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8/11/2019 MetodosdeEvaluaciondeDefectosdeCorrosion. Ing.francisco Caleyo
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INSTITUTO MEXICANO DEL PETROLEO
MTODOS DE EVALUACINDE DEFECTOS DE
CORROSIN
Profesor Titular B. Departamento Ingeniera Metalrgica.Centro de Investigacin y Desarrollo en Integridad Mecnica (CIDIM).
ESIQIE. Instituto Politcnico NacionalTel.: (55) 57296000 ext. 54205 E-mail: [email protected]
Instructor: Dr. Francisco Caleyo
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Objetivo, alcances y organizacin
Objetivo: Se presentan los fundamentos tericos y prcticos
de los mtodos de evaluacin de defectos de corrosin
propuestos en la modificacin a la norma NRF-030-2003.
Alcance: Se abordan los mtodos: ASME-B31G, RSTRENG-1
(rea efectiva), PCORRC, RSTRENG-2 y LPC-2. Seconsideran defectos de corrosin internos y externos en elcuerpo de la tubera sometida nicamente a la carga debida ala presin interna.
OrganizacinSe revisan los principios de la evaluacin de defectos de corrosin.Se presenta y justifica la modificacin propuesta a la NRF-030.
Se presentan los principios, ventajas y limitantes de cada mtodo.Se presentan las implicaciones prcticas de su aplicacin.
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Introduccin
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La corrosin en las estadsticas de fallas: EU
En Estados Unidos (1994 - 2005):
1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 20050
5
10
15
20
25
30
35
40
45
50
Nmerodefallas
Ao
Corrosin internaCorrosin externa
Ductos para transmisin de lquidosuctos para transmisin de gas
Las prdidas por incidentes provocados por corrosin enEU se estiman cercanas al 3% del PIB.Fuente: C. Punckt et al., Science 305 (2004) 1133.
1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 20050
5
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Nmerodefallas
Ao
Corrosin internaCorrosin externa
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La corrosin en las estadsticas de fallas: Mxico
194 (13.7%)
74 (5.24%)Corrosin externa
Corrosin internaDao mecnico
Peligro geotcnicoMaterial/soldadura
Otros
10 (0.709%)
204 (14.5%)
929 (65.8%)PG: 0(0%)
Causa de falla Tipo de falla
2 (0.142%)
Fuga pequea
Fuga grande
Ruptura
5 (0.354%)
1404 (99.5%)
En Mxico (1994 2004) :
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Las estadsticas de fallas por causas
En Estados Unidos, la principal causa de fallas en ductosse debe a daos provocados por terceros. La corrosinocupa el segundo lugar en las estadsticas de fallas.
Anlisis del CIDIM de la base de datos de la DOT-OPS.
En Mxico, la corrosin es la primera causa deincidentes. El 65% de las fallas se debe a corrosin
externa. Ms del 99% de las fallas son fugaspequeas.
Anlisis reciente del CIDIM para ductos de PEP.
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Prcticas industriales a nivel mundial
Mtodos para la determinacin de la resistencia residual
de tuberas que presentan corrosin en el cuerpo del tubo.Utilizados en la industria petrolera mundial y respaldadaspor pruebas hidrostticas a escala real.
Geometra regular Geometra compleja ASME/ANSI B31G (NRF-030) RSTRENG-2 (rea efectiva)
RSTRENG-1 (B31G modificado) LPC-2, LPC-1a (1b)
PCORRC LAPA
LPC-1 MTODOS NUMRICOS (MEF)
RSTRENG: Remaining strength; PCORRC: Pipe corrosion failure criterion: LPC: Line Pipe
Corrosion: LAPA: Length Adaptive Pressure Assessment
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Talleres promovidos por la DCO
En 2005, la DCO promueve tres talleres de expertos con el objetivo de
evaluar la conveniencia de modificar la NRF-030-2003 para contar conuna normativa que comprenda mtodos de evaluacin de defectos decorrosin ms exactos y que se adecuen a todas las posiblessituaciones prcticas.
Distrito Federal Mrida
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Resultados de los talleres
Se acuerda que:
El enfoque se debe centrar en esta etapa en los defectos decorrosin en el cuerpo de la tubera.
El mtodo B31G tiene limitantes al evaluar el universo complejo de
propiedades y geometra de defectos.
Es primordial considerar la calidad de los datos sobre losparmetros de anlisis de resistencia remanente.
Existen otros mtodos en uso en la industria petrolera que handemostrado su eficacia y pueden ser utilizados en Mxico.
Es necesario ampliar la norma NRF-030 con el fin de
considerar otros mtodos de evaluacin de defectos decorrosin.
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Informacin requerida
Perfil decorrosin?
Bajatenacidad oTTDF >Top o
constriccin?
Bajatenacidad oTTDFTop o
constriccin?
Defectolargo?
ASME B31G RSTRENG-1 PCORRC RSTRENG-2 LPC-2
SiNo
Si o no seconoce
No NoSi o no seconoce
No
Si (L2/Dt > 20)
Proposicin de modificacin de la NRF- 030-2003
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Proposicin de modificacin de la NRF- 030-2003
La modificacin de la NRF-030-2003 permitir:Considerar geometras de defectos simples ycomplejas.
Considerar las propiedades de los materiales utilizadosen la fabricacin de la tubera.
Considerar el estado de informacin sobre la operaciny mantenimiento de los ductos.
Considerar los posibles comportamientos de la tubera
afectada por defectos de corrosin durante la falla:Colapso plstico vs. Fractura frgil
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Estudios anteriores
Methods for assessing corroded pipelines- Review,validation and recommendations.Pipeline Research Council International (PRCI). PR-273-9803. 2002.
The Pipeline Defect Assessment Manual.Joint Industry Project. 2001
Appraisal and Development of Pipeline DefectAssessment Methodologies.Minerals Management Service. CH109R001. 2000
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Methods for assessing corroded pipelines. PRCI. 2002.Las ecuaciones B31G, RSTRENG-1, PCORRC Y LPC-1 son adecuadaspara una evaluacin preliminar (screening).
La ecuacin B31G es particularmente recomendada para casos donde se
sospecha que el material es de baja tenacidad o de alta TTDF.Las ecuaciones RSTRENG-2, LPC-2, LPC-1a y LPC-1b son adecuadaspara un nivel de anlisis ms complejo.
Los mtodos numricos, como la MEF, son adecuado en niveles de
anlisis ms completos (esfuerzos combinadas).El esfuerzo crtico en el espesor remanente de la tubera que falla porcolapso plstico est relacionado al esfuerzo ltimo a la tensin (UTS).
La pruebas a escala real han mostrado que el UTS mnimo especificado
permite realizar predicciones de presiones de fallas realistas en estoscasos.
Estudios anteriores (cont.)
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Methods for assessing corroded pipelines. PRCI. 2002.
Algunos ductos pueden presentar fallas debidas a un comportamientodependiente de la tenacidad.
Estrictamente, estos mtodos no aplican en materiales de baja tenacidad.
A la fecha no existen datos experimentales suficientes para especificar unlimite inferior de tenacidad que permita predecir un comportamiento frgil.
La exactitud y precisin en la medicin de la geometra del defecto escrucial en la evaluacin de la resistencia remanente de la tubera.
Los mtodos de evaluacin no permiten considerar explcitamente elefecto de la incertidumbre en los parmetros de entrada.
Estudios anteriores (cont.)
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Principios de evaluacin de
la resistencia remanentesde ductos en presencia de
defectos de corrosin
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Un poco de historia
Mecnica de la fractura: Por qu fallan las cosas?
1500: Leonardo DaVinci mide la resistencia a la tensin de alambres de Fe.1800: Pruebas de impacto en barras de hierro y acero con grietas paradeterminar temperatura de transicin dctil-frgil (TTDF).
20s: Griffith publica la relacin cuantitativa entre el tamao de una grieta y elesfuerzo de fractura.
50s: Desarrollo de la mecnica de fractura basada en conceptos modernoscomo el factor de intensidad de esfuerzos K y la Integral J.
60s: Folias introduce el factor de abultamiento en grietas pasantes.70s: Batelle desarrolla modelos de fallas de colapso plstico y dependientes
de la tenacidad incluidos en el reporte AGA-NG-18.80s: Se desarrollan el modelos ANSI/ASME B31G.90s: Se desarrollan el modelo RSTRENG-1 (B31G modificado).
Se desarrollan el modelo RSTRENG-2 de rea efectiva.
Se desarrolla el modelo PCORRC.Se desarrolla el modelo DNV RPF101.Se desarrollan los modelos LPC.
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Modelos de Carga Resistencia
Todas las ecuaciones de evaluacin de presin segurade operacin PS en los modelos independientes de latenacidad (colapso plstico), tienen la forma:
PS = Fs Po Rs
Fs: Factor de seguridad: Fs 1.0
Po: Presin de falla del tubo sin defectosRs: Factor de resistencia remanente: 0 Rs 1.0
La ecuacin de falla se reduce a:
PF = Po Rs
In teg ridad: Carga FS Resistencia
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Carga y resistencia en un ducto
En los modelos independientes de la tenacidad (colapso
plstico), la ecuacin de falla se puede escribir como:
Po es funcin del esfuerzo de flujofy del dimetro D y espesor de la
pared del tubo t.
Rs es funcin de las dimensiones del
defecto (L: longitud, d: profundidad),relativas a las dimensiones del ducto.
f f o f sP ( , D, t, L,d) = P ( , D, t) R (d/t, L/ Dt )
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Comportamiento durante la falla
* Adaptado de A. Coshan, P. Hopkins. The PDMA. IPC2002
aumenta d
Longitud normalizada del defecto L/ Dt
f oP /Paumenta
la
tenacidad
disminuye
la agudeza
del defecto
defecto agudo
defecto romo
Presin de falla
del tubo con
defecto
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Comportamiento durante la falla (cont.)
Los ductos son generalmente tenaces y dctiles y operan a
temperaturas superiores a la TTDF.Es deseable asegurar que la falla ocurra siguiendo mecanismos defractura dctil, incluyendo cierta combinacin de deformacin plstica,inicio de la grieta y desgarramiento final dctil.
El papel relativo de la deformacin plstica y la fractura frgil dependede la tenacidad del material y la geometra del defecto.Cuando la tenacidad disminuye y los defectos de corrosin son msprofundos y estrechos (agudos), la presin de falla del tubo disminuye.
Por encima de cierto valor mnimo de tenacidad, la falla ocurre porcolapso plstico y est controlada por la resistencia del material.Si el material es dctil, el comportamiento durante la falla de losdefectos profundos y estrechos tambin es controlado por la
resistencia del material.Por debajo de cierto lmite de tenacidad del tubo la falla puedepresentar un comportamiento frgil.
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Ejemplo: Ducto con D= 16 y t = 0.25
25 lbp
250 lbp
12 lbp Ej.: Soldadura arco
elctrico de baja frecuencia
Los defectos de corrosinreales (romos) se comportangeneralmente como muestra
esta figura (an cuando latenacidad no sea tan alta).
API grado 52,
Tomado de Pipeline Rules of Thumb Handbook, 6th Edition
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Colapso plstico
La falla ocurre por un mecanismo de fractura dctil que
incluye la combinacin de una deformacin plsticaconsiderable, iniciacin de grieta y desgarramiento finaldctil. El proceso est controlado por la resistencia del
material.
Tomado de Piping and Pipeline Assessment Guide. A Escoe. 2006.
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La NRF-030 y el colapso plstico
Todos los mtodos de evaluacin de defectos
propuestos para ser incluidos en la NRF-030 sonindependientes de la tenacidad. En ese sentido,
pueden considerarse basados en la presuncin deque la falla ocurrir por colapso plstico.
Ante la posibilidad de un posiblecomportamiento frgil durante la
falla, se deben utilizar criterios demecnica de la fractura o utilizarmtodos conservadores, calibradoscontra bases de datos sobre fallas
que incluyan estas situaciones(B31G, RSTRENG).
Tomado de Piping and Pipeline Assessment Guide. A Escoe. 2006.
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Lmites de tenacidad publicados
A la fecha no existen datos experimentales que permitan
establecer el valor de tenacidad a partir del cual se puede asegurarque la falla ocurrir por colapso plstico.
Los lmites publicados incluyen valores tales como:
API requiere 20 lbp (transversal) y 30 lbp (longitudinal) a 0 C.
NG-18 requiere 16 lbp (21 J) para utilizar criterios de fractura y 30 lbp (40 J) para criterios de colapso plstico.
La aplicacin de PCORRC requiere 30 lbp (41 J)
La aplicacin de LPC-1 (DNV) requiere 20 lbp (27 J)
En el PDAMrecomienda 13 lbp (t=1) (18 J) como valor lmiteinferior.
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Interaccin entre defectos
Tomado de Piping and Pipeline Assessment Guide. A Escoe. 2006.
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Los defectos de corrosin pueden
ser tratados independientemente si:1) La separacin angularcircunferencial entre los defectosadyacentes cumple:
2) El espaciamiento s entre los
defectos adyacentes cumple:
Reglas de interaccin en DNV-RP-101 (modelos LPC)
360t
D=
2.0s Dt=
Las modificaciones propuestas a la NRF-030 no especificanreglas de interaccin entre defectos.
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Condiciones de carga
Las ecuaciones de fallas propuestas en la modificacin de la NRF-030
consideran nicamente la carga debida a la presin interna del fluido.
El esfuerzo aplicado a la pared del ducto (hoop stress. H) debido a lapresin del fluido (de operacin, Pop) se determina a travs de*:
2
op
HP D
t =
* Pared delgada: D > 10t
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Constriccin: esperando lo inesperado
Definicin: Estado de esfuerzos triaxiales en el vrtice del defecto.
Origen: Incapacidad del material de deformarse plsticamente en elvrtice del defecto debido a la influencia constrictora del material quelos rodea.
2
I
YS
K
t d
21
1 I
YS
Kd
t t
sin constriccin
21
1 I
YS
Kd
t t
<
con constriccinCriterio de constriccin
( / )I op
K f L d P d=
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Constriccin: esperando lo inesperado (cont.)
Implicaciones: Peligro de que se establezcan condiciones propicias
para que la falla ocurra por fractura frgil cuando se espera uncomportamiento dctil.
Condiciones: Combinacin de factores como una tubera de pared
gruesa, defectos de profundidad media, alta resistencia de la tuberay bajo esfuerzo aplicado.
NO ES POSIBLE ESTABLECER UN CRITERIO SIMPLE PARA PREDECIREN QU CONDICIONES LA CONSTRICCIN JUGAR UN PAPEL
PREPONDERANTE.
Siempre es recomendable consultar especialistas en Mecnica de laFractura para evaluar el estado de constriccin del defecto.
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Incertidumbres en los parmetros de evaluacin
Los mtodos de evaluacin de defectos de corrosin propuestos en lamodificacin a la NRF-030-2003 no contemplan el manejo de las incertidumbres
de las variables incluidas en las ecuaciones de fallas.
DISTRIBUCIONES DE LAS VARIABLES
Tipo Covarianza
Dimetro DEspesor t
Cedencia YS
Normal 0.06%Normal 1%
Lognormal 3.5%
Fuente.
Fab. o Liter.Fab. o Liter.
Fab. o Liter.
Profundidad d0
Longitud L0
V. corrosin vc
Normal 15%
Normal 20%
Weibull 10 %
CIDIM
CIDIM
Literatura
Ducto
Defecto
P. operacin Pop Gumbel 5% OperacinOpera
c.
Variable
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Incertidumbres de los modelos
Los errores intrnsecos de los modelos que sustentan las
ecuaciones de fallas se originan principalmente debido a:
La idealizacin de la geometra del defecto. La simplificacin en la seleccin del esfuerzo de flujo. El papel relativo de la constriccin. El papel relativo del desgarramiento dctil.
El mejor modelo (ecuacin de falla) es aquel que predicela presin de falla real con mayor exactitud y mayorprecisin para las mismos errores en las variables quealimentan el modelo.
En esto radica la importancia de las pruebas a escala real.
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Pruebas a escala real
Las pruebas a escala real se
realizan a travs de ensayoshidrostticos, en condicionescontroladas, para evaluar el
comportamiento de defectosdurante la falla.
Existen bases de datos publicadasde los resultados de pruebas aescala real. Ejemplos: PRCI (124 def.).
Universidad de Waterloo (20 def.). Advantica (112 def.).
Ver: Methods for assessing corro ded pipel ines. PRCI. PR-273-9803. 2002.
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Papel de las pruebas a escala real
Ejemplo: Presiones de fallapredichas en ductos libres de
defectos (37 ensayos)
Se concluy que los
esfuerzos de fallastienen mejorcorrespondenciacon el esfuerzo
ltimo a la tensin(UTS).
Los mtodos propuestos en modificacin de la NRF-
030 estn todos validados con pruebas a escala real.
Tomado de: Methods for assessing corroded pipelines. PRCI, PR-273-9803. 2002.
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Principios de seleccin de los modelos de falla
La seleccin del mtodo ms apropiado para la
evaluacin de defectos de corrosin debe estarbasada en los siguientes elementos:
PROPIEDADES MECNICAS DE LA TUBERA.
COMPORTAMIENTO ESPERADO DURANTE LA FALLA.
GEOMETRA DE LOS DEFECTOS. CONDICIONES DE CARGA.
INCERTIDUMBRE DE LOS PARMETROS.
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Evaluacin de daos por corrosin: AGA-NG-18
Los mtodos B31G y RSTRENG-1 son modificaciones de la
ecuacin de falla NG-18 desarrollada por Batelle para laAmericanGas Association en la dcada de los aos 60.
Es importante mencionar la ecuacin NG-18 pues esta introduce:
El concepto de esfuerzo de flujo f, el cual permite tomar encuenta el endurecimiento por deformacin de un material conesfuerzo de cedencia SMYS. Para ductos, se ha encontrado que,
como regla, el esfuerzo de flujo es 10 ksi superior al esfuerzo decedencia).
El factor de Folias (MT) el cual describe el abultamiento de lapared de un recipiente presurizado en las zonas donde ocurre un
adelgazamiento. Este efecto es ms pronunciado en tubera dedimetro pequeo y paredes delgadas.
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Ecuacin de falla NG-18
La ecuacin de falla NG-18 independiente de la tenacidad para
un defecto de corrosin aislado en el cuerpo del tubo es:
A
A0
El tubo falla cuando el esfuerzo debido a la presin interna supera,
en el ligamento remanente, el esfuerzo de flujo f definido como:f= SMYS+10 ksi
2 4
TM = 1+ 0.6275 0.003375Dt Dt
L L
0
0 T
A1
A
A 11A M
f
=
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Limitantes de la ecuacin de falla NG-18
Considera defectos axiales (5 grados de desviacin). La longitud de
los defectos se proyecta en la direccin axial del tubo.
Es inexacto y subestima la resistencia remanente de la tubera enpresencia del defecto.Es tambin conservador al asumir defectos mucho ms agudos quelos defectos de corrosin (romos en su mayora) que se encuentran
en la prctica cotidiana.No aplica a defectos de longitud normalizada L2/Dt > 20.
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Evolucin de la AGA-NG-18
Los mtodos B31G y RSTRENG-1 son modificaciones
de la ecuacin NG-18.
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Modelo B31G
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Mtodo ASME B31G: Principios bsicos
El tubo falla cuando el esfuerzo debido a la presin interna
supera, en el ligamento remanente, el esfuerzo de flujof definido como:
f= 1.1 SMYS
Esto introduce un factor de seguridad intrnseco similar alde las pruebas hidrostticas.
La forma del defecto se aproxima a parablica definida porla longitud axial L del defecto y su profundidad mxima d.
El factor de Folias (MT) se simplifica a dos trminos en
lugar de tres.Se desarroll buscando que fuera lo ms simple posible.
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Mtodo ASME B31G: Modelo y ecuaciones de fallas
f 0 S
0
S
T
S
2
T
P = P R 2 t
1.1 P =D
2 d13 tR = si 4.479
2 d 1 Dt1
3 t M
dR = 1 si 4.479
t Dt
M = 1+ 0.893 Dt
f
f SMYS
L
L
L
=
>
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Mtodo B31G. Ejemplo: D = 12 pulg. t = 3/8 pulg. API X52
0 1 2 3 4 5 6 7 8
4
3
2
1
0
Dt
L
Pf(ksi)
d/t = 0.1
d/t = 0.2
d/t = 0.3
d/t = 0.4
d/t = 0.5
d/t = 0.6
d/t =0.7
d/t =0.8
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Mtodo ASME B31G: Revisin
Produce los valores ms conservadores de presin de falla
para defectos de longitud considerable.La incertidumbre del modelo es la mayor.
Es relativamente conservador cuando se aplica a tuberas de
baja tenacidad o con una TTDF mayor que la temperatura deoperacin.
No es apropiado para la determinacin de la presin de falla
de defectos tipo grieta.No es apropiado para materiales con SMYS/UTS1.0 como
grado X70 y X80.
No considera la presencia de material intacto entre defectosde corrosin prximos.
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S U O C O O O
Mtodo ASME B31G: Ejemplo de aplicacin
Evale la presin de falla en la tubera de ensayos prcticos paralos defectos tpicos incluidos utilizando la ecuacin de falla B31G.
Asuma que se trata de una tubera construida con un acero API-5L grado X52. El dimetro de la tubera es D = 12 pulg. y su
espesor t = 3/8 pulg.
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Modelo RSTRENG-1
(B31G modificado)
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El tubo falla cuando el esfuerzo debido a la presin interna
supera, en el ligamento remanente, el esfuerzo de flujof definido como: f= SMYS+ 10 ksi
La forma del defecto se aproxima como intermedia entre
fondo plano y parablica. El rea del defecto se aproximacomo: A = 0.85dL.
El factor original de Folias de tres trminos se reintroduce.Se desarroll buscando que fuera ms exacto que el B31G.
Mtodo RSTRENG-1: Principios bsicos
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Mtodo RSTRENG-1: Ejemplo: D = 12 pulg. t = 3/8 pulg. API X52
4
0 1 2 3 4 5 6 7 8
3
2
1
0
Dt
L
Pf(ksi)
d/t = 0.1
d/t = 0.2
d/t = 0.3
d/t = 0.4
d/t = 0.5
d/t = 0.6
d/t =0.7
d/t =0.8
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Mtodo RSTRENG-1: Validacin del modelo
La ecuacin tambin se calibr para predecir conservadoramente las
fallas de ductos corrodos, algunos de los cuales se sospechaba queposean baja tenacidad o una TTDF relativamente alta .
Consecuentemente, se cree que la ecuacin de falla RSTRENG-1 es aplicable
en ductos de baja tenacidad .Validacin publicada por PRCI, PR-273-9803. 2002
93 defectos reales 82 defectos maquinados
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Mtodo RSTRENG-1: Revisin
Produce resultados ms exacto que el B31G en la
prediccin de la presin de falla cuando L2/Dt > 20.
Presenta una menor incertidumbre como modelo deprediccin.
Es relativamente conservador cuando se aplica a tuberasde baja tenacidad o con una TTDF mayor que latemperatura de operacin.
No es apropiado para la determinacin de la presin defalla de defectos tipo grieta.
No es apropiado para materiales con
SMYS/
UTS
1.0como grado X70 y X80.
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Mtodo RSTRENG-1: Ejemplo de aplicacin
Evale la presin de falla en la tubera de ensayos prcticos paralos defectos tpicos incluidos utilizando la ecuacin de fallaRSTRENG-1 (B31G modificado). Asuma que se trata de unatubera construida con un acero API-5L grado X52. El dimetro de
la tubera es D = 12 pulg. y su espesor t = 3/8 pulg.Compare los resultados con los predichos por el modelo B31G.
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Modelo PCORRC
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Mtodo PCORRC: Modelo y ecuaciones de fallas
f 0 S
0
S
P = P R
2 t P =
D
Para todas las longitudes:
d 1R = 1
t Dt d1
t
1 exp
f
f UTS
LC
=
C se ajust empricamente:C = -0.16
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Mtodo PCORRC: Ejemplo: D = 12 pulg. t = 3/8 pulg. API X52
0 1 2 3 4 5 6 7 8
4
3
2
1
0
Dt
L
Pf(ksi)
d/t = 0.1
d/t = 0.2d/t = 0.3
d/t = 0.4
d/t = 0.5
d/t = 0.6
d/t =0.7
d/t =0.8
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Mtodo PCORRC: Validacin del modelo
La ecuacin se calibr parapredecir lo ms acertadamenteposible la relacin entre la presinde falla y la geometra ypropiedades del material en el
colapso plstico.Validacin publicada por PRCI, PR-273-9803. 2002
93 defectos reales 82 defectos maquinados
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Mtodo PCORRC: Revisin del modelo
Produce resultados ms exactos que los modelos B31G y
RSTRENG-1 para todas las longitudes de defectos. Presenta una menor dispersin en los resultados de las
estimaciones.
Est especficamente orientado al colapso plstico.
Su aplicacin requiere conocer con certeza las propiedadesdel material.
Es ms apropiado para materiales con SMYS/UTS 1.0como grado X70 y X80.
Su aplicacin no est tan extendida.
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Modelo RSTRENG-2(rea efectiva)
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Mtodo RSTRENG-2: Principios bsicos
Se aplica el modelo RSTRENG-1 en secciones de la
proyeccin del perfil del defecto en el plano axial de latubera.
La proyeccin tipo fondo de ro se divide en secciones
y se determina Pfi en cada una de ellas. La presin defalla del defecto corresponde a la mnima de laspresiones as determinadas.
Es posible considerar la interaccin entre defectos ypredecir la presin de falla del defecto combinado condimensin equivalente.
Mantiene las premisas del modelo RSTRENG-1 conrespecto al tipo de material y condiciones de fallas.
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Mtodo RSTRENG-2: Modelo y ecuaciones de fallas
f i 0 Si 0
i
Si
i
T
T
2 t P = P R 10 P =
D
d1 0.85
t R =d 1
1 0.85t M
Para cada L , el factor de folias M es el mismo
que en el modelo RSTRENG-1
ff SMYS
i
i i
ksi
= +
{ }f 0 SiP = P Rmin
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Nota de aplicacin. Software RSTRENG 5
Atencin: Para cada seccin, se determina el reaAi y se calculala profundidad del defecto d
i
utilizando: di
=Ai
/(0.85Li
).
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Mtodo RSTRENG-2: Aplicacin a defectos que interactan
La agrupacin de defectos puede reducir la presinde falla del ducto. En el RSTRENG-2, una vez quese ha detectado que los defectos interaccionan seprocede a combinar los mismos para obtener todaslas posibles configuraciones de defectoscombinados con diferentes longitud y profundidad.
2
!
22!( 2)!n
nn
C n
= =
n
m
Es el coeficiente binomial mCn,el cual representa el nmerode elegir m objetos a partir deuna coleccin de n objetos.
n 2Cn
2 13 3
5 10
7 21
10 45
El nmero de combinaciones posibles es:
-
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Validacin publicada por PRCI, PR-273-9803. 2002
Mtodo RSTRENG-2: Validacin del modelo
99 defectos
Esta validacin y la prctica ha mostrado que las estimaciones del modelopueden resultar conservadoras con relacin a la presin de falla real.
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Mtodo RSTRENG-2: Revisin del modelo
En general produce resultados ms exactos que los modelosbasados en geometra simple del defecto. Se utiliza en niveles deanlisis superiores.
Es ptimo en el anlisis de defectos largos con geometracompleja, en los cuales es difcil medir la longitud.
Es relativamente conservador cuando se aplica a tuberas de bajatenacidad o con una TTDF mayor que la temperatura de operacin.
Se debe aplicar con precaucin en ciertas geometras de defectos.
Ej.: en picaduras contenidas en reas con prdida de metalgeneralizada.
No es apropiado para materiales con SMYS/UTS1.0 como gradoX70 y X80.
Es el menos exacto de los modelos capaces de considerar lageometra compleja de los defectos de corrosin.
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Mtodo RSTRENG-2: Ejemplo de aplicacin
Evale la presin de falla de los defectos en la tubera de
ensayos prcticos utilizando el procedimiento RSTRENG-2.Asuma que se trata de una tubera construida con un acero API-5L grado X52. El dimetro de la tubera es D = 12 pulg. y suespesor t = 3/8 pulg.
Compare los resultados con los predichos por los modelosB31G, RSTRENG-1 y PCORRC.
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Modelo LPC-2
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Mtodo LPC-2: Principios bsicos
Se basa en la aplicacin repetida de la ecuacin de falla
LPC-1 (Advantica, DNV) al perfil de corrosin proyectado(en el plano axial) que resulta de seccionar la pared deltubo a diferentes profundidades.
La presin de falla es la mnima entre todas las estimadasen este proceso iterativo.
Es un mtodo del tipo espesor de pared efectivo
Est especficamente orientado a caracterizar la presin defalla dominada por colapso plstico.
Permite considerar la interaccin entre defectos y predecirla presin de falla debido a la interaccin (LPC-3).
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Principios bsicos del modelo LPC-1
El modelo LPC-1 es la base de clculo de la presin de
falla del procedimiento iterativo en el modelo LPC-2.En el modelo LPC-1 se asume que el tubo falla cuandoel esfuerzo equivalente (Von Mises) supera, en el
ligamento remanente, el esfuerzo ltimo a la tensintransversal:
f= UTS
Recomendado cuando la tenacidad es superior a 20 lbp(27 J) y temperaturas superiores a la TTDF.
Es un modelo orientado especficamente al colapsoplstico.
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Modelo y ecuaciones de fallas del modelo LPC-1
f 0 S
0
2
S
P = P R
2 t
P = D - t
d1
tR = Q = 1+ 0.31d 1 Dt
1 t Q
f
f UTS
L
=
Calibracin 86 defectos reales
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Seccionamiento del defecto en el modelo LPC-2
A
El defecto se secciona segn la profundidad dj (10 a 50 intervalos). Para cada seccinse define la zona del defecto cuya profundidad es menor que d
j
(patch) y las zonascuyas profundidades son mayores que dj (pits).
Se conoce en la literatura como modelo pits within the patch.
Tomado de : DNV-RP-F101, Corroded Pipelines, Det Norske Veritas, 1999.
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Se calcula la PfT de todo el defecto utilizando la ecuacin de falla LPC-1 con :
d= dprom =A/L y longitudL.
Para cada seccin con profundidad dj: Se calcula la presin de falla delpatch Pfpj utilizando la ecuacin LPC-1 con:
Profundidad: d= dpj =Apatchj/L y longitud:L
Se calcula la prdida de rea y la profundidad promedio de la picadura idealizada por uncilindro con base li:
dpiti =Apitili
Se calcula el espesor de pared efectivo de una tubera cuya presin de falla es la presindelpatch, Pfpj.
Se corrige la profundidad promedio de cada picadura con respecto a te: depi = dpiti(t- te)
Determinacin iterativa de la presin de falla en LPC-2
e
Pt =
(2 P )
fpj
UTS fpj
D
+
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Determinacin iterativa de la presin de falla en LPC-2
Se calcula la presin de falla de cada una de las N picaduras Pfpiti utilizando la ecuacinLPC-1 con:
profundidad d= depi y longitudL = li
Se calcula la presin de falla de todas las posibles combinaciones de las picaduras Pfmnutilizando los procedimientos LPC-3 de combinacin de defectos (ver ms adelante).
Se determina la presin de falla asociada a la seccin que se analiza como:
Pfj = min{Pfpit1. PfpitN, Pfmn, Pfpj, PfT}
Se repite el procedimiento para cada una de las ksecciones de profundidad hasta cubrir
todo la profundidad del defecto. Cada paso produce un valor Pfj. Se determina la presin de falla utilizando la ecuacin LPC con la profundidad y longitudmximas (d, L) del defecto: Pfm.
LA PRESIN DE FALLA SER EL VALOR MNIMO ENCONTRADO EN TODO ELPROCESO:
Pfj = min{Pfj, Pfm} j = 1.k
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Interaccin de defectos en los modelos LPC (LPC-3)
Longitud y profundidad del defectoequivalente al combinar los defectos(na m).
Reglas de agrupamiento
Tomado de : DNV-RP-F101, Corroded Pipelines, Det Norske Veritas, 1999.
i=m-1
i=n
= + ( + )nm m i il l l s =
=
=i m
i i
i nnm
nm
d l
dl
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Mtodo LPC-2: Validacin del modelo
Validacin publicada por PRCI, PR-273-9803. 2002
99 defectos
Este modelo muestra la mayor consistencia en exactitud y precisinrespecto a las presiones de falla reales.
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Mtodo LPC-2: Revisin del modelo
En general produce resultados ms exactos y ms precisos que el
modelo RSTRENG-2. Es tambin ptimo en el anlisis de defectos largos con geometra
compleja, en los cuales es difcil medir la longitud.
Se recomienda para niveles de evaluacin de defectos superiores yrequiere programas de clculo ms avanzados.
Es ms apropiado para materiales con SMYS/UTS1.0 como grado
X70 y X80.
Es el ms conservador al tratar la interaccin entre los defectos.
No se debe utilizar si se desconocen las propiedades del material,debido a su aplicabilidad especfica al colapso plstico.
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COMPARACIN DE
LOS MODELOS
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Comparacin
Resultados de pruebas
a escala real. Mtodospara defectos degeometra simple.
RSTRENG-1 PCORRC.
B31G
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Comparacin: Exactitud y precisin
Resultados comparativos de la exactitud y precisin de las
prediccin de la presin de falla para 198 defectos (93 reales, 102maquinados y 3 ductos libres de defectos)*.
*Tomado de Methods for assesing corroded pipel ines. PRCI. PR-273-9803. 2002.
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Comparacin: Errores de los modelos
*Tomado de Methods for asses ing co rroded p ipel ines. PRCI. PR-273-9803. 2002.
Este tipo de resultado es
importante para introducir los
errores del modelos en losanlisis de confiabilidad.
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Sensibilidad de los modelos a las incertidumbres
0 1 2 3 4 5 6 7 8
4
3
2
1
0
Dt
L
Pf(ksi)
d/t = 0.1
d/t = 0.2
d/t = 0.3
d/t = 0.4
d/t = 0.5
d/t = 0.6
d/t =0.7
d/t =0.8
0 1 2 3 4 5 6 7 8
4
3
2
1
0
Dt
L
Pf(ksi)
0 1 2 3 4 5 6 7 8
4
3
2
1
0
Dt
L
Pf(ksi)
0 1 2 3 4 5 6 7 8
4
3
2
1
0
Dt
L
Pf(ksi)
d/t = 0.1
d/t = 0.2
d/t = 0.3
d/t = 0.4
d/t = 0.5
d/t = 0.6
d/t =0.7
d/t =0.8
FPL
FP(d/ t )
Modelo PCORRC
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Sensibilidad de los modelos (cont.)
Las variaciones en la profundidad del defecto se manifiestan msacentuadamente en los resultados de la evaluacin de la presin de
falla que las variaciones de la longitud del defecto.Entonces: al medir la geometra del defecto es importante lograr lamayor exactitud posible en la determinacin de la profundidad.
En el modelo B31G, este anlisis debe realizarse con extremadocuidado en la zona de longitudes L2/Dt ~20 donde este modelopresenta una discontinuidad.
Debido a la forma de las superficies de fallas PF
=f(d/t, L/Dt), elmodelo PCORRC muestra una mayor sensibilidad a los errores dela variables que lo alimentan.
Con respecto a las dimensiones del tubo y sus propiedades, la
variable que ms influye en los resultados es espesor de paredseguida del esfuerzo de flujo y finalmente el dimetro.
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Revisin de la comparacin
El modelo B31G produce los resultados ms inconsistentes. Esmuy conservador para defectos largos y produce las mayores
presiones de fallas para defectos cortos y profundos.
El factor de folias de tres trminos del RSTRENG-1 tiene laventaja de producir una funcin de falla continua y de mayor
exactitud que el modelo B31G. Los errores de modelo de la ecuacin RSTRENG-1 son
inferiores a los de la ecuacin B31G.
La ecuacin de falla PCORRC tiene asociada los menoreserrores de modelo, tanto en exactitud como en precisin.
Esta ventaja es especialmente til cuando se conoce que la
tenacidad del material es elevada y puede ser aplicado el modeloPCORRC.
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Resultados de pruebas a escala real: RSTRENG-2 y LPC-2
RSTRENG-2 LPC-2
*Tom ado de Metho ds fo r assessin g co rro ded pip el ines. PRCI. PR-273-9803. 2002.
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Revisin de la comparacin
El modelo LPC-2 produce resultados ms exactos y precisos que elmodelo RSTRENG-2.
Esta ventaja es especialmente til cuando se conoce que latenacidad del material es elevada y puede ser aplicado el modeloLPC-2.
El modelo RSTRENG-2 es el ms conservador para todo el rangode profundidad de defectos.
Las estrategias de evaluacin de la interaccin entre defectos sondiferentes. La opinin en la literatura es que dichas estrategias sonms realistas en el modelo LPC-2.
El modelo RSTRENG-2 es ms sencillo de aplicar y se encuentransoftwares comerciales que lo contienen.
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2432
4048
5664
72
d
t
0
9
19
28
38L
0
50
Variacin
2432
4048
5664
72
d
t
0
9
19
28
38L
( )
B31G vs. RSTRENG-1Variacin = 100%(RSTRENG B31G )/B31G
Las diferencias entre los cdigos ASME B31G y su versin modificada RSTRENG-1 son notablemente apreciables para defectos con L2/Dt > 20.El modelo B31G no siempre es ms conservador que el modelo RSTRENG-1.La mayor exactitud y precisin del modelo RSTRENG-1 es un criterio de peso a lahora de seleccionar uno u otro; Ej. al planificar las reparaciones.
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G S G
-
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B31G vs. RSTRENG-1. Mito y realidad
Mito: La ecuacin de falla del modelo B31G produce siempre los resultadosms conservadores.
Realidad: La pregunta Qu mtodo es ms conservador? No tiene una
respuesta sencilla o nica. Depende de factores como las dimensiones deldefecto y las propiedades del material.
0 1 2 3 4 5 6 7 8
4
3
2
1
0
Dt
L
Pf(ksi)
d/t = 0.1
d/t = 0.2
d/t = 0.3
d/t = 0.4
d/t = 0.5
d/t = 0.6
d/t =0.7
d/t =0.8
0 1 2 3 4 5 6 7 8
4
3
2
1
0
Dt
L
Pf(ksi)
0 1 2 3 4 5 6 7 8
4
3
2
1
00 1 2 3 4 5 6 7 8
4
3
2
1
0
Dt
L
Pf(ksi)
d/t = 0.1
d/t = 0.2
d/t = 0.3
d/t = 0.4
d/t = 0.5
d/t = 0.6
d/t =0.7
d/t =0.8
B31G
0 1 2 3 4 5 6 7 8
4
3
2
1
0
Dt
L
Pf(ksi)
d/t = 0.1
d/t = 0.2
d/t = 0.3
d/t = 0.4
d/t = 0.5
d/t = 0.6
d/t =0.7
d/t =0.8
0 1 2 3 4 5 6 7 8
4
3
2
1
0
Dt
L
Pf(ksi)
0 1 2 3 4 5 6 7 8
4
3
2
1
00 1 2 3 4 5 6 7 8
4
3
2
1
0
Dt
L
Pf(ksi)
Dt
L
Pf(ksi)
d/t = 0.1
d/t = 0.2
d/t = 0.3
d/t = 0.4
d/t = 0.5
d/t = 0.6
d/t =0.7
d/t =0.8
d/t = 0.1
d/t = 0.2
d/t = 0.3
d/t = 0.4
d/t = 0.5
d/t = 0.6
d/t =0.7
d/t =0.8
RSTRENG-1
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C l t d lt i d ?
-
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Cul mtodo resulta ms apropiado?
B31G: geometrade defecto simple,posible fracturafrgil, defectoscortos.
En trminos prcticos, eldiagrama de flujo
propuesto en los talleresde expertos promovidospor la DCO es larespuesta a esta
pregunta.
RSTRENG-1:geometra dedefecto simple,posible fracturafrgil, defectoslargos.
PCORRC:geometra dedefecto simple,tenacidad mediao alta, colapsoplstico.
RSTRENG-2:geometra dedefectocompleja, posiblefractura frgil.
LPC-2:geometra dedefecto compleja,seguridad decolapso plstico.
Informacin requerida
Perfil decorrosin?
Baja
tenacidad oTTDF >Top o
constriccin?
Baja
tenacidad o
TTDFTop
o
constriccin?
Defecto
largo?
ASME B31G RSTRENG-1 PCORRC RSTRENG-2 LPC-2
SiNo
Si o no se
conoceNo NoSi o no se
conoce
No
Si (L2/Dt > 20)
Informacin requerida
Perfil decorrosin?
Baja
tenacidad oTTDF >Top o
constriccin?
Baja
tenacidad o
TTDFTop
o
constriccin?
Defecto
largo?
ASME B31G RSTRENG-1 PCORRC RSTRENG-2 LPC-2
SiNo
Si o no se
conoceNo NoSi o no se
conoce
No
Si (L2/Dt > 20)
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D t i i d l i d i
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Determinacin de la presin segura de operacin
La presin segura de operacin PS tienen la forma:
PS = Fs PFFs: Factor de seguridad: Fs 1.0PF: Presin de falla del tubo con defecto.
Los factores de seguridad relacionados con la determinacin dePS dependen de :
Tipo de TuberaFactor de juntalongitudinal (fJL)
Soldadura longitudinal porarco sumergido (SAWL)
1.0
Soldadura por resistenciaelctrica (ERW)
1.0
Soldadura helicoidal por arcosumergido (SAWH)
0.80
Clasificacin porClase de Localizacin
Factor deDiseo (f
DIS)
Clase 1 0.72
Clase 2 0.60
Clase 3 0.50
Clase 4 0.40
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R d i t i d l f t d id d
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Razn de existencia de los factores de seguridad
Los factores de seguridad permiten a los diseadores y analistas deintegridad contar con un margen de tolerancia en el cual queden
considerados los errores de modelos y las incertidumbres de lasvariables que alimentan los modelos.
Los nuevos mtodos de diseo de ductos y evaluacin de integridadbasados en confiabilidad estructural consideran estos errores e
incertidumbres e manera ms realista, evitando el grado excesivo deconservadurismo.
Las incertidumbres
se reflejan en ladisminucin de la
integridad del ducto
Carga y resistenciavariables
Pop Pfalla
carga resistencia
La zona de traslape es
proporcional a laprobabilidad de falla
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I t d l f t d id d
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Impacto de los factores de seguridad
Ejemplo: Un gasoducto construido utilizando tubera helicoidal y
situado en una zona densamente poblada (Clase 3). El factor deseguridad normado sera: FS = 0.8 0.5 = 0.4
Suponga D = 36 pulg., t = 0.5 pulg. y el material es API grado X52.
Entonces, un defecto con prdida de metal del 10% del espesor depared y una longitud de 2 pulg., tendra asociada una presin de falla:
Modelo B31G: PF = 111 Kg/cm2
Modelo RSTRENG-1: PF = 120 Kg/cm2
Modelo PCORRC: PF = 128 Kg/cm2
AL APLICAR LA NORMATIVIDAD RESPECTO A LOS FACTORESDE SEGURIDAD, LA PRESIN SEGURA DE OPERACIN SER:
Modelo B31G: PS = 44 Kg/cm2
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Impacto de los factores de seguridad (cont )
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Impacto de los factores de seguridad (cont.)
La introduccin de los factores de seguridad convierte a un defectocon 10% de prdida de espesor en un defecto intolerable.
PF con d/t = 0.1
d/t = 0.2
d/t = 0.3
d/t = 0.4
d/t = 0.5
d/t = 0.6d/t =0.7
d/t =0.8
0 1 2 3 4 5 6 7 8
40
20
0Dt
L
Presin
defalla(
Kg/cm
2)
60
80
100
120
PS con d/t = 0.1
PF con d/t = 0.1
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Normas de seguridad vs Mantenimiento eficiente
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Normas de seguridad vs. Mantenimiento eficienteEs comn que parezca contradictorio el efecto de los factores deseguridad con respecto a la necesidad de conducir programas de
mantenimiento eficientes. Esto es ms notables cuando se utilizanmtodos de evaluacin conservadores,.
Aunque siempre se debe respetar la normatividad, las
modificaciones propuestas a la NRF-030 contribuirn a reducir labrecha entre regulaciones de seguridad y mantenimiento eficiente.
ES IMPORTANTE NOTAR QUE EL MTODO DE EVALUACIN DE DEFECTOS MSAPROPIADO, EN ESE SENTIDO, NO ES EL QUE AHORRE MS RECURSOS EN
MANTENIMIENTO A CORTO PLAZO.EL MTODO DE EVALUACIN DE DEFECTOS MS APROPIADO ES AQUEL QUE SU
APLICACIN, EN UN PERODO DE TIEMPO CONSIDERABLE, PERMITA REDUCIR LOSNDICES ANUALES DE INCIDENTES DEBIDOS A CORROSIN, MANTENIENDO LOSNIVELES DE SEGURIDAD TAN ALTOS COMO SEA RAZONABLEMENTE POSIBLE.
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Evolucin de las dimensiones de los defectos
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Evolucin de las dimensiones de los defectos
Modelos de prdidasde metal por
corrosin
Vc = CTE.
Vc = A0Tk
Vc = A0log(1+T)k
0 cr
0 ca
d(t) d v t
L(t) L v t
= +
= +Modelo lineal de corrosin:
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Criterios de tiempo de vida remanente
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Criterios de tiempo de vida remanente
Criterio de presiones: Tiempo que le toma a la
presin de operacin segura ser superada por lapresin real de operacin.
Criterio de profundidad: Tiempo que le toma a la
profundidad mxima del defecto superar el 80% delespesor de la pared del ducto.
Criterio combinado de vida remanente: Los doscriterios anteriores deben cumplirse durante untiempo de servicio preestablecido.
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Ecuaciones de fallas y tiempo de vida remanente
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Ecuaciones de fallas y tiempo de vida remanente
Al inicio de la vida til de un ducto con clase de localizacin
1, ha surgido un defecto de corrosin con longitudnormalizada 4.La tubera es API-5L grado X52, con D = 12 pulg. y t = 3/8pulg.
El defecto no crece en longitud pero su profundidad crece a10 milsimas de pulgada cada ao..Cul ser la evolucin en el tiempo de la presin segura deoperacin en un periodo de servicio de 35 aos?Cul ser el tiempo de vida remanente del ducto debido ala presencia de este defecto?
Utilice los modelos de fallas B31G, RSTRENG-1 y PCORRCpara predecir dicha evolucin.
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Ecuaciones de fallas y tiempo de vida remanente (cont )
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Ecuaciones de fallas y tiempo de vida remanente (cont.)
5 10 15 20 25 30 35
50
100
150
200
250
80
20
40
60
0
100
d/t(%)
PS
(Kg/cm2)
PS, B31G PS, RSTRENG-1 PS, PCORRC
d/t
Tiempo de servicio (aos)TVR
P
op
= 80 Kg/cm
2
-
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Reparaciones y mtodo de evaluacin
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Reparaciones y mtodo de evaluacin
Desde el punto de vista del anlisis de confiabilidad estructural, unducto es un sistema reparable tipo serie pues al fallar un defecto de
corrosin se debe interrumpir la operacin de todo el ducto.
La reparacin de un defecto se programa en funcin del tiempo devida remanente que el mismo impone al ducto.
La corrosin es un mecanismo de
deterioro dependiente del tiempo
(a diferencia del dao mecnico).
Es de esperar que el nmero de
reparaciones programadas se
incremente con el aumento del
tiempo de servicio del ducto.
2 3 4 5 6 7 8 9 2 3 4 5
5
5
Corrosin
Dao mecnico
N
m
e
o
a
u
m
u
a
d
a
a
N
)
Tiempo de servicio, aos
Tendencia natural del nmero de fallas en el tiempo
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Reparaciones en funcin del mtodo de evaluacin
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5 10 15 20 25 30 35
50
100
150
200
250
80
20
40
60
0
100
d/t(%)
PS
(Kg/cm2)
PS, B31G PS, RSTRENG-1 PS, PCORRC
d/t
Tiempo de servicio (aos)
P
op
= 80 Kg/cm
2
Reparaciones en funcin del mtodo de evaluacinRetomemos el ejemplo anterior, esta vez suponiendo que el defecto decorrosin surgi con longitud normalizada 8 (en lugar de 4).
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Qu se desprende de este ejemplo?
-
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Qu se desprende de este ejemplo?
El nmero esperado de reparaciones a futuro dependesignificativamente del tipo de ecuacin de falla utilizado en el
clculo de la presin de operacin segura.
No existe un modelo que sea el ms conservador en todas lassituaciones. Para los defectos relativamente largos, el modelo
B31G predecir el mayor nmero de reparaciones.
En la prctica, esta diferencia puede implicar un nmero dereparaciones dos veces ms grandes cuando se utiliza el modelo
B31G que cuando se utiliza el modelo RSTRENG-1.
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Conclusiones
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ConclusionesSe han revisado los modelos de fallas para la evaluacin de laresistencia remanente de ductos debido a la presencia de defectos
de corrosin en el cuerpo de la tubera que sern incluidos en lanorma NRF-030.
Los modelos revisados proveern a los analistas de integridad lasherramientas necesarias para analizar con mayor exactitud todo eluniverso de tipos de defectos de corrosin, de tipos de materiales yde condiciones diversas de operacin de los ductos de PEMEX.
Esta revisin ha puesto en evidencia los aspectos ms importantes
que el analista debe tomar en consideracin cuando analiza elriesgo que impone la presencia de un defecto de corrosin en unducto.
A continuacin se hace nfasis en lo que no se debe hacer cuandose evala la resistencia remanente debida a defectos de corrosin.
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Lo que no se debe hacer
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q
Asumir que un modelo de falla es siempre el msconservador y por tanto tiene asociado mayor nivelde seguridad.
Elegir o proclamar las ventajas de un modelo de fallaen trminos de las ganancias a corto plazo que se
derivan de su aplicacin.Asumir que las inspecciones en lnea estn libres de
errores, que detectan todos los defectos y que no
producen falsas indicaciones.Alimentar los modelos de fallas con datos inexactos
esperando que la calidad del modelo compense la
mala calidad de los datos.
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Lo que no se debe hacer (cont.)
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q ( )
Utilizar modelos especficamente orientados alcolapso plstico sin conocer con certeza laspropiedades del material.
Utilizar los modelos sin considerar todo el conjunto deelementos que determinan el comportamiento
estructural del ducto.Asumir una posicin conservadora y no acudir a
especialistas en Mecnica de la Fractura ante
evaluaciones relativamente complejas.Asumir que ser conservador implica automticamente
mayor seguridad.
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Para aprender ms:
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8/11/2019 MetodosdeEvaluaciondeDefectosdeCorrosion. Ing.francisco Caleyo
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pNRF-030-2003. Diseo, construccin, inspeccin y mantenimiento de ductos terrestres para
transporte y recoleccin de hidrocarburos. Comit de normalizacin de PEMEX.
Methods for assessing corroded pipelines- Review, validation and recommendations.
Pipeline Research Counci l International (PRCI). PR-273-9803. 2002.Appraisal and Development of Pipeline Defect Assessment Methodologies. Minerals Management
Service. CH109R001. 2000.
A. Cosham, P. Hopkins, The pipeline assessment manual.- Proc. of IPC 2002. Paper IPC02-27067.
Anon; Manual for Determining the Remaining Strength of Corroded Pipel ines, A Supplement to
ASME B31 Code for Pressure Piping, ASME B31G-1991, The American Society of MechanicalEngineers, New York, USA, 1991.
Kiefner, J. F., Vieth, P. H., 1989, A Modified Criterion for Evaluating the Strength of Corroded Pipe,
Final Report for Project PR 3-805 to the Pipeline Supervisory Committee of the AGA, Battelle, Ohio.
D. R. Stephens, B. N. Leis, M. D. Kurre and D. L. Rudland, Development of an alternative failure
criterion for residual strength of corrosion defects in moderate- to high-toughness pipe, Final
report on PR 3-9509 to Line Pipe Research Supervisory Committee, PRCI, Virginia, 1999.
P. H. Vieth and J. F. Kiefner, RSTRENG2 users manual, Final report on PR-218-9205 to Corrosion
Supervisory Committee, Pipeline Research Committee, AGA, Kiefner & Associates, Inc., Ohio, 1993.
DNV-RP-F101, Corroded Pipelines, Det Norske Veritas, 1999.
Pipeline Rules of Thumb Handbook, 2002, 5th Edition. Gulf Professional Publishing.
Piping and Pipeline Assessment Guide. A, Escoe, 2006.