, aquí hay algunos cambios

clave:

• de hierro forjado a tubería de acero;

• desde frágil, baja tenacidad de hierro a dúctil, alta tenacidad de acero;

• desde soldaduras de solape a soldaduras de arco sumergidas o tubos sin costura;

• desde materiales de baja resistencia hasta materiales de alta resistencia;

• desde tubos de diámetro pequeño a tubos de gran diámetro;

• desde el funcionamiento a baja presión hasta el funcionamiento a alta presión;

• desde uniones roscadas a uniones soldadas;

• desde picos y palas hasta máquinas de zanjeo;


22

• de tubería desnuda a tubería revestida, catódicamente protegida;

• desde patrullas a caballo hasta vigilancia aérea;

• desde simples inspecciones sobre el suelo hasta sofisticadas inspecciones internas

usando pigs inteligentes;

• desde la construcción exclusivamente en tierra hasta la construcción en alta mar;

• desde ninguna norma y regulación, hasta normas de referencia y normas de

seguridad.

Estos avances y una larga historia nos permiten construir y operar sistemas de tuberías

enormes, efectivos y seguros en la actualidad.

2.1.5.Desarrollo de la industria del petróleo en Argentina

El 13 de diciembre de 1907, una cuadrilla de empleados del Ministerio de Agricultura de la

Nación que perforaba un pozo en Comodoro Rivadavia descubrió la existencia de

hidrocarburos a 539 metros de profundidad.

Una de las empresas que protagonizaron la “prehistoria” del petróleo argentino, fue la

“Compañía Mendocina Explotadora de Petróleo”, creada y conducida por el mendocino

Carlos Fader.

Fader visitó Mendoza en el verano de 1885, y su entusiasmo con el potencial del petróleo

de Cacheuta lo llevó a Europa, en donde hizo analizar muestras, visitó explotaciones

petroleras, y contrató personal y equipamiento para su nueva compañía. Los primeros

cuatro pozos se perforaron en 1887 bajo la supervisión de un geólogo polaco traído al país

por Fader.

El surgimiento del nacionalismo petrolero surgió durante la presidencia de Roque Sáenz

Peña en 1910 y brindó un fuerte impulso a la explotación de petróleo en el sur. Pocas

semanas después de su asunción, decretó que la explotación petrolera en la zona de

reserva se efectuaría por administración estatal, desechando la alternativa de una licitación

entre empresarios privados.

Se creó y reglamentó la Dirección General de Explotación del Petróleo de Comodoro

Rivadavia, una nueva dependencia dentro del Ministerio de Agricultura que sería el embrión

de la futura YPF para conducir la nueva dirección se formó una Comisión Administradora


23

especial presidida por el ingeniero Luis Augusto Huergo y de la que también formaba parte

Enrique Hermitte.

Mientras el Estado y las pequeñas compañías privadas intentaban desarrollar el yacimiento

de Comodoro, la Standard Oil se había consolidado como la compañía líder en el mercado

de combustibles líquidos argentino.

La finalización de la Primera Guerra Mundial en 1918 marcó el inicio de un período

fuertemente expansivo para la naciente industria petrolera argentina, pero en condiciones

muy diferentes a las que regían antes del conflicto. La importancia del petróleo en la

definición de la guerra revalorizó su contenido estratégico, convirtiéndolo en un elemento

crítico de seguridad geopolítica de las naciones más desarrolladas del mundo.

En Argentina, los fideicomisos petroleros no habían ingresado en la exploración y

exportación del petróleo argentino, sino que sus actividades locales se limitaban al

segmento de la refinación y principalmente, a la comercialización. Pero en el nuevo

escenario de la posguerra, la Argentina se convirtió en un objetivo doblemente interesante.

En marzo de 1922, en un clima de creciente inquietud pública por la situación de la

organización petrolera estatal, Yrigoyen estaba cerca de finalizar su mandato y los

problemas en la explotación del petróleo estatal habían provocado una crisis política que

convulsionaba a su gobierno y habían tomado estado público. Como respuesta, el 3 de

junio de 1922 creó por decreto la Dirección General de Yacimientos Petrolíferos Fiscales

(YPF) que había imaginado en un proyecto de ley enviado al Congreso casi cuatro años

atrás, y se designó para la conducción de la misma, al ingeniero General Mosconi, entre

1922 y 1932. YPF fue la primera petrolera estatal integrada verticalmente en todo el mundo,

excluyendo a la URSS. Desde su fundación, YPF realizó todas las actividades que fuesen

necesarias para la explotación de petróleo, incluyendo incluso la fundación y

abastecimiento de pueblos cercanos a zonas con reservas de petróleo.

En cuanto a la historia de los gasoductos en la República Argentina es necesario

remontarse al año 1949, con el Gasoducto que unía Comodoro Rivadavia y Buenos Aires,

a partir de la construcción del mismo y del hecho de poder disponer del producto en la

Ciudad de Buenos Aires, comienza a generarse la Red de Gasoductos que tenemos hoy

en día5.

5 “Historia del petróleo en Argentina” - 1a ed. - Buenos Aires: FODECO, 2012.


24

2.2. Materiales

En el período de tiempo de interés principal para este documento (finales de los años 1920

a 1980), los materiales de cañerías fueron fabricados típicamente a partir de aceros de bajo

carbono fabricados mediante el proceso de horno de solera abierta o el proceso de fusión

de arco eléctrico. Después de cualquiera de estos procesos, el acero se fundió en lingotes

donde se intentó cierta desoxidación mediante la adición de silicio o aluminio. El punto de

desoxidación fue minimizar la efervescencia de los gases que tendían a distribuir sustancias

no metálicas por todo el metal fundido, donde crearían laminaciones e inclusiones no

metálicas en el producto final.

Los aceros para tuberías de línea fabricados antes de 1980 tenían contenidos de carbono

que variaban de 0,2 % a 0,3 % en peso y contenidos de azufre que variaban de 0,03 % a

0,05 % en peso. Con ese rango de carbono, los aceros tienden a tener una microestructura

de ferrita y perlita a temperatura ambiente. En conjunto con las prácticas de laminación

convencionales en ese momento y la falta de adiciones de microaleación, los aceros

resultantes tendían a tener tamaños de granos relativamente grandes (tamaños de grano

ASTM 5 a 8) que se caracterizan por altas temperaturas de transición de fractura dúctil a

frágil. Con el rango de azufre dado anteriormente, los aceros también tendieron a contener

inclusiones de sulfuro de manganeso. Estos últimos fueron perjudiciales para la resistencia

a la fractura dúctil.

La fabricación de tuberías se realiza de acuerdo con especificaciones de normas y variedad

de diseños, empleando diferentes prácticas de construcción y materiales. Los códigos de

construcción y diseño, como ASME B31 (American Society of Mechanical Engineers),

identifican materiales aceptables para las tuberías. Estos códigos especifican las reglas de

diseño, tensiones admisibles, propiedades mecánicas, químicas, etc.

Algunos de materiales más comúnmente utilizados para la fabricación de tuberías de

petróleo y gas son los detallados a continuación:


25

ASTM A53/A53M Steel, Black and Hot-Dipped, Zinc-Coated, Welded and Seamless Pipe

ASTM A106/A106M Seamless Carbon Steel Pipe for High-Temperature Service

ASTM A134 Steel, Electric-Fusion (Arc)-Welded Pipe (Sizes NPS 16 and Over)

ASTM A135/A135M Electric-Resistance-Welded Steel Pipe

ASTM A139/A139M Electric-Fusion (Arc)-Welded Steel Pipe (Sizes NPS 4 and Over)

ASTM A312 Seamless and Heavily Cold Worked Welded Austenitic Stainless Steel Pipe

ASTM A333/A333M Seamless and Welded Steel Pipe for Low-Temperature Service

ASTM A358

Electric Fusion Welded Austenitic Chromium-Nickel Stainless Steel Pipe for High-Temperature Service and General Application

ASTM A381 Metal-Arc-Welded Steel Pipe for Use With High-Pressure Transmission Systems

ASTM A409 Welded Large Diameter Austenitic Steel Pipe for Corrosive or High-Temperature Service

ASTM A524 Seamless Carbon Steel Pipe for Atmospheric and Lower Temperatures

ASTM A530 General Requirements for Specialized Carbon and Alloy Steel Pipe

ASTM A671 Electric-Fusion-Welded Steel Pipe for Atmospheric and Lower Temperatures

ASTM A672 Electric-Fusion-Welded Steel Pipe for High-Pressure Service at Moderate Temperatures

ASTM A691 Carbon and Alloy Steel Pipe, Electric-Fusion-Welded for High-Pressure Service at High Temperatures

ASTM A790 Seamless and Welded Ferritic/Austenitic Stainless Steel Pipe

ASTM A928

Ferritic/Austenitic (Duplex) Stainless Steel Pipe Electric Fusion Welded With Addition of Filler

ASTM A984 Electric-Resistance-Welded Steel Line Pipe

ASTM A1005 Longitudinal and Helical Double Submerged-Arc Welded Steel Line Pipe

ASTM ASTM A1006 Laser Beam Welded Steel Line Pipe

Tabla 2. Materiales comúnmente usados.6

6 ASME B31.8 Gas Transmission and Distribution Piping Systems, 2016. ASME B31.4 Pipeline Transportation Systems for Liquids and Slurries, 2016.


26

2.3. Métodos de fabricación

Existen diferentes tecnologías empleadas en la fabricación de tuberías. Se pueden dividir

en dos grupos: caños sin costura (Seamless pipe) y con costura (Welded pipe):

Los caños sin costura son aquellos que se conforman obteniéndose un tramo de caño en

una sola pieza, no poseen soldadura longitudinal de unión. Los métodos más comúnmente

usados son:

• Fundición ( Casting)

• Forja (Forging)

• Extrusión (Extrusion)

• Laminación (Rolling)

Por su parte, los caños con costura son aquellos que se fabrican de flejes de acero

laminado. En el proceso de formación el fleje es rolado, obteniéndose la forma cilíndrica

que finalmente será unida por medio de soldadura. El nombre del proceso de fabricación

es definido por el tipo de soldadura a aplicar. Entre los caños con costura podemos

encontrar:

• FWP (Furnace Welded Pipe)

• ERW (Electric Resistance Welded)

• DSAW (Double Submerged Arc Welding)

En la Figura 5 se pueden ver los diferentes tipos de tecnologías usadas con el paso del

tiempo.


27

Figura 5. Tecnologías de fabricación de cañerías7.

Es de interés en el presente proyecto analizar los tubos con costuras unidos mediante ERW,

es por ello que solo se procederá a describir cómo fue evolucionando este proceso.

2.3.1.Tubería ERW (Electric Resistance Welded)

La tubería ERW normalmente está fabricada de acero laminado en caliente. La tira

generalmente se lamina a un ancho determinado para un diámetro de tubería particular. El

grosor final de la pared de la tira está destinado a ser el espesor de la pared de la tubería

terminada. Después del laminado, la tira en enrollada cuando todavía estaba al rojo vivo,

formando una bobina.

Típicamente, las bobinas se desenrollan a temperatura ambiente y entran a una línea de

procesamiento continuo que comienza con el laminador nivelador que aplana la tira. La tira

en este punto se conoce como "skelp" de tubería. La mayoría de los laminadores de tubos

tienen un "gancho de desplazamiento" de algún tipo al principio de la línea que

periódicamente se activa para permitir que un extremo de la tira continúe moviéndose hacia

7 “Integrity Characteristics of Vintage Pipelines” The INGAA Foundation, INC.


28

el soporte de la tubería mientras que el otro extremo se mantiene estacionario para que una

nueva bobina pueda soldarse al final. Para tuberías de diámetro pequeño (8 pulgadas o

menos) las bobinas más anchas se cortan típicamente por la mitad o en tercios. El “skelp”

de hendidura generalmente se vuelve a enrollar para poder moverlo de la cortadora a la

línea de conformación y soldadura.

El “skelp” desenrollado es nivelado por primera vez. Luego, los bordes se recortaron para

llevar el dibujo al ancho adecuado para el diámetro de la tubería deseada y para preparar

adecuadamente los bordes para la soldadura. El “skelp” avanza hacia el soporte de

formación donde se forma en frío en varias etapas en un tubo redondo. La última etapa de

formación generalmente consiste en un pase de "aleta", es decir, un conjunto de rodillos,

uno de los cuales tiene una cresta estrecha contra la cual se presionan firmemente los

bordes del “skelp” para alinearlos y posterior soldadura. Luego, el tubo pasa a través del

soporte de soldadura donde se emplea corriente eléctrica para calentar y ablandar los

bordes, ya que se forzaron mecánicamente en un juego de rodillos. Se pretende que los

bordes se unan entre sí sin una fusión real del acero.

El material se extruye hacia las superficies del tubo interior y exterior durante este proceso

de soldadura. Inmediatamente después de la finalización de la soldadura, el exceso de

material que se extruyó radialmente se recorta. A la soldadura se le da un tratamiento

térmico posterior a través de una corriente eléctrica inducida. La ubicación de la soldadura

se rocía con agua para enfriarla. Como la pieza soldada puedo variar sus dimensiones en

la plataforma de enfriamiento, usualmente se somete a un nuevo juego de rodillos de

dimensionamiento. Finalmente, se emplea una sierra tronzadora para cortar el tubo en las

longitudes deseadas, generalmente de 40, 60 u 80 pies de largo (aproximadamente 12, 18

y 24 metros).

Después de cortar los tubos ERW en 40, 60 u 80 pies de largo, los extremos son biselados

típicamente en el molino de tubos para la soldadura posterior en el campo, y luego cada

pieza se somete a una prueba hidrostática durante 5 o 10 segundos para un nivel de tensión

que va desde el 60 por ciento de la tensión mínima especificada a la fluencia (SMYS, por

sus siglas en inglés) al 90 por ciento de SMYS dependiendo del tamaño y grado del material

de la tubería. Las tuberías terminadas y probadas se miden, pesan y marcan con cierta

información requerida, como el espesor de pared, el grado y la presión de prueba. Algunos

fabricantes utilizan técnicas como la inspección de partículas magnéticas o la inspección


29

ultrasónica para examinar las juntas ERW. También se realizan pruebas del límite elástico,

de resistencia máxima y de alargamiento del metal base, de resistencia a la tracción

perpendicular a la soldadura de la costura y pruebas de aplanamiento de las probetas en

anillo para evaluar la calidad de la unión. Los análisis químicos para el porcentaje en peso

de los elementos, carbono, manganeso, fósforo y azufre se comparan con los límites

máximos permisibles. Los materiales que no pasan alguna de estas pruebas o límites deben

ser rechazados.

En la Figura 6 se muestra esquemáticamente el proceso.

Figura 6. Proceso de fabricación de tubería ERW.

La tubería ERW fue introducida en 1929 y las variaciones del proceso original todavía están

en uso en la actualidad. Los tubos se forman continuamente como se describió

anteriormente, y la soldadura se realiza con corriente alterna de baja frecuencia

(típicamente 120 ciclos por segundo). En la Figura 7 se muestra un esquema de una

soldadura de baja frecuencia.


30

Figura 7. Proceso de fabricación de tubería ERW.

La corriente alterna de baja frecuencia tiende a penetrar profundamente en los bordes de

la tubería. En la Figura 8 se muestra una sección metalográfica sobre una costura soldada

de baja frecuencia.

Figura 8. Sección metalográfica de soldadura ERW.

Se puede ver la forma rectangular de la zona afectada por el calor y las "marcas de

contacto" en la superficie externa del tubo a cada lado de la costura donde se introdujo la

corriente en la tubería (es posible que las marcas de contacto no siempre aparezcan en

una sección metalográfica en una tubería soldada de baja frecuencia; es posible que no

aparezcan en los casos en que se aplica tratamiento térmico posterior a la soldadura).

También se tiene en cuenta el engrosamiento del grano de la región central de la soldadura

causada por el calor de la soldadura y el posterior enfriamiento rápido. Esta región

típicamente posee una temperatura de transición de fractura dúctil a frágil mayor que la del


31

metal base. Una porción de la soldadura rica en ferrita, denominada "línea de unión", denota

la ubicación donde se juntaron los dos bordes del skelp. A ambos lados de esta línea de

unión, a menudo se pueden observar líneas de flujo de materiales. Las líneas de flujo son

paralelas a las superficies de la tubería fuera de la zona de soldadura, y se vuelven hacia

arriba y casi perpendiculares a las superficies de la tubería en la línea de unión. Cuando el

acero se enrolla en tiras, la microestructura se alarga y se hace paralela a la dirección de

laminación. A medida que se forma la soldadura y es extruido el material hacia las

superficies exterior e interior de la tubería, la orientación de la microestructura cambia para

seguir el flujo del material.


32

CAPÍTULO III

3. Introducción

Durante la vida útil de una instalación o ducto, se suscitan una serie de mecanismos de

daño que pueden afectar la integridad y aptitud para el servicio del mismo. Con el objetivo

de mantener el nivel de riesgo al cual se encuentra expuesta la instalación o ducto dentro

de valores aceptables para la operación, se deben llevar adelante periódicamente

inspecciones y monitoreos que se centren en evaluar cómo se desarrollan los mecanismos

de daño identificados. De estas actividades, en general, surgen defectos o indicaciones

sobre los que se debe definir su aptitud para seguir en servicio.

3.1. Mecanismos de falla

Los mecanismos que generan una falla inmediata o catastrófica de un ducto son:

• Fractura dúctil y deformación plástica excesiva

• Pérdida del contenido (fugas sin rotura)

• Fractura frágil

• Inestabilidad elástica

• Inestabilidad plástica

A continuación, se explican los de mayor interés para este análisis.

3.1.1.Fractura dúctil y deformación plástica excesiva

Constituye el modo de falla mejor comprendido en un componente estructural, y es la base

del diseño clásico de componentes estructurales. Dicho diseño tiene por objeto fundamental

establecer las dimensiones de las secciones resistentes necesarias para asegurar un

comportamiento elástico de las mismas. Esto significa que en ningún punto de una sección

resistente se alcance una condición de fluencia. Cuando la deformación plástica alcanza la

ductilidad del material en algún punto de la estructura, en ese punto se inicia la fractura

dúctil. La palabra dúctil indica cantidad de energía acumulada y deformación plástica.

Todos los procesos de fractura dúctil en aceros estructurales involucran un proceso a nivel

microscópico denominado coalescencia de microhuecos. Existe una nucleación inicial de


33

microhuecos durante la deformación plástica. Luego, se produce el crecimiento de estos

microhuecos. Finalmente, coalecen para producir superficies libres (fisuras) y la rotura final.

Estos procesos pueden ocurrir simultáneamente, es decir mientras ciertos microhuecos

crecen y terminan coalesciendo, se están nucleando nuevos microhuecos que van

alimentando el proceso de rotura.

Figura 9. Foto ilustrativa SEM (Scanning Electron Microscopy) de falla dúctil8.

3.1.2.Pérdida del contenido

Fugas de alta toxicidad o inflamabilidad representan un riesgo para la seguridad. Más

probable en materiales tenaces y con tensiones aplicadas bajas.

3.1.3.Fractura frágil

Es una fractura súbita bajo tensiones, donde el material exhibe pequeña o ninguna

evidencia de deformación plástica. La fractura frágil tiene lugar sin una apreciable

8 24th World Gas Conference – IAPG - Buenos Aires, Argentina, 2009 -“Predicting failures conditions of SMAW girth welded X70 pipelines subjected to soil” Pablo Fazzini, José Luis Otegui, Hernán Kunert.


34

deformación y con una rápida propagación de una fisura. Normalmente ocurre a lo largo de

planos cristalográficos específicos denominados planos de fractura que son

perpendiculares a la tensión aplicada. La mayoría de las fracturas frágiles son

transgranulares, es decir, se propagan a través de los granos. Los bordes de grano

constituyen una zona de debilidad y también es posible que la fractura se propague

intergranularmente. Existen diferentes factores que favorecen la fractura frágil: bajas

temperaturas, fisuras generadas durante la fabricación o en servicio, deformaciones

plásticas previas, baja tenacidad del material (materiales antiguos), concentradores de

tensiones debido a discontinuidades, tensión residual existente en una discontinuidad. Los

procesos de fractura frágil en aceros estructurales involucran un proceso a nivel

microscópico denominado clivaje, donde los granos son partidos y se forman superficies

planas brillantes.

3.1.4.Inestabilidad elástica

La forma más conocida y común es el pandeo, el cual se produce cuando un elemento

estructural esbelto es sometido a una carga de compresión sufrientemente alta según su

eje longitudinal.

3.1.5.Inestabilidad plástica

Bajo ciertas condiciones un material que alcanza la condición plástica puede inestabilizarse

y conducir rápidamente a un colapso plástico. Un ejemplo conocido es la estricción que

precede a la rotura en el ensayo de tracción de un material dúctil.

3.2. Discontinuidades o defectos introducidos durante la fabricación de ductos

Como se mencionó anteriormente la acción de los mecanismos de daño puede inducir el

crecimiento de defectos o discontinuidades en el material durante el servicio a lo largo del

tiempo. En el presente proyecto es de nuestro interés las discontinuidades o defectos

introducidos durante la fabricación de cañerías en especial las discontinuidades en las

soldaduras.


35

Las soldaduras suelen presentar una variedad de discontinuidades geométricas,

metalúrgicas y mecánicas, debido al proceso mismo de fusión y resolidificación localizada.

Una fracción importante de las fallas en ductos a presión se inicia en discontinuidades en

las soldaduras, que se transforman en defectos mediante algún mecanismo de daño en

servicio posterior. A continuación, se presentan los defectos que en mayor medida pueden

ser identificados en soldaduras y que son de nuestro interés en el presente análisis.

3.2.1.Falta de penetración

Esta imperfección puede considerarse superficial. A menudo la raíz de la soldadura no

queda adecuadamente rellena con metal dejando un vacío que aparecerá

radiográficamente como una línea oscura firmemente marcada, gruesa y negra, continua o

intermitente reemplazando el cordón de la primera pasada (Ver Figura 10). Esta

penetración incompleta puede ser debida a una separación excesivamente pequeña de la

raíz, a un electrodo demasiado grueso, a una corriente de soldadura insuficiente, a excesiva

velocidad de pasada, penetración incorrecta en la ranura, etc.

Figura 10. Falta de penetración en soldadura.


36

3.2.2.Socavaduras o mordeduras de bordes

La socavadura es una ranura fundida en el metal base, adyacente a la raíz de una soldadura

o a la sobremonta, que no ha sido llenado por el metal de soldadura. Son debidas a un arco

incorrecto (por la corriente utilizada o por la longitud del mismo), se producen extracciones

de materiales en la superficie del elemento a soldar la cual puede ser anterior (del lado de

la sobremonta) o posterior (lado de la raíz o primera pasada). Una causa de socavado en

los laterales del cordón es una alta velocidad de traslación del arco a causa de una rápida

solidificación del metal de soldadura. La imagen radiográfica muestra una línea gruesa que

bordea el cordón soldado, de densidad homogénea (lado exterior) o una imagen

circundante al cordón de primera pasada no muy negra (lado interior de interés en el

presente documento, ver Figura 11).

Figura 11. Socavado o mordeduras de bordes.

3.2.3.Fisuras longitudinales

Se pueden producir en el centro del cordón (generalmente por movimientos durante o

posteriores a la soldadura) o en la interfase del material base con el de aporte (por causa


37

de un enfriamiento brusco o falta de correcto precalentamiento en grandes espesores).

Cuando este defecto aparece en el metal de la soldadura se lo llama “fisura de solidificación”

mientras que si se produce en la ZAC se llama “fisura de licuación” (intergranular). Estos

dos tipos comprenden la llamada fisuración en caliente y se producen por la combinación

de una composición química desfavorable (elementos que forman precipitados de bajo

punto de fusión, por ejemplo, azufre que forma SFe -solidificación de bordes de grano) y

tensiones de solidificación, restricción o deformación. En este caso el precalentamiento no

tiene casi influencia sobre estos defectos. La única precaución posible es la de soldar con

bajo aporte térmico. La imagen radiográfica es una línea ondulante muy negra y fina en el

centro del cordón o en la base del mismo (Ver Figura 12).

Figura 12. Fisuras longitudinales.

3.2.4.Falta de fusión

Se produce cuando falta la abertura de la raíz y la temperatura no es lo bastante elevada,

por una incorrecta alineación de los elementos a soldar, por fallas en la preparación, por

diferencias de espesor o diámetro, o por deficiente penetración por parte del soldador al


38

realizar la primera pasada. Radiográficamente se ve como una línea oscura y fina, continua

o intermitente con los bordes bien definidos. La línea puede tender a ser ondulada y difusa

(Ver Figura 13 ). Es frecuente que vaya asociada a faltas de penetración.

Figura 13. Falta de fusión.

3.3. Tecnologías de inspección

Para evaluar la integridad de los ductos existen dos métodos principales que son

universalmente aceptados y que cumplen con los requisitos mandatorios de la legislación

vigente (en Argentina)9, estos son:

• Inspección Interna (ILI) mediante “pig”(o “chancho”) inteligente.

• Prueba Hidráulica (PH) de integridad.

9 NAG 100 “Normas Argentinas mínimas de seguridad para el transporte y distribución de gas natural y otros gases por cañerías.” Resolución 120E “Reglamento técnico para el transporte por ductos de hidrocarburos líquidos.”


39

El método de valoración de la integridad adoptado se basa en las amenazas a las cuales la

cañería es susceptible. Debe utilizarse de ser necesario más de un método y/o herramienta

para tratar todas las amenazas de un segmento.

Existen otros métodos de valoración de la integridad aparte de los mencionados, en tal caso

el operador del ducto debe comprobar la efectividad y confiabilidad de la tecnología que

utilice.

3.3.1.Inspección Interna (In Line Inspection – ILI)

Método primario o principal para evaluar la condición de integridad de los ductos en

importantes extensiones comprendidas entre instalaciones de trampas de “scraper”, de

lanzamiento y recepción, adecuadas para ILI.

Cuando el ducto puede inspeccionarse completamente mediante herramientas ILI, esta

técnica tiene una gran ventaja frente a otras metodologías debido a que esta posibilita la

detección temprana de anomalías o de características desconocidas de la cañería, las

cuales luego requieren ser confirmadas en campo a través de la examinación directa

(intervención de anomalías). Las anomalías que las distintas herramientas ILI pueden

detectar y/o dimensionar según el tipo son: ovalizaciones, reducciones de diámetro,

abolladuras, pérdidas de metal, variaciones de espesor, fisuras y/o grietas, metales en

cercanía del ducto, accesorios en desuso, reparaciones existentes (medias cañas,

ponchos, etc.), derivaciones, instalaciones puntuales, etc.

En el mercado se encuentran disponibles herramientas inteligentes con diversas

tecnologías aplicadas que permiten medir o evaluar la condición de integridad de las

tuberías. La selección de la herramienta apropiada depende del tipo de anomalía que se

intenta localizar y/o dimensionar y de la aptitud de las instalaciones (trampas de scraper,

curvas/codos, restricciones, etc.).

A continuación, se enumeran las herramientas disponibles más habitualmente utilizadas:

• Herramientas de Pérdida de Metal (convencionales y alternativas):

• MFL: Magnetic Flux Leakage (pérdida de flujo magnético) estándar y de alta resolución.

• Ultrasonido.


40

• Herramientas de Detección de Fisuras:

• Ultrasonido. • MFL Transversal o TFI (pérdida de flujo magnético circunferencial).

• Herramientas de Inspección Geométrica (Caliper tool)

• Herramientas de Mapeo (Mapping tool)

Para el presente proyecto ampliaremos las herramientas para la detección de

discontinuidades en soldadura, gritas y/o fisuras y pérdida de metal. Siendo estas

ultrasonido y MFL transversal (TFI).

3.3.1.1. Herramienta de ultrasonido (UT)

Las herramientas ultrasónicas para la inspección en línea aparecieron por primera vez a

principios de los años ochenta. La misión de estas herramientas era la detección y

dimensionamiento de la pérdida de metal. Las herramientas de inspección de fisuras

aparecieron por primera vez a mediados de la década de 1990. La principal ventaja de las

herramientas de ultrasonido es su capacidad, a diferencia de las herramientas de pérdida

de flujo magnético, para proporcionar mediciones cuantitativas de la pared de la cañería

inspeccionada. La experiencia también ha demostrado que solo el uso de ultrasonido

proporciona un medio confiable para detectar grietas y/o fisuras. Las herramientas de

inspección por ultrasonido en general están equipadas con un número suficiente de

transductores ultrasónicos para asegurar una cobertura circunferencial completa de la

cañería. Funcionan en un modo de pulso-eco con una frecuencia de repetición bastante

alta. La incidencia directa de los pulsos ultrasónicos se usa para medir el grosor de la pared

y la incidencia de 45º se usa para la detección de grietas y/o fisuras. Si bien la medición del

grosor de la pared está más o menos establecida, la detección de grietas y/o fisuras en las

cañerías solo ha estado disponible desde hace algunos años. En términos de

procesamiento de datos, las herramientas de ultrasonido representan una de las tareas más

desafiantes en las pruebas no destructivas. Se deben controlar varios cientos de sensores

y registrar sus ecos. El procesamiento de datos en línea tiene que poder reducir la cantidad

de datos grabados y garantizar que se almacenen todos los datos relevantes. La velocidad

de inspección de la herramienta depende del medio y puede variar dentro de un cierto

rango. El proceso de inspección debe ser completamente automático y no puede


41

supervisarse durante una ejecución. Los datos se almacenan en memorias de estado sólido

que son los medios más seguros y confiables de almacenar datos. La Figura 14 muestra

una herramienta en una configuración de 24 pulgadas.

Figura 14. Herramienta de inspección ultrasónica de alta resolución para tuberías de 24 pulgadas.

La herramienta se compone de varios recipientes a presión y un portador de sensor

posterior. La parte frontal de la herramienta está cubierta por una unidad protectora de

parachoques que cubre la carcasa del transmisor. El primer cuerpo contiene baterías que

aseguran un suministro seguro de energía a la herramienta para varios días. La unidad

electrónica y de grabación de la herramienta está alojada en el segundo recipiente e

incorpora suficientes canales para cubrir diferentes diámetros de cañerías. El portador del

sensor está hecho de poliuretano y aloja los transductores ultrasónicos. Para adaptar la

herramienta a un diámetro de tubería diferente, los discos de poliuretano se intercambian,

lo que se puede hacer rápidamente. También se encuentran disponibles tamaños de

herramientas para cubrir diámetros de tubería por debajo de 20 pulgadas, el diámetro más

pequeño actual para la detección de grietas y/o fisuras es de 10 pulgadas. En general, hay

dos diseños diferentes de portadores de sensores para herramientas de ultrasonido. Uno

para medir el espesor de la pared o corrosión y otro para la detección de grietas y/o fisuras.

La versión de detección de grietas y/o fisuras, que se muestra aquí, contiene sensores

orientados en un ángulo predeterminado a la pared de la tubería que aseguran que las

ondas de corte ultrasónicas se desplacen bajo un ángulo de 45º dentro del metal. La Figura

15 muestra la disposición de los sensores ultrasónicos para la detección de grietas y/o

fisuras. Con el fin de evitar cualquier zona ciega en las proximidades de la mitad longitudinal

de soldadura, los sensores se montan en una orientación horaria y la otra mitad en una

orientación antihoraria. Todos los sensores están montados en placas de metal. El patín de

poliuretano asegurará un punto muerto constante.


42

Figura 15. Montaje de sensores para detección de grietas y/o fisuras.

En el modo de detección de grietas y/o fisura habrá 360 sensores aproximadamente

inclinados correspondientes a un paso de sensor de 10 mm para cualquier dirección (en

sentido horario y antihorario), junto con 24 sensores para la medición del espesor de la

pared. Estos últimos sensores son necesarios para la detección de soldaduras

circunferenciales, lo que permite una ubicación precisa de los defectos. El espacio del

sensor está diseñado de manera que cada parte de la tubería esté cubierta por varios

sensores. La Figura 16 muestra la configuración de los sensores ultrasónicos en el cuerpo

del soporte del sensor para un soporte del sensor de detección de grietas y/o fisuras.

Figura 16. Configuración de sensores.


43

3.3.1.2. Herramienta TFI (Magnetic Flux Leakage)

Las herramientas de pérdida de flujo magnético circunferencial surgieron en la segunda

mitad de la década de 1990 para inspeccionar defectos angostos orientados axialmente, en

la mayoría de los casos asociados con soldaduras de costura longitudinal en cañerías. En

la Figura 17 se muestra una herramienta de este tipo.

Figura 17. Herramienta TFI.

El principio de funcionamiento es el siguiente: la pared del tubo es magnetizada

circunferencialmente a un alto nivel de saturación utilizando magnetos permanentes de alto

poder. Si los defectos internos o externos están presentes, se “fuga” el flujo magnético más

allá de la pared del tubo, y esta distorsión o “fuga” se mide por los sensores de efecto Hall

que están incorporados a la herramienta.

Los sensores de efecto Hall detectan cualquier campo de dispersión y provocan la salida

de una señal eléctrica (señal analógica) proporcional a la profundidad y forma del defecto.

Esta señal analógica es recibida por un microcontrolador que se encarga de la conversión

analógica/digital y su posterior grabado en una tarjeta de almacenamiento. Al final del

recorrido por la tubería esta tarjeta es retirada y los datos son almacenados en una

computadora. El software para el tratamiento de datos permitirá observar la lectura de cada

uno de los sensores de tal forma que, al hallarse una imperfección, el cambio de valor se

notará como un pico o una depresión cuyo valor dependerá del tamaño del defecto.

El MFL axial, tal como se utiliza en herramientas de pérdida de metal, es menos eficaz en

pérdida de metal muy estrecha orientada longitudinalmente ya que no obstruye el flujo axial

lo suficiente para una detección y dimensionamiento confiables. En la Figura 18 se ilustra

el efecto que producen los defectos estrechos alineados (a) con la dirección de


44

magnetización y no interrumpen la pérdida de flujo tanto como aquellos orientados

perpendicularmente (b).

Figura 18. Magnetización axial de cañerías.

Pero si la magnetización está orientada circunferencialmente, los defectos orientados

axialmente largos y estrechos se presentarán como un obstáculo y promoverán la pérdida

de flujo, ver Figura 18.

Figura 19. Magnetización circunferencial de cañerías.


45

3.3.2.Prueba Hidráulica

La prueba hidráulica (o prueba de presión) es un método de amplia aceptación en la

industria empleado para validar la condición de integridad de los ductos. La prueba

hidráulica consiste en una prueba de presión realizada a una cañería para garantizar su

condición de integridad y que la misma esté libre de fallas a la Máxima Presión de Operación

Admisible (MAPO), es decir a la presión asegurada al nivel de presión de prueba. Como

parte de la misma, se busca llevar el ducto a una presión mayor que la de operación futura

con el objeto de “adelantar” la ocurrencia de la eventual rotura de la cañería en una situación

controlada, y utilizando generalmente agua como medio de prueba, lo que minimiza el

impacto al medioambiente.

Una ventaja adicional que se obtiene al realizar PH en tuberías antiguas, es que se puede

documentar y validar la nueva presión operativa a través de la documentación y registros

obtenidos, logrando así un documento que certifica la MAPO actualizada.

La desventaja de una prueba de presión o hidráulica es que es una prueba destructiva y

una prueba de pasa/no pasa. Sólo se detecta una anomalía cuando la cañería fuga o se

rompe. Cuanto mayor sea el nivel de presión, menor será la anomalía que se puede eliminar

y, por lo tanto, es necesario un nivel de presión elevado para eliminar las anomalías

pequeñas que podrían causar fallas en el servicio. Otras desventajas de utilizar la PH son:

implica sacar la línea de servicio por un tiempo indefinido, costos de reparación, se

requieren grandes cantidades de agua y por último la disposición final del agua empleada

en la prueba.

3.3.3.Evaluación Confirmatoria Directa

La Evaluación Confirmatoria Directa (ECD) es una metodología de validación de integridad,

que permite confirmar las presunciones establecidas a partir de la evaluación de integridad

realizada a la línea mediante la Inspección Interna(ILI), la Prueba Hidráulica (PH) u otra

técnica de evaluación de la integridad. Sin embargo, la ECD no reemplaza a dichas

metodologías como herramientas de inspección principal. Para la detección y

caracterización de defectos en soldaduras la Tabla 3 muestra una guía de referencia para

el examen mediante END.


46

Método de inspección

Equipo requerido

Detectar Ventajas Limitaciones Comentarios

Visual Lupa, espejo, fibra óptica.

Fisuras superficiales, cordones mal

formados, desalineaciones,

inadecuada ejecución del proceso de soldadura.

Costo bajo. Se puede aplicar mientras el

trabajo está en proceso. Da indicación de

procedimientos incorrectos.

Aplicable para solo defectos grandes.

No proporciona ningún registro permanente.

Siempre debe ser el primer método de inspección, no importa que otras

técnicas se requieren.

Radiografía

Radiografía comercial o de

rayos X o Gamma. Película y

medios para procesarla.

Fisuras, penetración incompleta,

socavado, falta de fusión, fisuras por

fatiga.

Cuando las indicaciones se

graban en película, da un

registro.

Requiere habilidad para escoger ángulos de

exposición, operar equipo e

interpretar indicaciones.

Requiere precauciones de

seguridad.

La inspección por radiografía es requerida por

muchos códigos y especificaciones.

Debido al costo, su uso debe limitarse

a áreas donde otros métodos no

proporcionan convicción requerida.

Partículas magnetizables

Equipo comercial especial. Polvos

magnéticos, de forma seca

o húmeda; puede ser

fluorescente para ver bajo

luz ultravioleta.

Excelente para las discontinuidades

superficiales, sobre todo las

fisuras.

Más simple al uso que la inspección

radiográfica. Se puede controlar la sensibilidad.

Método relativamente económico.

Aplicable a materiales

ferromagnéticos. Requiere habilidad en interpretaciones de indicaciones y reconocimiento de

modelos no pertinentes. Difícil usar en superficies

rugosas.

Defectos alargados paralelos al campo

magnético, el ensayo no los

detecta. Por esta razón el campo

debe aplicarse en dos direcciones.

Líquidos penetrantes

Equipos comerciales

que contienen líquidos

visibles o fluorescentes y una fuente de luz ultravioleta.

Excelente para localizar fisuras en

soldaduras.

Aplicable a materiales

magnéticos y no magnéticos.

Fácil de usar. Costo bajo.

Solo defectos de la superficie son

perceptibles. No puede usarse

eficazmente en procesos calientes.

En vasos delgados no revelarán

ordinariamente indicaciones. En condiciones de la

superficie no pertinente, puede dar indicaciones

engañosas.

Ultrasonido

Equipos especiales de impulso-eco, palpadores.

Fisuras superficiales y no

superficiales incluyendo aquellas

demasiadas pequeñas para

ser descubiertas a través de otros

métodos.

Muy sensible. Permite

inspeccionar lugares

inaccesibles a la radiografía.

Requiere grado alto de habilidad

interpretando modelos de pulso-

eco. El registro permanente no se

obtiene de inmediato.

El equipo de pulso-eco es muy

desarrollado para los propósitos de

inspección de soldadura. El

equipo de transmisión simplifica

interpretación del modelo donde es

aplicable.

Tabla 3. Ensayos no destructivos.


47

3.4. Ensayos de materiales

Es fundamental conocer las propiedades mecánicas en la soldadura ERW y material base,

para ello existen diversas bases de datos estadísticas. Los resultados de dichas bases son

obtenidos de diferentes ensayos. A continuación, se detallan algunos de ellos.

3.4.1.Charpy

Para el ensayo se utilizan probetas prismáticas con una entalla central de dimensiones

precisas, que son golpeadas en su parte central por un péndulo o martillo con un radio y

ángulo de ataque determinado, ver Figura 20 . Las probetas estándar son de 10x10 mm

de sección, aunque pueden utilizarse menores en caso de que el espesor de la pieza sea

menor. El procedimiento se halla descripto en la Norma ASTM E23. Los resultados de los

ensayos se interpretan en términos de energía absorbida, como la determinada de la

diferencia entre el ángulo del péndulo libre y el ángulo alcanzado una vez que el péndulo

rompió la probeta.

Figura 20. Charpy.

El ensayo Charpy permite caracterizar cualitativamente la tenacidad y la temperatura de

transición de un material (si se repite a varias temperaturas). Sin embargo, para definir

cuantitativamente un valor de factor de intensidad de tensiones crítico (o fractotenacidad)


48

se requieren ensayos especiales, o conversiones a partir de la energía absorbida en el

ensayo de impacto (CVN).

3.4.2.Ensayo de tracción

Este ensayo consiste en traccionar en la dirección del eje longitudinal de una probeta, para

determinar la capacidad que la misma tiene para soportar una carga estática, esta carga

está uniformemente distribuida en el área trasversal de la misma. En este ensayo se estira

la probeta durante un determinado período de tiempo a una velocidad de deformación

constante, midiéndose la carga necesaria para producir una elongación específica.

Una vez recopilados los datos del ensayo se puede realizar una curva carga-

desplazamiento de la cual se inferirán algunas de las propiedades características del

material ensayado (módulo elástico, tensión de fluencia, tensión de rotura, elongación a la

rotura, entre otras).

Con la finalidad de que los ensayos realizados en distintos laboratorios puedan ser

comparables, se deben tener en cuenta una serie de parámetros relacionados con las

dimensiones de la probeta, de acuerdo a la norma ASTM E-8.

Las probetas calibradas constan de una sección constante y con los extremos de mayor

diámetro para facilitar su amarre a la máquina de ensayo y promover la rotura dentro de la

zona de menor sección. Dicha sección puede ser cilíndrica o prismática con una longitud

de referencia y diámetro inicial normalizado.

Figura 21. Ensayo de tracción.


49

3.4.3.Tensiones residuales

Las tensiones residuales (casi siempre generadas durante la fabricación o servicio del

componente) se caracterizan por actuar sobre el material aun en ausencia de cargas

externas aplicadas. Las tensiones residuales de fabricación son auto equilibradas en la

sección y tienen una distribución aproximada linealmente variable en el espesor.

Para verificar el nivel de tensiones residuales realmente presente en un sector de superficie

de un componente se realiza la medición experimental. Para ello existen diferentes

metodologías, todas basadas en la remoción gradual de material y la medición de las

deformaciones que ello genera en la superficie de la pieza, generalmente mediante

extensometría eléctrica. Tal es el caso de los métodos del mecanizado de la superficie, de

la ranura y del agujero ciego.

Figura 22. Foto ilustrativa de agujero ciego.

Para cuantificar las tensiones residuales en tuberías se pueden llevar a cabo un análisis

experimental sencillo, que implica cortar longitudinalmente una virola o rodaja extraída del

tubo y medir con precisión el desplazamiento entre los bordes cortados, ver Figura 23. Este

desplazamiento es proporcional a la distribución de tensiones residuales en la pared del

caso. De acuerdo con la ecuación definida por Roark, la tensión residual en la superficie

externa es:


50

𝜎𝑟 = 𝐸. 𝛿. 𝑡𝜋. 𝐷2

Donde: 𝛿 = Distancia de separación entre las dos partes de la cañería. 𝐸 =Modulo elástico del acero. 𝑡 = Espesor de la cañería. 𝐷 =Diámetro de la cañería.

Figura 23. Análisis experimental de tensión residual.


51

CAPÍTULO IV

4. Métodos de evaluación de criticidad de defectos

4.1. Procedimientos principales

Los defectos planares se caracterizan predominantemente por una longitud y una

profundidad con una entalla aguda, pudiendo ser superficiales o internos en el espesor,

Como ejemplos se pueden mencionar fisuras, falta de fusión, falta de penetración en

soldaduras y SCC (Stress Corrosion Cracking). A la hora de evaluar estos defectos planos

en tuberías, existen dos procedimientos principales de uso generalizado: uno es a través

de las ecuaciones de Newman Raju, y el otro, el método modificado del logaritmo de la

secante (Modified LnSec).

El primero de éstos está basado en la Mecánica de Fractura y establece que el estado de

falla se alcanza cuando el factor de intensidad de tensiones generado por el estado de

carga y la geometría de un defecto determinado alcanza el valor de la fractotenacidad del

material. Este método es apropiado frente a un comportamiento frágil del material.

Por otro lado, el método del logaritmo de la secante es un método experimental y es más

apropiado para comportamiento dúctil del material; está basado en la hipótesis de que el

material fallará por colapso plástico o fractura elastoplástica y no por fractura frágil.

Ambos métodos no arrojan resultados confiables si se utilizan para predecir presiones de

falla, tanto para comportamiento dúctil o frágil, sobre anomalías en soldaduras

longitudinales de ductos. Según los estudios de referencia10,11 esto es debido a una serie

de factores:

10 “The Pipeline Defect Assessment Manual”, Penspen Integrity, 03-09-2002. 11 “Models for Predicting Failure Stress Levels for Defects Affecting ERW and Flash-Welded Seams”, Batelle, 03-01-2013.


52

• En primer lugar, el resultado obtenido varía fuertemente con cualquier dispersión en

la información disponible sobre las propiedades del material (ensayos realizados,

datos del fabricante, datos de bibliografía, etc.). Debe tenerse en cuenta que la

tenacidad de una soldadura ERW sobre un tramo de ducto puede variar

considerablemente de un punto a otro sobre ésta.

• Por otro lado, los métodos y normas disponibles para el análisis son documentos

genéricos basados en métodos semiempíricos y no específicamente hechos para

tubos; arrojan resultados conservativos (por ejemplo, no consideran en todos los

casos la existencia de una tensión predominante y un estado membranal).

• Comportamiento del material: Se ha demostrado que modelos de fractura de

iniciación dúctil como Modified LnSec, el PAFFC o Corlas arrojan resultados

aceptables para zonas aledañas a la soldadura ERW en ductos, ya que en esta zona

el material tiende a comportarse dúctilmente. Por otro lado, defectos sobre costuras

de soldaduras ERW son más apropiadamente caracterizados mediante las

ecuaciones de Newman Raju, ya que en esta zona predomina el comportamiento

frágil. Por último, las fisuras ubicadas sobre la HAZ (Heat Affected Zone) tienden a

comportarse de manera dúctil por lo que lo más acertado parece ser analizarlas

mediante el método Modified LnSec, PAFFC, Corlas o API 579 nivel 2.

De lo expuesto puede concluirse que algunos de los obstáculos a la hora de determinar la

presión de falla son:

• Los defectos sobre soldaduras ERW normalmente fallan de manera frágil. Por lo

tanto, modelos que han dado buenos resultados al predecir la presión de falla en el

metal base podrían no funcionar para materiales de comportamiento frágil.

• La tenacidad sobre la costura de la soldadura es normalmente algo menor que la

del material circundante. Es, además, difícil de medir en forma directa por lo que

habitualmente se infiere a través de correlaciones vía la energía del ensayo Charpy,

y puede variar significativamente de un punto a otro sobre un mismo tubo.


53

De lo anterior resulta que el método más versátil para este tipo de análisis es el API 579

(“Fitness for Service”) nivel 2, basado en el diagrama FAD. Este método considera la

posibilidad de una falla totalmente dúctil (colapso plástico), totalmente frágil (fractura

elástica – entendida en este caso por aquella que presenta plasticidad en pequeña escala).

4.2. Diagrama FAD

El FAD (Failure Assessment Diagram) provisto por la API 579 se presenta en la Figura 24.

Figura 24. Diagrama FAD.

Una parte del cálculo del FAD considera la relación entre la tensión remota sobre la tensión

de colapso (entendiendo a esta última como aquella que produce la falla del ligamento

remanente de la pieza en cuestión), para determinar si ocurrirá o no colapso plástico bajo

la carga aplicada. Esta relación se conoce como Lr.

𝐿𝑟(𝑐𝑜𝑚𝑝𝑜𝑛𝑒𝑛𝑡𝑒) = 𝜎𝑎𝑝𝑙𝑖𝑐𝑎𝑑𝑜𝜎𝑐𝑜𝑙𝑎𝑝𝑠𝑜 ( 4.1)

• 𝜎aplicado = Tensión efectiva aplicada (calculada a partir del estado tensional)

Lr

Kr

1,0

0,8

0,6

0,4

0,2

0,0

1,00,80,60,40,20,0

Seguro

1,2 1,4 1,6 1,8 2,0 2,2

Límite para acerosal carbono

Límite para aceros al C - Mn Límite paraaceros

inoxidables

Nivel 2

Nivel 2 Simplificado

Límite para aceros ASTM A508

PotencialmenteInseguro

Fractura

Frágil

Comportamiento

Elasto-Plástico

Colapso

Plástico


54

• 𝜎colapso = Tensión de colapso del material

Esta parte del cálculo (abscisa del FAD) puede ser realizada por cualquier modelo probado

de fractura dúctil (PAFFC, Corlas, Modified LnSec).

El cálculo de la otra parte del FAD (ordenada) considera la relación entre el factor de

intensidad de tensiones aplicado en la punta de la fisura y la intensidad de tensiones crítica

a la cual se predice la falla elástica (frágil). Esta relación se conoce como K r.

𝐾𝑟(𝑐𝑜𝑚𝑝𝑜𝑛𝑒𝑛𝑡𝑒) = 𝐾𝑎𝑝𝑙𝑖𝑐𝑎𝑑𝑜+Ф𝐾𝑟𝑒𝑠𝐾𝐼𝐶 ( 4.2)

• Kaplicado = Factor de intensidad de tensiones aplicado (calculado a partir de la presión

interna).

• KIC = Fractotenacidad del material.

• Kres = Factor de intensidad de tensiones debida a las tensiones secundarias y

residuales.

• ϕ = coeficiente de interacción plástica.

Esta parte del cálculo se puede llevar a cabo con algún método probado de cálculo de

fractura frágil como el modelo de Newman Raju.

Para evaluar la importancia de un defecto particular en un componente se deben determinar

los valores aplicados de 𝐾𝑟 y 𝐿𝑟, y verificar el punto sobre el FAD. La fractura se prevé

cuando 𝐾𝑎𝑝𝑙𝑖𝑐𝑎𝑑𝑜 = 𝐾𝐼𝐶. Luego, un material frágil fallará cuando 𝐾𝑟 > 1 en el eje de las

ordenadas. Si la tenacidad del material es muy grande, el componente falla por colapso

plástico cuando 𝐿𝑟 > 1 en el eje de las abscisas. En casos intermedios, la fractura y el

colapso interactúan y la curva de evaluación interpola entre estos dos modos de falla límites,

de tal modo que los valores 𝐾𝑟 y 𝐿𝑟 de dicha curva son menores que uno.


55

4.3. Predicción de la presión de falla

El método basado en el diagrama FAD es un método pasa no pasa, para obtener un valor

empírico de presión de falla se puede realizar un proceso iterativo modificando la presión

interna del ducto, de manera de encontrar las condiciones que hicieran que el punto se

ubique sobre la línea del diagrama FAD, entendiendo a estas condiciones como límites. La

presión que hiciera que el punto se ubicara sobre el diagrama se considera como presión

de falla.

Para llevar a cabo el examen se comienza por la identificación del estado tensional asociado

a la geometría, las propiedades mecánicas del material (tensión de fluencia SYMS,

fractotenacidad) y las dimensiones del ducto y el defecto.


56

CAPÍTULO V

5. Plan de acción para el tratamiento de defectos planares

En el presente capitulo se presentan una serie de flujogramas que le permitirán al operador

de ductos disponer de una herramienta de guía para conducir de manera eficiente futuras

inspecciones internas donde se detecten defectos planares en soldaduras ERW, teniendo

en cuenta lo expuesto en los capítulos III y IV.

En la Figura 25 se presenta el proceso básico donde se puede ver una llamada de esfera

indicando el flujograma que indica cómo implementar la siguiente acción.

Figura 25. Proceso básico para la gestión de inspecciones internas.


57

El proceso básico comienza con la inspección interna mediante una herramienta (chancho).

La compañía encargada del pasaje entrega a la operadora (cliente) un informe donde se

detallan los resultados de la inspección (Pipetally). El personal responsable en integridad

de las instalaciones de la operadora analiza el reporte y selecciona anomalías para verificar

en campo mediante evaluación directa. Se realizan excavaciones hasta llegar a las

anomalías seleccionadas y se procede a la caracterización de las mismas. De esta manera,

se verifica lo reportado por la herramienta de inspección interna y se define si las anomalías

son defectos. Con los resultados obtenidos en la evaluación directa se define la aptitud para

el servicio, es decir, si el ducto puede seguir operando en determinadas condiciones con

los defectos presentes. Si es apto, el ducto sigue operando bajo las condiciones normales.

Los resultados de la inspección interna y de la evaluación directa son debidamente

almacenados en una base de datos y finaliza el proceso. En caso contrario, existe la

posibilidad la reparar o de cambio de tramo. Si se decide por esto último, la operadora

dispone de información muy valiosa para futuras inspecciones. El tramo removido es

sometido a una serie de ensayos que determinan causas de los defectos, morfología y

propiedades mecánicas de la tubería que luego son almacenados en una base de datos.

5.1. Flujograma: Selección de herramienta de inspección interna (ILI)

Para la selección de la herramienta a utilizar en la inspección interna el ingeniero de

integridad de las instalaciones de la operadora comienza por analizar los historiales y bases

de datos disponibles del ducto a inspeccionar. Es importante que defina el tipo de

mecanismo de daño al cual está sometido el ducto para conocer si los defectos posibles a

encontrar son planares (fisuras), volumétricos (pérdida de espesor) o geométricos

(abolladuras, arrugas, etc.). Una vez realizado lo anterior, se pone en contacto con

diferentes proveedores de inspección interna mediante “chanchos”. Estos últimos, analizan

si el tipo de inspección buscada es alcanzada por sus productos y si la tecnología disponible

cubre sus requerimientos de acuerdo con: historiales de rendimiento de las herramientas,

tasa de éxito operacional, encuestas fallidas y probabilidad de detectar clasificar y

dimensionar anomalías. Por su parte, el proveedor de la herramienta solicita a la operadora

la siguiente información: características mecánicas del ducto (material, tipo de soldadura,

longitud, diámetro interno, restricciones, existencia de trampas) y características del fluido

transportado (tipo de fluido, agresividad del fluido, datos de caudales presiones y


58

temperatura, velocidad del producto, etc.) para conocer si las herramientas que dispone

pueden ser utilizadas para la inspección. Los datos proporcionados por el operador y por el

proveedor de la herramienta quedan asentados en un formulario tipo dado por el Apéndice

A del estándar API 1163 “In-line Inspection Systems Qualification”. El documento es firmado

por el responsable de integridad de la operadora y de la compañía que realizará la

inspección interna. Es un documento de suma importancia ya que en común acuerdo se

establecen las condiciones de ambas partes para realizar la inspección y el tipo de

herramienta que se utilizará. En la Figura 26 se presenta el flujograma a seguir.

Figura 26. Selección de herramienta de inspección interna (ILI).


59

5.2. Flujograma: Evaluación directa

La evaluación directa comienza con el análisis de los datos proporcionados por la

inspección interna. El ingeniero de integridad estudia los historiales de inspecciones

anteriores buscando patrones que coincidan con el nuevo reporte brindado por la compañía

que realizó la última inspección interna. Elige las anomalías que son de su interés,

basándose en: porcentajes de pérdida de espesor y longitudes de las anomalías,

defectología reportada, acceso a las progresivas donde se encuentran dichas anomalías,

áreas de interés y características de las mismas. Luego del análisis, selecciona el tipo de

ensayo no destructivo a realizar basándose en la Tabla 3. El inspector es quien realiza los

ensayos no destructivos caracterizando las anomalías encontradas en la intervención de

campo. Emite un reporte de inspección que reúne todos los datos relevados en campo

(estado de revestimiento, humedad del suelo, Ph del suelo, medidas de las anomalías,

ubicación respecto a soldadura de referencia, posición horaria de donde se encuentra, etc.).

El inspector confirma el tipo de defecto encontrado y las dimensiones del mismo. En la

Figura 27 se presenta el flujograma a seguir.


60

Figura 27. Evaluación directa.


61

5.3. Flujograma: Aptitud para el servicio

Una vez finalizada la caracterización de los defectos por el Inspector en la evaluación

directa comienza la etapa de evaluación. Dependiendo del tipo de defecto encontrado

existen tres caminos posibles. Si el defecto es geométrico se pueden seguir los

lineamientos establecidos en la norma ASME dependiendo del fluido transportado. Para

ductos que transportan líquidos ASME B31.4 “Pipeline Transportation Systems for Liquids

and Slurries” y para los que transportan gas ASME B31.8 “Gas Transmission and

Distribution Piping Systems”. En el caso del estándar API 579 Parte 12 “Assessment of

dents, gouges, and dent-gouge combinations”, aplica para ambos fluidos. Para defectos

volumétricos se utiliza la norma ASME B31G “Manual for Determining the Remaining

Strength of Corroded Pipelines” que brinda como resultado una presión de falla. Esta norma

no aplica a defectos que se encuentran en la soldadura longitudinal. En caso de que los

defectos encontrados sean planares se utiliza el estándar API 579 Parte 9 “Assessment of

crack-like flaws” que define la aptitud para el servicio mediante el diagrama FAD (Failure

Assessment Diagram).

Como se mencionó en el capítulo anterior, el método basado en el diagrama FAD es un

método pasa no pasa, para obtener un valor empírico de presión de falla se debe realizar

un proceso iterativo modificando la presión interna del ducto de manera de encontrar las

condiciones límites.

Con los resultados obtenidos mediante cálculo se toma una decisión operativa. En la Figura

28 se presenta el flujograma a seguir.


62

Figura 28. Aptitud para el servicio.

5.4. Flujograma: Batería de ensayos

Luego de realizar la aptitud para el servicio y en caso de que se decida cambiar el tramo.

El operador dispone de una probeta de la que puede relevar mucha información útil para

futuras inspecciones. El primer paso es realizar una prueba hidráulica al tramo retirado,

hasta alcanzar la rotura del mismo, colocando extensómetros (Strain Gauges) de


63

resistencia variable en las muestras con objeto de identificar el comportamiento del ducto

en la proximidad de las discontinuidades en comparación a una porción libre de defectos.

Cuando se alcanza la rotura se deben tomar muestras puntuales de la zona de la rotura y

comenzar un análisis de falla realizando una batería de ensayos a las mismas para

continuar adquiriendo información. Los ensayos de mínima para poder llevar a cabo el

estudio del presente documento son: ensayo de tracción, ensayo Charpy y medición de

tensiones residuales. En la Figura 29 se presenta el flujograma a seguir.

Figura 29. Batería de ensayos.


64

CAPÍTULO VI

6. Implementación de plan de acción (caso de estudio)

Siguiendo el plan de acción descripto en los flujogramas del capítulo anterior se determinará

la severidad de diferentes defectos utilizando factores y propiedades que indica la teoría.

Para el estudio se considera un ducto real en operación, por lo que el ejercicio didáctico

tiene toda la relevancia y minuciosidad que exige la industria y los entes de regulación a la

fecha, pero por cuestiones de confidencialidad no se pueden dar más detalles. El ducto en

estudio presenta las siguientes características:

Descripción Detalle

Año de Construcción 1961

Diámetro nominal 14 in

Espesor de pared nominal 6,35 mm

Material API 5L X46

Soldadura Longitudinal ERW baja frecuencia

MAPO 76 kg/cm2

Tabla 4. Características de ducto en estudio.

6.1. Inspección interna

Como punto de inicio se toman los datos registrados mediante una herramienta de

ultrasonido. Esta herramienta detectó y dimensionó una serie de anomalías en soldadura

longitudinal, las cuales caracterizó como falta de fusión.

La compañía encargada de pasar el chancho envía una “Hoja de Excavación” donde

muestra referencias para facilitar las excavaciones y encontrar los defectos. Además,

agrega en escalas de colores que van de fríos a cálidos las señales que detecto durante la

inspección. Siendo los colores más fríos indicaciones menores y a medida que se vuelven

más cálidos las indicaciones van tomando mayor relevancia. Estas señales son estudiadas


65

por el personal técnico de la compañía encargada de realizar el pasaje del chancho y

“traducidas” a tablas con diferentes datos que forman parte del informe final que entrega al

cliente.

A continuación, se detallan las anomalías seleccionadas para el estudio, con sus

respectivas hojas de excavación y señales registradas.


66

Hoja de excavación Odómetro 7645,347 m a 7672,6 m


67

Señales Odómetro 7644 m a 7672 m


68



69

Hoja de excavación Odómetro 7665,347 m a 7672,6 m


70



71



72

En la Tabla 5 se resumen las caracterizaciones que realizo la herramienta para las

diferentes anomalías detectadas.

S

old

ad

ura

Od

óm

etr

o IL

I [m

]

Dis

tan

cia

a la

s

old

ad

ura

[m

]

Es

pes

or

en

T

ub

erí

a [m

m]

Ub

icac

ión

d

efe

cto

(In

t /

Ex

t)

Po

sic

ión

H

ora

ria

D

efe

cto

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m:h

h]

Lo

ng

itu

d

De

fec

to [

mm

]

Pro

fun

did

ad

D

efe

cto

[m

m]

Tip

o d

e

de

fec

to

W6930 7657,89 0,012 6,35 Int 02:30 9269 CLASE 4

CASO D 7669,07 11,192 6,35 Int 02:17 451 CLASE 1

Tabla 5. Caracterización de anomalías.

En cuanto a valores de profundidad, en el informe final de la compañía encargada de pasar

el chancho se agrupan algunas anomalías por clase de acuerdo con la Tabla 6 . Con

respecto al tipo de defecto CASO D, hace referencia a falta de fusión interna en soldadura

ERW axial.

Clase

Profundidad ILI

Clase 1 < 1 mm

Clase 2 ≥ 1 mm - < 2 mm

Clase 3 ≥ 2 mm - < 4 mm

Clase 4 ≥ 4 mm

Tabla 6. Caracterización de tipo de defecto.

De acuerdo con los registros, se reportan dos anomalías en una misma tubería, ambas se

caracterizan como falta de fusión y en cuanto a la profundidad de las mismas la herramienta

nos reporta un rango.

Si continuamos con el flujograma descripto en el punto 5 para verificar lo reportado por la

herramienta de inspección interna es necesario realizar una Evaluación Directa.


73

6.2. Evaluación Directa

La intervención en campo se realiza con métodos de ultrasonido. Los cuales son:

Ultrasonido convencional y Phased Array/TOFD.

El ensayo de TOFD se basa en un sistema de adquisición de datos a una computadora, la

cual registra las variaciones en el tiempo de propagación de ondas de difracción.

Actualmente, todos los sistemas de inspección automatizada de soldaduras incluyen el

TOFD, ya que permiten detectar discontinuidades en la orientación vertical, como en el caso

de la falta de fusión. En cuanto al Phased Array, produce imágenes transversales precisas

y detalladas, utilizando un arreglo de elementos ultrasónicos y retardos electrónicos para

crear un haz dirigido, con el objetivo de escanear, barrer y enfocar electrónicamente

consiguiendo inspecciones rápidas, almacenando para su posterior análisis, estructuras

internas a alta velocidad. La Figura 30 muestra cómo funciona la técnica.

Figura 30. TOFD.

En la Tabla 7 se muestran los resultados de Evaluación Directa (ED) y la comparativa con

los valores reportados por la inspección interna (ILI).


74

Soldadura Odómetro

ILI [m]

Distancia a la soldadura

[m]

Espesor en Tubería

[mm]

Ubicación defecto

(Int / Ext)

Posición Horaria Defecto [mm:hh]

Longitud Defecto

[mm]

Profundidad Defecto [mm]

Tipo de defecto

ILI ED ILI ED ILI ED ILI ED ILI ED ILI ED ILI ED

W6930 7657,89 0,012

0,47

6,35

6,75

INT

INT

02:30

02:26

9269

158

CLASE 4

2,15

CASO D Falta de

fusión

1,30 6,75 INT 02:26 136 1,88

4,05 6,75 INT 02:26 162 2,31

4,70 6,75 INT 02:26 1173 1,84

7,44 6,75 INT 02:26 725 1,87

9,33 6,75 INT 02:26 208 2,65

- 11,68 - 6,75 - INT - 02:26 - 170 - 2,5

Tabla 7. Comparativa ILI VS ED.

Se pude apreciar las diferencias en longitud de defectos, posición horaria y profundidad. En

cuanto al tipo defecto, ambas técnicas coinciden en falta de fusión en la soldadura

longitudinal.

6.3. Aptitud para el servicio

Con estos resultados y siguiendo lo descripto en el punto 5. Se procede a realizar la

evaluación de los defectos encontrados. Para ello se utilizarán las dos metodologías de

cálculo: FAD Nivel II API 579 Parte 9 y cálculo de presión de falla.

6.3.1.FAD Nivel II API 579 Parte 9

La metodología de análisis de defectos planos desarrollada sigue los lineamientos de la

norma API 579 Nivel 2. Este método utiliza el FAD (Failure Assessment Diagram) para

determinar si el defecto causará una falla en el componente.

A continuación, se describen los pasos de este análisis, indicando en cada caso las

consideraciones adoptadas.


75

Paso 1 – Evaluación de condiciones operativas

El ducto en estudio tiene una MAPO definida de 76 Kg/cm2, una presión de operación de

48 Kg/cm2 y temperatura de operación es 25 °C.

Paso 2 – Distribución de tensiones

Si nos basamos en la ecuación de Laplace:

𝜎𝑚𝜌𝑚 + 𝜎𝑡𝜌𝑡 = 𝑝𝑡𝑛

Siendo: 𝜎𝑚: La tensión en dirección del meridiano o tensión meridiana. 𝜎𝑡: La tensión en dirección normal a la sección meridiana o tensión circunferencial. 𝜌𝑚: El radio de curvatura del arco meridiano de la superficie media. 𝜌𝑡: El radio de curvatura de la sección normal perpendicular al arco meridiano. 𝑡𝑛: El espesor de pared. 𝑝: Presión interna.

Si 𝜌𝑚 = ∞ y 𝜌𝑡 = 𝑅0(𝑟𝑎𝑑𝑖𝑜 𝑑𝑒𝑙 𝑑𝑢𝑐𝑡𝑜) la ecuación de Laplace se ve reducida a:

𝜎𝑡 = 𝑝. 𝑅𝑜𝑡𝑛

Denominada ecuación de Barlow. Luego, la tensión generada por presión interna se

clasifica como tensión principal.

Adicionalmente, por tratarse de defectos ubicados sobre una soldadura longitudinal, se

deben considerar las tensiones residuales del material debido al proceso de fabricación del


76

caño. De acuerdo con un trabajo12 previo realizado en este mismo tipo de cañerías, se

define el valor de las tensiones residuales iguales al 10% de la tensión de fluencia del

material base.

Paso 3 – Propiedades del material

Se consideró la tensión de fluencia del material base API 5 L X46 y para la fractotenacidad

se optó por tomar la peor condición. De acuerdo con lo que indica la Norma "API SP 5L -

2013 - Specification for Line Pipe" en el punto 9.8.3 “Pipe weld and HAZ tests”. La mínima

energía absorbida es de 27 J para diámetros menores a 1422 mm y grado del material

menor igual que X80. Para realizar la conversión de energía absorbida en el impacto (CVN

[Joule]) a fractotenacidad (Mpa √𝑚) se utilizó la correlación de Robert-Newton:

𝐾𝐼𝐶 = 9,35. (𝐶𝑉𝑁)0,63

Tensión de Fluencia (σys) Fractotenacidad (KIc)

317,15 Mpa 74,57 Mpa √𝑚

Tabla 8. Propiedades mecánicas del material.

Paso 4 – Características de los defectos

De acuerdo con los defectos planos verificados en campo (ver Tabla 7 ), los defectos se

categorizaron como “defectos por falta de fusión” y se ubican en la soldadura longitudinal

ERW de baja frecuencia. Todos los defectos son superficiales, en su mayoría en la

superficie interna.

La longitud de los defectos es paralela a la soldadura longitudinal (perpendicular a la tensión

circunferencial) y tienen una profundidad perpendicular a la superficie del ducto. En el

análisis se define la longitud 2c igual a la longitud medida y la profundidad a igual a la

profundidad medida.

12 P. G. Fazzini, J. L. Otegui; “Experimental of stress corrosion crack rates and service lives in a buried ERW pipeline”; International Journal of Pressure Vessels and Piping; 84 (2007) 739 – 748.


77

Por tratarse de múltiples defectos, fue necesario determinar si existe interacción entre los

mismos. Las reglas de interacción utilizadas son las que se presentan en el párrafo 9.3.6.5

del código API 579. En resumen:

Configuración entre múltiples fisuras

Criterio de interacción Dimensiones efectivas

c1 + c2 ≥ s 2c = 2c1 + 2c2 + s a = max [a1, a2]

c1 + c2 ≥ s2 a1 + a2 ≥ s1

2c = 2c1 + 2c2 + s2 a = a1 + a2 + s1

Tabla 9. Criterios para la interacción entre defectos planos.

Teniendo en cuenta estos criterios, se identificó un par de defectos interactuando:

Defectos en W6930 + 0,012 m odómetro 4,05 m y 4,7 m siendo su longitud efectiva igual

1982 mm.

Por otro lado, cuando a/t es mayor o igual a 0,8, la fisura se debe considerar pasante. En

los defectos en estudio, a/t es menor a 0,8.

Paso 5 – Factores de seguridad

La tensión primaria, la tenacidad a la fractura del material y las dimensiones de los defectos

(solo la profundidad “a” para defectos superficiales) son modificadas por medio de Factores

de Seguridad Parcial (Partial Safety Factors, PSF) del siguiente modo:

• Pm = Pm . PSFs ; Pb = Pb . PSFs • Kmat = Kmat / PSFk • a = a . PSFa

La definición de los PSF se realiza en base a la Tabla 10 extraída de la API 579.


78

Rky = 6,275 . (Kmat / σys)

Tabla 10. Factores de seguridad API 579 Parte 9.

Se adopta un COV = 0,1, debido a que se conoce la máxima presión interna con certeza.

La probabilidad de falla aceptable es 1 x 10-3 (correspondiente a un factor de seguridad total

de 3,09). Todos los defectos tienen una profundidad menor a 5 mm y el Rky es igual a

1,4951. Por lo tanto:

• PSFs = 1,5 • PSFk = 1 • PSFa = 1

Paso 6 – Tensión de Referencia

La tensión de referencia (𝜎𝑟𝑒𝑓𝑃 ) se calcula teniendo en cuenta las tensiones primarias

definidas en el Paso 2 y las dimensiones de los defectos modificadas según Paso 5.


79

Para el cálculo de 𝜎𝑟𝑒𝑓𝑃 se siguen los lineamientos del Apéndice D de API 579. Este apéndice

describe las ecuaciones de cálculo según características de la falla, condiciones de carga

y tipo de componente. En el caso de estudio se utilizaron las ecuaciones para fisuras

superficiales en la dirección longitudinal en un cilindro sometido a presión interna,

considerando fisuras elípticas (0,03125 ≤ a/c ≤ 2) e infinitas (a/c < 0,03125).

Cuando la carga aplicada es presión interna (p), en el sitio de la fisura se presentan una

tensión de membrana (Pm) y una tensión de flexión (Pb):

𝑃𝑚 = 𝑝𝑅𝑖𝑡

𝑃𝑏 = 𝑝𝑅02𝑅02 − 𝑅𝑖2 [ 𝑡𝑅𝑖 − 32 ( 𝑡𝑅𝑖)2 + 95 ( 𝑡𝑅𝑖)3]

En la realización de los siguientes cálculos, Pm y Pb son afectados por PSFs de acuerdo

al Paso 5, lo mismo para la profundidad a.

Cilindro – Fisura superficial, dirección longitudinal – longitud infinita, presión interna. 𝜎𝑟𝑒𝑓 = 𝑃𝑏 + [𝑃𝑏2 + 9{𝑀𝑠 ∙ 𝑃𝑚 ∙ (1 − 𝛼)2}2]0.53(1 − 𝛼)2

Donde: 𝑀𝑠 = 11 − 𝛼

𝛼 = 𝑎 𝑡⁄

Cilindro – Fisura superficial, dirección longitudinal – forma semielíptica, presión interna. 𝜎𝑟𝑒𝑓 = 𝑔𝑃𝑏 + [(𝑔𝑃𝑏)2 + 9(𝑀𝑠 ∙ 𝑃𝑚 ∙ (1 − 𝛼)2)2]0.53(1 − 𝛼)2

Donde: 𝑔 = 1 − 20 ( 𝑎2𝑐)0,75 𝛼3 𝛼 = 𝑎𝑡1 + 𝑡𝑐


80

𝑀𝑠 = 11 − 𝑎𝑡 + 𝑎𝑡 ( 1𝑀𝑡(𝜆𝑎))

𝑀𝑡(𝜆𝑎) = (1,02+0,4411𝜆𝑎2+0,006124𝜆𝑎41+0,02642𝜆𝑎2+1,533.10−6𝜆𝑎4)0.5, 𝜆𝑎 = 1.818𝑐√𝑅𝑖𝑎

Paso 7 – Cálculo de la Tasa de Carga (Lr)

La tasa de carga (Lr) corresponde al valor de la abscisa en el gráfico FAD. Este valor se

calcula para cada defecto como el cociente entre la 𝜎𝑟𝑒𝑓𝑃 definida para cada defecto y la

tensión de fluencia del material afectada por el factor de seguridad correspondiente.

𝐿𝑟 = 𝜎𝑟𝑒𝑓𝑃𝜎𝑦𝑠

Paso 8 – Intensidad a la fractura atribuida a las cargas primarias (𝑲𝑰𝑷)

Las expresiones para calcular el factor 𝐾𝐼𝑃 se extraen del Apéndice C API 579. En este

análisis 𝐾𝐼𝑃se calculó en función de las cargas primarias en la punta de la fisura.

Nuevamente, en el cálculo se debe considerar las dimensiones del defecto teniendo en

cuenta el factor de seguridad (PSFa).

Cilindro – Fisura superficial, dirección longitudinal – longitud infinita, presión interna.

Superficie interna:

𝐾𝐼 = 𝑝𝑅02𝑅02 − 𝑅𝑖2 [2𝐺0 − 2𝐺1 ( 𝑎𝑅𝑖) + 3𝐺2 ( 𝑎𝑅𝑖)2 − 4𝐺3 ( 𝑎𝑅𝑖)3 + 5𝐺4 ( 𝑎𝑅𝑖)4] √𝜋𝑎

Superficie externa:

𝐾𝐼 = 𝑝𝑅𝑖2𝑅02 − 𝑅𝑖2 [2𝐺0 + 2𝐺1 ( 𝑎𝑅0) + 3𝐺2 ( 𝑎𝑅0)2 + 4𝐺3 ( 𝑎𝑅0)3 + 5𝐺4 ( 𝑎𝑅0)4] √𝜋𝑎

Los coeficientes G0 a G4 se obtienen de la Tabla C.10 del Apéndice C API 579 (ver Tabla

11). Para cada defecto se ingresa en la tabla con los valores de t/Ri y a/t. Para valores

intermedios de t/Ri y a se realiza una interpolación.


81

Tabla 11. Coeficientes G0 a G4.

Cilindro – Fisura superficial, dirección longitudinal – forma semielíptica, presión interna.

Superficie interna:


82

𝐾𝐼 = 𝑝𝑅02𝑅02 − 𝑅𝑖2 [2𝐺0 − 2𝐺1 ( 𝑎𝑅𝑖) + 3𝐺2 ( 𝑎𝑅𝑖)2 − 4𝐺3 ( 𝑎𝑅𝑖)3 + 5𝐺4 ( 𝑎𝑅𝑖)4] √𝜋𝑎𝑄

Superficie externa:

𝐾𝐼 = 𝑝𝑅𝑖2𝑅02 − 𝑅𝑖2 [2𝐺0 + 2𝐺1 ( 𝑎𝑅0) + 3𝐺2 ( 𝑎𝑅0)2 + 4𝐺3 ( 𝑎𝑅0)3 + 5𝐺4 ( 𝑎𝑅0)4] √𝜋𝑎𝑄

G1 y G0 se calculan según:

𝐺0 = 𝐴0,0 + 𝐴1,0𝛽 + 𝐴2,0𝛽2 + 𝐴3,0𝛽3 + 𝐴4,0𝛽4 + 𝐴5,0𝛽5 + 𝐴6,0𝛽6

𝐺1 = 𝐴0,1 + 𝐴1,1𝛽 + 𝐴2,1𝛽2 + 𝐴3,1𝛽3 + 𝐴4,1𝛽4 + 𝐴5,1𝛽5 + 𝐴6,1𝛽6

Ai,j se obtienen de la Tabla C.13 en el Apéndice C de API 579 (Tabla 12) en función de t/Ri,

a/c y a/t. Para valores intermedios es necesario realizar una interpolación.


83

Tabla 12. Coeficientes G0 a G4.

𝛽 = 2𝜑𝜋 . En la punta de la fisura 𝜑 = 𝜋 2⁄ , entonces β = 1.


84

G2, G3 y G4 se calculan en función de G0 y G1 y para una determinada posición en la

fisura. En este caso es de interés conocer KI en la punta de la fisura y por lo tanto se

utilizaron las siguientes ecuaciones:

𝐺2 = √2𝑄𝜋 (1615 + 13 𝑀1 + 16105 𝑀2 + 112 𝑀3)

𝐺3 = √2𝑄𝜋 (3235 + 14 𝑀1 + 32315 𝑀2 + 120 𝑀3)

𝐺4 = √2𝑄𝜋 (256315 + 15 𝑀1 + 2563465 𝑀2 + 130 𝑀3)

Donde: 𝑀1 = 2𝜋√2𝑄 (3𝐺1 − 𝐺0) − 245

𝑀2 = 3

𝑀3 = 6𝜋√2𝑄 (𝐺0 − 2𝐺1) + 85

𝑄 = 1.0 + 1.464 (𝑎𝑐)1.65 𝑓𝑜𝑟 𝑎 𝑐 ≤ 1.0⁄

𝑄 = 1.0 + 1.464 (𝑐𝑎)1.65 𝑓𝑜𝑟 𝑎 𝑐 > 1.0⁄

Paso 9 – Tensión de referencia para la tensión residual

En este paso se calcula la tensión de referencia debida a tensiones residuales (𝜎𝑟𝑒𝑓𝑆𝑅 )

teniendo en cuenta las tensiones residuales definidas en el Paso 2 y las dimensiones de

los defectos modificadas según Paso 5.

Las ecuaciones para el cálculo son las mismas que las utilizadas en el Paso 6.


85

Paso 10 – Intensidad a la fractura debido a tensiones residuales.

La intensidad a la fractura debido a tensiones residuales (𝐾𝐼𝑠𝑟 )se calcula con las mismas

ecuaciones del Paso 8. Se deben utilizar las dimensiones de los defectos afectadas por

PSFa según Paso 2.

En este caso, se supuso que las tensiones residuales son debidas a una presión calculada

como:

𝑝𝑠𝑟 = 𝜎𝑠𝑟 . 𝑡𝑅𝑜

Luego, psr es introducida en lugar de p en las ecuaciones del Paso 8.

Paso 11 – Factor Φ El factor por interacción plástica (Φ) se calcula siguiendo el siguiente procedimiento:

a) Calcular 𝐿𝑟𝑠𝑟 para cada defecto como 𝐿𝑟𝑠𝑟 = 𝜎𝑟𝑒𝑓𝑠𝑟𝜎𝑦𝑠 .

b) Determinar ψ y 𝜑 en función de 𝐿𝑟𝑠𝑟 y Lr (Paso 7) utilizando las Tablas 9.4 a 9.7 de

la Parte 9 API 579.

c) En función de ψ y 𝜑 se calcula el factor Φ. En el caso de estudio se cumple que 0 < 𝐿𝑟𝑠𝑟 ≤ 4, por lo tanto, el factor Φ surge de la ecuación:

𝛷 = 1 + 𝛹𝜑

Paso 12 – Tasa de intensidad a la fractura (Kr)

La tasa de intensidad a la fractura (Kr) corresponde al valor del eje de ordenadas del gráfico

FAD. Esta tasa se calcula según:

𝐾𝑟 = 𝐾𝐼𝑃 + 𝛷𝐾𝐼𝑠𝑟𝐾𝑚𝑎𝑡

Kmat es la fractotenacidad en la soldadura dividida PSFk (ver Paso 2).


86

Paso 13 – Evaluación mediante curva FAD

El valor de Kr y Lr calculado para cada defecto plano debe ser ingresado en el gráfico de la

curva FAD del material. Si el punto (Kri, Lri) se ubica sobre o por debajo de la curva FAD,

entonces el defecto “i” es aceptable en las condiciones de operación establecidas en el

cálculo.

La curva FAD es única para el ducto en estudio. Esta curva se definió según la Figura 24.

𝐾𝑟 = (1 − 0,14(𝐿𝑟𝑃)2)(0,3 + 0,7𝑒𝑥𝑝 [−0.65(𝐿𝑟𝑃)6]) para 𝐿𝑟𝑃 ≤ 𝐿𝑟𝑃 𝑚𝑎𝑥

𝐿𝑟𝑃 𝑚𝑎𝑥 es igual a 1 para materiales con una tensión de fluencia definida, como es el caso

de este análisis.

En el siguiente gráfico se presenta la curva FAD que será utilizada como referencia en el

estudio.

Figura 31. Curva FAD utilizada.


87

6.3.2.Determinación de la presión de falla

Para determinar la presión de falla se procede de igual manera que en el punto 6.3.1,

tomando los mismos datos de entrada para las características de la tubería, propiedades

del material y características de defectos.

Se realizó un proceso iterativo modificando la presión interna del ducto, de manera de

encontrar las condiciones que hicieran que el punto se ubicara sobre la línea del diagrama

FAD, entendiendo a estas condiciones como límites: la presión que hiciera que el punto se

ubicara sobre el diagrama se consideró como presión de falla. Para ello se trabajó sobre la

ecuación antes mencionada de la curva FAD y valiéndose del Excel como herramienta para

agilizar el proceso iterativo.

𝐾𝑟 = (1 − 0,14(𝐿𝑟𝑃)2)(0,3 + 0,7𝑒𝑥𝑝 [−0.65(𝐿𝑟𝑃)6]) para 𝐿𝑟𝑃 ≤ 𝐿𝑟𝑃 𝑚𝑎𝑥

6.4. Resultados obtenidos

En la Tabla 13 y en la Figura 32 se muestran los resultados obtenidos de aptitud para el

servicio.

Defecto Odómetro 𝝈𝒓𝒆𝒇𝑷 𝝈𝒓𝒆𝒇𝒔𝒓 𝑲𝑰𝑷 𝑲𝑰𝒔𝒓 Lr Kr Condición

W 6930 + 0,012 0,46 229,00 65,08 18,09 5,14 0,72 0,37 Aceptable

W 6930 + 0,012 1,288 217,87 61,92 15,64 4,45 0,69 0,32 Aceptable

W 6930 + 0,012 4,036 236,14 67,11 19,59 5,57 0,74 0,41 Aceptable

W 6930 + 0,012 4,683

W 6930 + 0,012 7,43 217,48 61,81 15,55 4,42 0,69 0,32 Aceptable

W 6930 + 0,012 9,322 252,92 71,88 22,89 6,50 0,80 0,47 Aceptable

W 6930 + 11,192

11,684 245,23 69,70 21,41 6,09 0,77 0,44 Aceptable

Tabla 13. Resultados obtenidos API 579 Parte 9.


88

Figura 32. FAD.

En la Tabla 14 y en la Figura 33 se muestran los resultados obtenidos de presión de falla.

Defecto Presión de

falla [Kg/cm2] Factor de seguridad

Presión de operación [Kg/cm2]

MAPO [Kg/cm2]

W 6930 + 0,012 105 1,38 48 76

W 6930 + 0,012 114 1,50 48 76

W 6930 + 0,012 101 1,33 48 76

W 6930 + 0,012 48 76

W 6930 + 0,012 114 1,50 48 76

W 6930 + 0,012 91 1,20 48 76

W 6930 + 11,192 95 1,25 48 76

Tabla 14. Resultados obtenidos de presión de falla.


89

Figura 33. Presión de falla.

6.5. Cálculo a partir de ensayos

En caso de que se determine remover una tubería, es conveniente realizarle una batería de

ensayos antes del descarte. De esta manera, se puede recolectar información para luego

almacenarla en una base de datos. Los cálculos de aptitud para el servicio a partir de

ensayos realizados nos brindarían un resultado real de la presión de falla.

Repitiendo los cálculos realizados en el punto 6.3 y utilizando los valores de ensayos de

materiales descriptos en la Tabla 15 se procede a determinar la presión de falla.

Tensión de Fluencia (σys)

Fractotenacidad (KIc) Tensión residual (σsr)

421,69 Mpa 44 Mpa √𝑚 49,3 Mpa

Tabla 15. Propiedades de materiales obtenidos de ensayos.

La tensión de fluencia se puede hallar realizando un ensayo de tracción en el material,

mediante una prueba hidráulica o mediante un indentador con un módulo de conversión a


90

fluencia (ABI test). En cuanto a la fractotenacidad, se elaboran probetas para luego hacerles

Charpy y convertir la energía absorbida mediante la correlación de Robert-Newton (o alguna

otra que resulte adecuada al caso). Las tensiones residuales se obtienen del corte

longitudinal de una virola o rodaja extraída del tubo, midiendo el desplazamiento entre los

bordes cortados y la ecuación definida por Roark.

En la Tabla 16 y en la Figura 34 se muestran los resultados obtenidos de aptitud para el

servicio.

Defecto Odómetro 𝝈𝒓𝒆𝒇𝑷 𝝈𝒓𝒆𝒇𝒔𝒓 𝑲𝑰𝑷 𝑲𝑰𝒔𝒓 Lr Kr Condición

W 6930 + 0,012 0,46 205,41 205,41 18,09 8,97 0,49 0,85 Aceptable

W 6930 + 0,012 1,288 195,40 195,40 15,64 7,79 0,46 0,74 Aceptable

W 6930 + 0,012 4,036 242,23 107,01 19,59 10,65 0,57 1,09 No Aceptable

W 6930 + 0,012 4,683

W 6930 + 0,012 7,43 217,60 96,13 15,55 8,38 0,52 0,85 Aceptable

W 6930 + 0,012 9,322 265,44 117,27 22,89 13,17 0,63 1,33 No Aceptable

W 6930 + 11,192

11,684 217,86 217,86 21,41 10,46 0,52 1,00 No Aceptable

Tabla 16. Resultados obtenidos API 579 Parte 9.


91

Figura 34. FAD.

En la Tabla 17 y en la Figura 35 se muestran los resultados obtenidos de presión de falla.

Defecto Presión de

falla [Kg/cm2] Factor de seguridad

Presión de operación [Kg/cm2]

MAPO [Kg/cm2]

W 6930 + 0,012 103 1,36 48 76

W 6930 + 0,012 115 1,51 48 76

W 6930 + 0,012 96 1,26 48 76

W 6930 + 0,012 48 76

W 6930 + 0,012 115 1,51 48 76

W 6930 + 0,012 83 1,09 48 76

W 6930 + 11,192 89 1,17 48 76

Tabla 17. Resultados obtenidos de presión de falla.


92

Figura 35. Presión de falla.


93

CAPÍTULO VII

7. Análisis crítico de ingeniería

La presencia de defectos en una tubería en operación hace que cambien las condiciones

en cuanto a la integridad estructural de la misma. Es de suma importancia conocer bien la

defectología presente y llevar a delante tareas de gerenciamiento de integridad como las

descriptas en el punto 6 para poder así tomar una correcta decisión operativa.

De lo expuesto en los cálculos antes realizados se pueden ver diferencias que hacen a la

metodología usada y a parámetros de entrada. Mientras más cerca se esté de la realidad,

mejor se podrán utilizar los recursos y así determinar las condiciones de operación futuras

de un ducto.

7.1. Comparación de resultados

7.1.1.Comparativa FAD

A continuación, se comparan los resultados obtenidos de aptitud para el servicio.

Figura 36. Comparativa FAD teórico vs ensayo.


94

Se puede apreciar en la Figura 36 resultados diferentes del cálculo de aptitud para el

servicio para valores obtenidos de la teoría (valores mínimos exigidos por las normas de

construcción del tubo) y para valores tomados de ensayos de materiales.

Como se puede ver en el cálculo teórico, el resultado indica que la tubería es apta para el

servicio ya que los puntos se encuentran en la zona aceptable del diagrama FAD. Pero si

vemos los resultados del cálculo de ensayos, tres puntos se encuentran en la zona no

aceptable.

La distribución de los puntos nos brinda información sobre el posible comportamiento de

falla que podría sufrir la tubería. Los puntos que son resultado de ensayos realizados en el

material indican un posible colapso elasto-plástico o fractura frágil. Mientras los teóricos se

encuentran dentro del FAD en la zona segura.

Como se pude ver en capítulos anteriores, el FAD es un método pasa no pasa. Es por ello

que realizando el cálculo de presión de falla tendremos un valor empírico más cercano a la

realidad para luego tomar una mejor decisión operativa.

7.1.2.Comparativa de presión de falla

En cuanto a la presión de falla los resultados se muestran en la Figura 37.


95

Figura 37. Comparativa Presión de falla teórico vs ensayo.

En la Tabla 18 se detallan las diferencias porcentuales de las presiones de falla calculadas

mediante los dos métodos.

Defecto Presión de falla teórico

[Kg/cm2] Presión de falla ensayo

[Kg/cm2] Diferencia

[%]

W 6930 + 0,012 105 103 1,90

W 6930 + 0,012 114 115 0,88

W 6930 + 0,012 101 96 4,95

W 6930 + 0,012

W 6930 + 0,012 114 115 0,88

W 6930 + 0,012 91 83 8,79

W 6930 + 11,192 95 89 6,32

Tabla 18. Diferencias de presión de falla.

Si bien los resultados varían al igual que en el caso del diagrama FAD del punto anterior,

se puede apreciar que todos los valores de presión de falla se encuentran por encima de la


96

máxima presión de operación admisible (MAPO). Es por ello que se concluye que el ducto

puede continuar en operación a una presión de 48 Kg/cm2.

El valor de MAPO define los límites de operación y mientras más lejos nos encontremos del

mismo, tendremos un mayor coeficiente de seguridad que nos dará un margen mayor para

operar de manera más segura.

El impacto de los resultados es evidente en términos de decisiones operativas para evitar

una falla catastrófica (Figura 38) con sus consecuencias en la seguridad de las personas,

medio ambiente e impacto económico.

Figura 38. Falla catastrófica en gasoducto.


97

CAPÍTULO VIII

8. Análisis económico

Llevar adelante el plan de acción descripto en el punto 5 es costoso debido a la cantidad

de estudios a realizar. Se debe disponer de una muestra que implica sacar el ducto de

operación y repararlo para que retome su normal funcionamiento. Como otra opción se

puede recurrir a cañerías de iguales características constructivas y realizarle los ensayos.

Sin embargo, esos costos comparados con lo que generaría una falla inesperada se

vuelven menores. Además, con el paso del tiempo se dispondrán de más datos para realizar

los cálculos de aptitud para el servicio. Requiriendo menos ensayos futuros.

Las normas de referencia: ASME B31.8 Gas Transmission and Distribution Piping Systems

y ASME B31.4 Pipeline Transportation Systems for Liquids and Slurries indican que la

inspección interna debe ser realizada cada 5 años. Se trata de recolectar la mayor cantidad

de datos de la inspección principal y luego continuar con el flujograma. Todas las

actividades se realizan en un lapso de tiempo relativamente corto, y nos da el tiempo

suficiente para programar y estudiar la inspección futura.

Los costos aproximados de realizar un estudio de esta magnitud se detallan en la Tabla 19.

Descripción Unidad de

medida Cantidad

Precio unitario U$

Monto U$

Inspección ILI Km 6 83.000,00 498.000,00

Evaluación Directa (examinador nivelado)

Día 3 1.090,00 3.270,00

Ensayos

Realización de Prueba hidráulica

Unidad 1 10.000,00 10.000,00

Ensayo de Charpy con probeta

Probeta 2 1.500,00 3.000,00

Ensayo de tracción con probeta

Probeta 2 2.000,00 4.000,00

Ensayo de tensión residual

Probeta 2 1.000,00 2.000,00

Total U$520.270,00

Tabla 19. Costos asignados al proyecto.


98

Si se diseña una matriz de riesgo teniendo en cuenta las consecuencias y una escala de

frecuencias en términos de ocurrencias/año tendremos una visión del riesgo presente.

Una matriz de riesgo es una herramienta de control y de gestión normalmente utilizada para

identificar el tipo y nivel de riesgo de las instalaciones, sistemas, y/o equipos. Permite

evaluar la efectividad de una adecuada gestión de los riesgos que impactan sobre la misión

de las organizaciones.

La matriz debe ser una herramienta flexible que documente procesos y evalúe de manera

global el riesgo de una institución. Una matriz es una herramienta sencilla que permite

realizar un diagnóstico objetivo de la situación global de riesgo de una instalación.

Una matriz de riesgo también es una tabla que registra los resultados de la evaluación tanto

cualitativa como cuantitativa del riesgo. Si bien existen diferentes matrices de riesgo, la

configuración general tiene una serie de características comunes.

En todas las matrices de riesgo la probabilidad de ocurrencia de una falla se esquematiza

en el eje de las ordenadas, mientras que en el eje de abscisas se registran las

consecuencias.

La probabilidad de falla puede ser obtenida a partir de bases de datos publicadas como

UKOPA (Reino Unido, Gases), EGIG (Europa Occidental, Gas Natural) u OPS (Office of

Pipeline Safety, USA, Gas Natural).

La base de datos de EGIG es una fuente de información importante y confiable para su

utilización en análisis de frecuencias de ocurrencia de fallas en gasoductos de transmisión.

Las consecuencias de los eventos potenciales tendrán su impacto sobre: Personas, Medio

Ambiente y Activos/ Interrupción del Negocio. Para la calibración de la escala de Severidad

en Activos e Interrupción del Negocio se utiliza como referencia valores consultados a

diferentes operadoras de sus matrices corporativas y la normativa de referencia13.

13 API 580 Risk-based Inspection. API 581 Risk-based Inspection Methodology.


99

En la Figura 39 se muestra la matriz de riesgo adoptada.

Figura 39. Matriz de riesgo.

PD (Property Damage): Toda pérdida o daño material, accidental, directo e imprevisto a bienes muebles e

inmuebles de la operadora.

BI (Business Interruption): Perdidas de la Utilidad del Negocio derivado de un daño a las instalaciones de la

operadora.

OEE (Operator Extra Expense): En caso de intervención en pozos.

Si comparamos los costos de llevar adelante el plan de acción con las consecuencias en

términos económicos que provocaría una falla inesperada vemos que si la operadora

asume el riesgo de no realizar este tipo de estudios tendría una consecuencia alta ante la

existencia de un suceso, con afectación a la salud de las personas y daño al medio

ambiente.


100

Para tomar dimensión en números reales, una falla catastrófica de un oleoducto en Julio

del año 2000 en el sur de Brasil14 provoco el derrame de cuatro millones de litros de crudo

al Río Iguazú. Una falla de estas características para un operador en Sudamérica con una

capacidad de transporte promedio de 600.000 bpd (barriles por día), considerando un precio

del barril de petróleo del orden de los 51 U$S/bpd (WTI15 51,45 U$S/bpd al 12-02-2020) y

una reparación simple de tres días, implica una pérdida de ingresos de la compañía

operadora de 92 millones de dólares. La cifra, que de por sí es más que elocuente, no

contempla otros aspectos como remediación medioambiental, penalizaciones y multas,

gastos de logística en zonas de difícil acceso, costos de imagen pública, reputación y primas

de seguros.

Realizar análisis de presión de falla en ductos como el que presenta este estudio es el

objetivo primordial para mantener el nivel de riesgo dentro de valores aceptables para la

operación segura.

14 https://www.educ.ar/ 15 WTI son las siglas de West Texas Intermediate, un crudo referente en el mercado de petróleo. Consultado en https://es.investing.com/

https://www.educ.ar/

https://es.investing.com/


101

CAPÍTULO IX

9. Conclusiones

• Teniendo en cuenta los kilómetros de ductos en operación que aun poseen

soldadura del tipo ERW, tanto en la Argentina como en el mundo, y los niveles de contaminación y daño a las personas que podría ocasionar una falla en los mismos, es de primordial importancia que se tome noción, se implemente y desarrolle un plan de acción para la evaluación de defectos planares de manufactura en ductos.

• El ingeniero de integridad es el responsable de dar solución a la manera de afrontar la problemática ante diversos escenarios de operación y mecanismos de daño activos, brindando una metodología que permita mejorar la predicción de la presión de falla en los ductos.

• Los métodos y normas disponibles para el análisis de defectos planares en ductos son documentos genéricos basados en métodos semiempíricos y no específicamente realizados para tubos, arrojan resultados conservativos.

• El método basado en el diagrama FAD es un método pasa no pasa, para obtener

un valor empírico de presión de falla más cercano a la realizad se debe realizar un proceso iterativo modificando la presión interna del ducto, de manera de encontrar las condiciones límites.

• Las condiciones límites conducen a determinar la operación segura, al crecimiento del negocio y a mantener los niveles de riesgo en valores aceptables.

• El plan de acción para evaluaciones de integridad en ductos presentado tiene toda la relevancia y minuciosidad que exige la industria y los entes de regulación a la fecha.

• Los costos de llevar adelante el plan de acción comparado con las consecuencias de una falla inesperada son extremadamente bajos.

• El riesgo de no realizar este tipo de estudios tiene una consecuencia alta ante la

existencia de un suceso, con afectación a la salud de las personas y daño al medio ambiente.

• La actualización de bases de datos que contengan registros de inspecciones y ensayos realizados en los materiales tiene un valor incalculable para la integridad de las instalaciones.

ESTUDIO DE PREDICCIÓN DE LA PRESIÓN DE FALLA EN …

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