01 gasoductos y oleodustos- estudio fallas

5/26/2018 01 Gasoductos y Oleodustos- Estudio Fallas

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Estudios de Caso de Fallas y Accidentes en Gasoductos y Oleoductos

Francisco A. Rumiche P. y J. Ernesto Indacochea B.Joining Science & Advanced Materials Research Laboratory

Materials Engineering DepartmentUniversity of Illinois at Chicago,

Chicago IL 60607 - USA

Abstract:

El presente trabajo describe el procedimiento analtico y los resultados obtenidos duranteel anlisis de falla y evaluacin metalrgica de tres accidentes en gasoductos yoleoductos. Para cada caso se describe el estado de la estructura antes del accidente, elmaterial utilizado, las condiciones de trabajo, las consecuencias del accidente, as comolos procedimientos analticos de evaluacin, resultados y conclusiones. Adicionalmentese presentan las estadsticas de los ltimos aos en relacin con el nmero de accidentesy causas en sistemas de tuberas, as como las prdidas ocasionadas, tanto econmicas

como humanas.

Introduccin

Existen cuatro aspectos fundamentales para la correcta operacin de un sistema detuberas: seguridad, abastecimiento continuo, eficiencia econmica y cumplimiento de lasleyes y regulaciones [1]. A pesar de las continuas mejoras implementadas en el aspectode seguridad; especficamente en los procesos de supervisin e inspeccin, accidentes yfallas en gasoductos y oleoductos continan ocurriendo ya sea debido a errores internos(materiales, proceso de manufactura, diseo) o por interferencia externa (desastresnaturales, excavaciones por terceras partes, sabotaje). Estos accidentes deben ser tomados

muy seriamente no slo debido a las prdidas econmicas que se puedan originar, sinosobretodo a la posibilidad de generar prdida de vidas humanas y daos irreparables almedio ambiente. En el ao 2005, solo en los Estados Unidos, se registr un total de 492incidentes en el sistema nacional de tuberas de transporte de gas natural y lquidospeligrosos, incluyendo petrleo, generando prdidas econmicas de alrededor de 800millones de dlares y causando la muerte de 19 personas [2]. Corrosin en diferentesformas (interna, externa, bajo tensin), desastres naturales; como el paso del huracnKatrina, y daos originados por terceros, fueron algunas de las causas ms frecuentes deaccidentes. Este documento presenta tres casos de accidentes y fallas en gasoductos yoleoductos debido a corrosin ocurridos en diferentes pases: Irn, Estados Unidos, yArgentina. Inicialmente se presenta una clasificacin general de falla y se esquematizan

los tipos de accidentes que pueden ocurrir en sistemas de tuberas. A continuacin, sepresentan las estadsticas de los ltimos aos con relacin al nmero de incidentes, ascomo las correspondientes prdidas econmicas y humanas. En la seccin de Estudios deCaso se presenta cada accidente describiendo el tipo de material de la estructura, lascondiciones de operacin, las consecuencias del accidente y probables causas. Losprocedimientos analticos metalrgicos as como los correspondientes resultados sonpresentados y discutidos. Finalmente, se presentan una serie de consideraciones finales atener en cuenta para una correcta y eficiente operacin en sistemas de tuberas.


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Clasificacin de fallas

Fallas en estructuras soldadas como gasoductos y oleoductos ocurren cuando la fuerzapromotora de falla (esfuerzo mecnico, sobre presin) excede la resistencia del material(resistencia a la traccin, tenacidad de fractura). Las fallas se pueden clasificar de manera

general como instantneas y dependientes del tiempo. Una falla instantnea puede ocurrirtempranamente durante el ciclo de vida de la estructura por errores de diseo,construccin, materiales o inspeccin. Asimismo una falla instantnea puede ocurrirdespus de varios aos de operacin debido a fenmenos naturales como tormentasseveras, terremotos, inusuales bajas de temperatura, o por daos generados por terceros.La Figura 1 muestra la abolladura en una tubera ocasionada por el impacto con rocasdebido a un deslizamiento de tierras. Las fallas dependientes del tiempo estn asociadascon mecanismos de crecimiento de fisuras por fatiga y creep, corrosin bajo tensin,otras formas de corrosin, y desgaste. Las juntas soldadas son particularmentesusceptibles a fatiga, la cual se inicia tpicamente en discontinuidades del cordn. LaFigura 2 muestra la fractura ocurrida en una tubera debido a corrosin bajo tensin.

Figura 1. Abolladura ocasionada pordeslizamiento de tierras [3].

Figura 2. Fractura ocasionada porcorrosin bajo tensin [4].

La frecuencia de falla en un sistema de tuberas depende de diversos factores que muchasveces no pueden ser cuantitativamente establecidos. Sin embargo, tomando en cuenta losdatos histricos de escenarios de falla as como de probabilidades de ocurrencia, se hanpodido establecer tablas y diagramas que muestran la mayora de probables causas deaccidentes que se pueden presentar, tal como se muestra en la Figura 3.

Figura 3. Diagrama de rbol para causas de falla en sistemas de tuberas [5].


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Estadsticas

Afortunadamente las estadsticas indican una tendencia decreciente en la frecuencia defallas y accidentes que se han presentado en sistemas de tuberas a nivel mundial en elperiodo 1970-1999 [6], tal como se puede apreciar en las Figuras 4 y 5. Estas figuras

muestran la frecuencia de falla para estructuras offshore, tanto para transporte de gas y delquidos peligrosos. Estos datos han sido recopilados para diferentes sistemas de tuberasa nivel mundial, US DOT: United States Department of Transportation, EGIG: EuropeanGas pipeline Incident Group y CONCAWE: CONservation of Clean Air and Water inEurope. Sin embargo, en los ltimos aos (2000-2005) se ha podido observar un ligeroincremento en el nmero de accidentes [2].

Figura 4. Frecuencia de falla en tuberas detransporte de gas [6].

Figura 5. Frecuencia de falla en tuberas detransporte de lquidos peligrosos [6].

Con relacin a las causas de falla la Figura 6 muestra que corrosin e interferenciaexterna son las ms comunes en los sistemas europeos y americanos. En el caso de la exUnin Sovitica (SU Gas) se puede observar un alto ndice de falla debido a defectos enel material y errores de construccin. La Figura 7 indica las causas mas comunes de fallaen el 2005 para sistemas de transmisin y distribucin de gas natural en los Estados

Unidos. Para el caso de lneas de transmisin se puede observar que lluvias torrenciales einundaciones, como las causadas por el paso del huracn Katrina, son la causa msfrecuente por las fallas. Para las lneas de distribucin la causa ms frecuente es el daoocasionado en reas urbanas debido a operaciones de excavacin por terceros. Esimportante notar que el porcentaje de fallas debido a materiales o soldaduras defectuosases casi nulo comparado con las causas comunes de falla, lo cual se debe al estricto controly mejoramiento durante los procesos de construccin e inspeccin en sistemas detuberas.

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Soldadura de

tope

Vehiculo no

relacionado

con

excavaciones

Corrosin

externa

Corrosin

interna

Lluvias

torrenciales

inundaciones

Falla en

equipos de

control

Danos por

excavacin de

terceros

Fuego

explosion

Desconocidos

Causa de incidente

%T

otaldeincide

ntes

Figura 6. Causas de falla ms comunes a nivel m

mundial [6].Figura 7. Causas de falla ms comunes en

gasoductos en Estados Unidos (2005).


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En relacin a las prdidas econmicas, las estadsticas en Estados Unidos indican unaligera tendencia ascendente durante los ltimos 5 aos. En el ao 2005 las prdidasalcanzaron valores muy altos debido a los daos ocasionados por el huracn Katrina.Reportes oficiales [7] indican que debido al paso del huracn 615 de las 819 plataformasen el golfo de Mxico fueron evacuadas generando una reduccin en la produccin de

petrleo del 92%. Asimismo en el caso del gas natural se report una reduccin en laproduccin de 83%. Slo en el 2005 se registraron un total de US$ 253 millones enprdidas en los sistemas de transmisin de gas natural, US$ 388 millones en los sistemasde distribucin, y US$ 94 millones en los sistemas de lquidos peligrosos y petrleo [2].

Estudios de caso

Estudio de caso 1: Fisuracin y fuga de petrleo inducida por corrosin bajo tensin

(CBT) y bacteria reductora de sulfato (SRB) en oleoducto de transmisin [8].

Este caso presenta los resultados del anlisis de falla de un accidente ocurrido en el Norte

de Irn en Abril del 2004 en un oleoducto de transmisin, que condujo a una posteriorfuga considerable de petrleo. La tubera, de material API 5L X52, tena un dimetronominal de 10 pulgadas y un espesor de pared de 5 milmetros, y se encontraba enterrada1 metro bajo la superficie en la cima de una colina. El sistema de proteccin usadoconsista en un recubrimiento de polietileno y proteccin catdica. La inspeccin visualrevel la presencia de macrofisuras y picaduras abiertas en la superficie, tal como seobserva en la Figura 8. Asimismo se pudo observar un ligero doblez en el eje longitudinalde la tubera en la zona donde se presentaron las fisuras. La microestructura del materiales mostrada en la Figura 9, en la cual se puede apreciar claramente una estructuraferrtica-perltica con inclusiones alongadas de MnS. La caracterizacin del materialdetermin que la composicin qumica y las propiedades mecnicas del material

cumplan con los requerimientos de la norma API.

Figura 8. Macrofisuras en la superficieexterna de la tubera [8].

Figura 9. Microestructura del material de latubera, 500X [8].

A travs de un anlisis metalografico de una seccin transversal de la zona de fisuras seobserv que stas se iniciaron en la base de las picaduras en la superficie exterior de latubera, propagndose hacia el interior. Asimismo se pudo observar una tendencia en lasfisuras de presentar fondos redondeados. Un anlisis microbial revel la presencia debacteria reductora de sulfato (SRB) en las fisuras. Tal como se observa en la Figura 10 lapresencia de SRB origin la formacin de bolsas al interior de la fisura, promoviendosu crecimiento redondeado. Asimismo se pudo observar que cuando las fisuras

Inclusion de MnS


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alcanzaron las inclusiones de MnS la propagacin de la misma ocurri en la direccin dela inclusin generando fisuras de punta aguda, tal como se muestra en la Figura 11.

Figura 10. Fondo redondeado yformacin de bolsas en las fisuras

debido a presencia de SRB [8].

Figura 11. Propagacin de la fisura endireccin de la inclusin [8].

El anlisis de los productos de corrosin indic una alta presencia de carbonato de hierro,FeCO3. El anlisis de microscopa electrnica de barrido en la superficie de fractura de

las fisuras revel una propagacin inicial quasi-intergranular de la fisura y posteriorpropagacin transgranular, como se observa en las Figuras 12 y 13.

Figura 12. Propagacin inicial de la fisuraen modo quasi-intergranular [8].

Figura 13. Propagacin final de la fisura enmodo transgranular [8].

Posterior anlisis del suelo indic una alta presencia de compuestos corrosivos comohidrxidos, carbonatos, bicarbonatos y nitruros. Asimismo se pudo comprobar que en ellugar donde la tubera se encontraba enterrada se produjo un deslizamiento de tierras quepudo haber originado que el recubrimiento de polietileno se desprendiera en ciertas reas.El contacto de los agentes corrosivos del suelo en estas reas descubiertas origin celdaselectroqumicas que en presencia del potencial catdico de proteccin derivaron en laformacin de fisuras por corrosin bajo tensin. La presencia de SRB intensific lacorrosin y crecimiento de las fisuras. Las tensiones en la tubera se atribuyeron a la

ubicacin en la cima de una colina, generando esfuerzos de tensin, y al deslizamiento detierras ocurrido.

Conclusin:La causa de la falla fue corrosin bajo tensin en presencia de carbonatosintensificada por la presencia de SRB en reas en las cuales el recubrimiento depolietileno de la tubera se desprendi debido a esfuerzos mecnicos.

Inclusion

de MnS


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Estudio de caso 2: Explosin en tubera de transmisin de gas natural originada por

corrosin interna [9].

Este caso presenta una falla en el sistema de transmisin de gas natural de El Paso, NewMxico, USA, ocurrido en Agosto del 2000. Este accidente fue uno de los ms

comentados en los ltimos aos debido a las prdidas humanas ocasionadas: 12 personasmuertas. La tubera, de material API 5LX grado X52, tena un dimetro nominal de 30pulgadas y un espesor de pared de 8.5 milmetros y transportaba gas natural en estadolquido. La presin de trabajo al momento del accidente era de 675 psig, menor a lapresin mxima de diseo, 837 psig. Las Figuras 14 y 15 muestran la zona del accidenteas como la magnitud de la explosin e incendio ocurridos respectivamente. Al momentodel accidente una familia de 12 miembros acampaba a 200 metros de distancia del puntode explosin. Lamentablemente las 12 personas murieron producto de quemaduras,asfixia e inhalacin de gases txicos.

Figura 14. Vista area de la zona del accidente [9]. Figura 15. La explosin gener un incendio de55 minutos de duracin [9].

La fuerza de ruptura origin un crter de 16 metros de ancho. La inspeccin visual de la

tubera fracturada permiti observar una severa corrosin interna a lo largo del bordeinferior de la tubera conjuntamente con una considerable prdida de espesor de pared, talcomo se observa en las Figuras 16 y 17. Asimismo se observ que los cordones desoldadura ubicados en la parte inferior de la tubera tambin fueron atacados. No seregistr ninguna evidencia de corrosin externa. El anlisis microestructural revel unaestructura compuesta por ferrita proeutectoide y perlita, con algunos carburosprecipitados en los lmites de grano. Posterior caracterizacin revel que la composicinqumica del material as como las propiedades mecnicas cumplan con losrequerimientos de la norma API.

Figura 16. La rotura ocurri en la parteinferior de la tubera [9].

Figura 17. Se observ severa corrosininterna y reduccin de espesor de pared [9].


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La microscopa electrnica de barrido permiti observar estras en las picaduras decorrosin, como se muestra en la Figura 18, sin embargo no fue indicativo suficiente nide fatiga ni de penetracin de corrosin. Asimismo se pudo observar que la fractura sepropag desde el interior. El anlisis de los productos de corrosin indic un altocontenido de cloruros y sodio. El anlisis de los depsitos encontrados en la tubera

revel la presencia de bacterias oxidantes y reductoras as como altas dosis de cloruros(333000 ppm siendo 50 ppm la concentracin normal en la lnea). El modo de fracturaindic que la fractura fue originada nicamente por sobre presin, debido a una reduccinsevera de espesor de pared de tubera (de hasta 72%), al punto de que el material no pudoresistir la presin.

Conclusin:La causa de la falla fue severa corrosin interna y reduccin de espesor depared originada por la presencia de agentes altamente corrosivos en el interior de latubera.

Figura 18. Estras observadas dentro de las picaduras [9].

Estudio de caso 3: Ruptura de tuberas de transmisin de gas natural originada porcorrosin bajo tensin (CBT) [4].

Este caso presenta dos fallas ocurridas en el sistema de tuberas de transmisin de gasnatural de Argentina. El material, caractersticas de trabajo y modo de falla para ambastuberas fue idntico. Para propsitos de este documento las tuberas sern identificadascomo 3A y 3B. La Figura 19 muestra la magnitud de la falla para la tubera 3B.

Figura 19. Falla en tubera 3B [4].


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En ambos casos el material de la tubera fue el API 5LX grado X52 7, con un dimetronominal de 24 pulgadas. El espesor de pared fue de 7.14 y 7.3 milmetros para 3A y 3Brespectivamente. Ambas tuberas se encontraban protegidas catdicamente y recubiertascon asfalto. La presin de trabajo en ambos casos fue de alrededor de 60 kg/cm2. Unainspeccin visual inicial revel la presencia de numerosas fisuras externas en ambos

casos, tal como se muestra en las Figuras 20 y 21. En el caso 3A se observaron coloniasde fisuras ubicadas aleatoriamente alrededor de la parte central de la fractura. La longitudmxima de colonia de fisuras alcanz los 9 centmetros. En el caso 3B se observ un grannmero de fisuras alrededor de la fractura.

Figura 20. Fisuras cercanas a lazona de fractura, caso 3A, 20X [4].

Figura 21. Fisuras en la superficie alrededorde la zona de fractura, caso 3B, 3X [4].

Asimismo se pudo observar una pelcula negra de productos al interior de las fisurasindicando el desarrollo de las mismas por corrosin. La pelcula estaba compuesta pormagnetita, cuya naturaleza frgil facilit su ruptura y posterior exposicin de metal almedio corrosivo. El anlisis metalografico revel que las fisuras se desarrollaron en lasuperficie exterior y se propagaron y ramificaron intergranularmente, como se muestra enla Figura 22 para el caso 3A. En algunos casos las fisuras llegaron a penetrar ms de la

mitad del espesor de pared de la tubera.

Figura 22. Propagacin intergranular de las fisuras, 300X [4].


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El anlisis por microscopa electrnica de barrido permiti confirmar la propagacinintergranular de las fisuras, tanto de las primarias como de las secundarias, como seobserva en las Figuras 23 y 24. Los anlisis qumico y de propiedades mecnicasindicaron que el material de la tubera cumpla con los requerimientos de la norma API.Asimismo se pudo confirmar que la presin de trabajo al momento del accidente era

menor que la presin mxima de diseo. En varias zonas de la tubera se pudo observarun desprendimiento del recubrimiento. Asimismo se pudo observar la formacin deburbujas o cavidades entre el material y el recubrimiento, en donde se registr un pH deentre 8 y 9. El anlisis qumico de los suelos revel un alto contenido de carbonatos.Todos estos factores, aunados con los esfuerzos residuales presentes en las tuberas,indicaron que las fisuras se formaron y propagaron por un mecanismo de corrosin bajotensin.

Conclusin:La causa de la falla en ambos casos fue corrosin bajo tensin en presenciade carbonatos en reas en las que el recubrimiento protector se desprendi y bajoesfuerzos residuales en la tubera.

Figura 23. Modo de propagacinintergranular, caso 3A [4].

Figura 24. Modo de propagacinintergranular, caso 3B [4].

Consideraciones finales

Las estadsticas demuestran que el nmero de fallas por defectos en el material o erroresde fabricacin (soldadura, espesores de pared, etc.) se pueden mantener nulos si serespetan las normas y cdigos de diseo y construccin. Asimismo es muy importantecumplir con las leyes y regulaciones del estado con el fin de evitar daos al medioambiente y comunidades aledaas a la ruta de los gasoductos u oleoductos. Finalmente,es de primaria importancia el establecimiento de adecuados planes de evaluacin dedefectos y control en sistemas de ductos con la finalidad de asegurar una segura yeficiente operacin de los mismos.

Referencias

[1] A. Cosham: Best practice in pipeline defect assessment, Proceedings of theInternational Pipeline Conference, Calgary, Alberta, Canada, October 2000.[2] U.S. Office of Pipeline Safety: Accident summary statistics by year, U.S. Departmentof Transportation, 2006.


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[3] M. Rosenfeld: Factors to consider when evaluating damage on pipelines, Oil and Gasarticles, Sept. 9, 2002.[4] C. Manfredi y J. Otegui: Failures by SCC in buried pipelines, Engineering FailureAnalysis 9, pp. 495-509, 2003.[5] M. Dziubinski, M. Fratczak y A. Markowski: Aspects of risk analysis associated with

major failures of fuel pipelines, Journal of Loss Prevention in the Process Industries 19,pp. 399-408, 2006.[6] G. Papadakis: Major hazard pipelines, a comparative study of onshore transmissionaccidents, Journal of Loss Prevention in the Process Industries 12, pp. 91-107, 1999.[7] Pipeline and Hazardous Materials Safety Administration: Pipeline Safety Advisory:Potential for damage to pipeline facilities caused by the passage of hurricane Katrina,U.S. Department of Transportation, 2005.[8] S. Abedi, A. Abdolmaleki y N. Adibi: Failure analysis of SCC and SRB inducedcracking of a transmission oil products pipeline, Engineering Failure Analysis xxx, 2006.[9] National Transportation Safety Board: Natural gas pipeline rupture and fire nearCarlsbad, New Mexico, NTSB Pipeline Accident Reports, 2003.

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