MANTENIMIENTO DE LÍNEAS DE GASODUCTOS

MANTENIMIENTO DE LÍNEAS DE GASODUCTOS Y/O OLEODUCTOS

Para evaluar la gestión del mantenimiento, se han de definir claramente los objetivos que el mantenimiento pretende conseguir. Estos objetivos se fijarán en función de los objetivos de la empresa (rentabilidad, en mercados competitivos). La mejor manera de saber si dichos objetivos se consiguen o no y cómo contribuyen a mejorar la competitividad de la empresa es cuantificarlos en términos monetarios.

El objetivo básico de cualquier gestión de Mantenimiento, consiste en incrementar la disponibilidad de los activos, a bajos costes, permitiendo que dichos activos funcionen de forma eficiente y confiable dentro de un contexto operacional. En otras funciones para las cuales fueron diseñados. Es decir, deben estar centrados en la Confiabilidad Operacional.

El Mantenimiento a ductos en la Gerencia de Transporte y Distribución de Hidrocarburos, abarca diversos tipos de actividades, en las que se incluye el mantenimiento preventivo y correctivo; como parte del mantenimiento preventivo, se pueden realizar las siguientes acciones:

Protección Interior con inhibidores para el control de la corrosión interior en los ductos de transporte de hidrocarburos líquidos y gaseosos, se han establecido programas preventivos y se han hecho uso de diversas metodologías tomadas de referencias y prácticas recomendadas a nivel Nacional e Internacional. Las pruebas de laboratorio y de campo, especificaciones de calidad y selección de los inhibidores de corrosión, se han realizado principalmente, con base en la experiencia y criterios establecidos en las áreas operativas, debido a los resultados obtenidos en la evaluación de la corrosión interior e inyección de inhibidores en ductos.

ANÁLISIS DE RIESGO

Se debe generar un reporte de estado donde se sectoriza la tubería o tuberías donde se analice los factores de:

 Corrosión externa: defectos, velocidad de corrosión, propiedades del medio, potenciales de protección catódica y condición del revestimiento.

 Corrosión interna: defectos, velocidad de corrosión, propiedades del fluido.

 SCC: defectos, susceptibilidad del sistema, propiedades del medio, condición del revestimiento.

 Fisuras: defectos, velocidad de crecimiento, propiedades del material.

 Geometrías: defectos

 Daños por terceros: nivel de actividad, aéreas sensibles.

 Daños naturales: aéreas sensibles.

 Proyección de crecimiento de defectos, por corrosión externa e interna, en un plazo establecido en función de los objetivos planteados en la empresa.

 Cálculo de la probabilidad de falla sectorizada de cada línea, actual y proyectada.

 Cálculo de la consecuencia de falla sectorizada, considerando los factores de impacto.

 Análisis semi-cuantitativo actual y proyectado de riesgo. En la matriz resultante se definen regiones que determinan las prioridades de los distintos cursos de acción.

 Determinación actual y proyectada de la máxima capacidad operativa manteniendo las condiciones actuales de integridad.

 Índices de performance que permiten controlar el estado de integridad del ducto.

Este análisis de riesgo determinara la criticidad de tramos o elementos que necesitan mayor frecuencia de inspección de mantenimiento para evitar una falla.

Dentro de las Acciones de mantenimiento se pueden presentar las siguientes:

 Cambios de tuberías debido a su estado de integridad.

 Renovación de ductos como reparación permanente.

 Excavaciones para reparaciones puntuales y recubrimientos menores.

Dentro de las Acciones de prevención se pueden presentar las siguientes:

 Cambios de ductos.

 Instalaciones de trampas de lanzamiento y recepción.

 Inspección interna (ili).

 Flujo magnético longitudinal (mfl).

 Flujo magnético trasversal (ili tfi).

 Ultrasonido.

 Medición de espesor de pared (ili utep).

 Ultrasonido detección de fisuras (ili utf).

 Ili de mapeo.

 Ili geométrico.

 Relevamientos paso a paso y gradiente (cis/dcvg).

 Análisis de fatiga y tensión umbral de scc.

Dentro de las Acciones de monitoreo del sistema de oleoductos se pueden presentar las siguientes:

 Instalación del sistema scada.

 Implementación de simulador de la operación del ducto y bases de datos.

 Sectorización de patrullajes terrestres (frecuencias diarias, semanales y anuales).

 telegestión de equipos rectificadores.

 Instalacion de estaciones de protección anticorrosiva (epa) a lo largo de la tuberia, para monitorear la velocidad de corrosión y los parámetros del revestimiento.

Para el analisis y escogencia de la técnica o tecnicas de mantenimiento a elegir en un sistema de tuberías se dispone de muchas opciones dentro de estas se encuentran las siguientes:

 Mantenimiento Autónomo / Mantenimiento Productivo Total (TPM)

 Mejoramiento de la Confiabilidad Operacional (MCO)

 Mantenimiento Centrado en la Confiabilidad (RCM) / (MCC)

 Mantenimiento Basado en el Riesgo (MBR)

 Asset Integrity (Integridad de Activos)

 Mantenimiento Centrado en Confiabilidad en Reversa (MCC-R)

 Análisis Causa raíz (ACR)

 Análisis de Criticidad (AC)

 Optimización Costo Riesgo (OCR)

 Inspección Basada en Riesgo (RBI)(IBR).

A continuación se muestra un plan de mantenimiento de forma general aplicado por una empresa transportadora de gas llamada PROMIGAS*

PROMIGAS, con el objeto de garantizar la seguridad, la confiabilidad y la continuidad en los servicios de

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