Fit for Life

(Foto: Oceaneering)

Garantir que os ativos permaneçam seguros e sustentáveis por meio de análises quantitativas de engenharia

Enquanto o mundo continua a exigir fontes de energia, há uma pressão crescente sobre os produtores de hidrocarbonetos para encontrar novas reservas e extrair mais dos ativos existentes. Nos últimos anos, o setor fez avanços notáveis nas técnicas de recuperação, usando tecnologia eficiente para prolongar a vida útil de campos maduros.

Como essas instalações são estendidas para além da vida útil do projeto original e o ônus da verificação e garantia da integridade aumenta constantemente, é essencial demonstrar segurança e integridade contínuas dos ativos antigos.

Qualquer infraestrutura que esteja em serviço por um período prolongado, seja um vaso de pressão, tubulação ou componente de máquina, tem o potencial de degradar até que não atenda mais aos requisitos originais de projeto. Portanto, o primeiro passo na revisão dos programas de reconstrução em campos antigos é avaliar a condição da infraestrutura existente e sua capacidade de lidar com as atuais cargas operacionais. Se uma avaliação da condição indicar preocupações, serão necessárias análises adicionais para determinar a ação corretiva apropriada para garantir operações contínuas e seguras.

Aptidão para o serviço - o que é?
O Fitness for Service (FFS) fornece uma avaliação quantitativa de engenharia para demonstrar a integridade de um componente para continuar operando sob um conjunto específico de condições, potencialmente na presença de um mecanismo de defeito ou degradação. Ele traduz os resultados da inspeção em riscos operacionais e de segurança quantificáveis, permitindo decisões de gerenciamento de integridade informadas.

O FFS fornece uma base para os engenheiros distinguirem entre defeitos e condições aceitáveis e inaceitáveis, com princípios baseados em procedimentos reconhecidos internacionalmente. Embora muitos padrões do setor tratem de alguma forma de adequação à avaliação de serviços, o American Petroleum Institute (API) compilou as melhores práticas em um único padrão de avaliação modular (API 579-1), que se tornou a publicação oficial no FFS.

Compreensão clara do risco
Os benefícios da realização de avaliações do FFS são claros: tempo de inatividade reduzido, segurança aprimorada, manutenção proativa, todos os elementos necessários para manter as operações continuadas, o mais seguro, compatível e eficiente possível. No entanto, muitas vezes surge a questão de quando o FFS deve e deve ser aplicado.

Identificar o ponto de desvio da intenção do projeto geralmente é mais complexo do que o esperado devido à ausência de informações detalhadas do projeto, alterações nos ambientes operacionais e cenários de carregamento múltiplos ou complexos. Uma avaliação do FFS deve, portanto, ser considerada assim que qualquer defeito relatado exceder os limites do código de projeto. Por exemplo, tamanho do defeito que excede o limite estipulado no padrão de controle de qualidade da fabricação original, perda de metal que excede a permissão de corrosão do projeto, degradação da propriedade do material abaixo dos limites de especificação do material ou exposto a pressões e temperaturas fora dos limites operacionais originais.

Em petróleo e gás, a degradação é frequentemente dominada pela perda de metal como resultado da corrosão. Os operadores tendem a usar a espessura mínima permitida da parede (MAWT) como orientação para iniciar o FFS. Para componentes de tubulação, há também uma confiança significativa nas diretrizes da API 574 para espessura mínima da parede estrutural; embora eles não considerem o tipo de material, o comprimento do vão, o meio operacional ou os arranjos de suporte.

Por exemplo, um sistema de tubulação de 6 "com escala 40" tem uma espessura nominal de 7,11 mm, incluindo uma potencial espessura de 12,5% sob tolerância. Se isso for especificado para ter uma tolerância à corrosão de 1,5 mm, resultará em uma espessura mínima da parede do projeto de 4,72 mm. A espessura estrutural mínima padrão do API 574 para um tubo de aço carbono e de baixa liga de 6 "é de 2,8 mm. Se projetado para pressão interna de até 50 bar, o MAWT para retenção de pressão pode ser de 1,21 mm (dependendo do tipo de material).

Se o MAWT for usado para iniciar a avaliação do FFS, não haveria possibilidade de um resultado bem-sucedido para esse cenário hipotético, a espessura restante da parede não atenderia aos critérios da API 579 Limitação da espessura. Da mesma forma, se a espessura estrutural da API 574 for usada para iniciar a avaliação do FFS e o sistema de tubos estiver operando a temperaturas acima de 149 ° C, ele poderá experimentar níveis de tensão nos tubos térmicos locais, exigindo níveis bem superiores à espessura da estrutura. Para vasos de pressão, é ainda mais complexo devido a alterações locais na geometria, zonas de reforço localizadas, grandes descontinuidades estruturais e complexidades de carga.

A simples consideração de componentes com base na espessura para retenção de pressão pode deixar os operadores expostos a um risco substancial. A execução de pelo menos um FFS básico quando os requisitos de projeto não forem mais satisfeitos pode reduzir o risco e fornecer informações valiosas sobre limites operacionais e degradação futura, além de destacar requisitos futuros para FFS avançado e possível reparo.

Decodificação de degradação
O primeiro passo para avaliar qualquer defeito é a identificação do tipo de dano. Os procedimentos de avaliação são específicos de danos, com o padrão API 579-1 fornecendo métodos de avaliação para 12 tipos diferentes de danos. Compreender o dano também é importante para prever a progressão e determinar a vida útil restante e segura.

Para cada tipo de dano, há um subconjunto de métodos de avaliação, cada um com critérios específicos de aplicabilidade e limitação que precisam ser considerados. Também existem diferentes níveis de avaliação, com precisão progressivamente aumentada e conservadorismo reduzido, acompanhados por um aumento na precisão exigida das informações de entrada:

• Nível 1 - muito básico e voltado para a triagem rápida de defeitos em componentes simples, normalmente considerando apenas a retenção de pressão
• Nível 2 - intermediário, para componentes mais complexos com cargas adicionais, maior precisão permite uma redução nas margens de segurança do projeto
• Nível 3 - avaliação avançada de componentes complexos ou degradação grave usando modelagem matemática detalhada para determinar a estabilidade estrutural

Classificação de componentes
A API 579-1 usa um sistema de classificação alfanumérico com base na complexidade do componente e nas condições de carregamento, para determinar o nível mínimo apropriado de avaliação:

• Tipo A - é o componente mais básico, com uma geometria e equação simples que relacionam espessura à pressão e condições de carregamento simples dominadas pela pressão. Os componentes do tipo A são perfeitamente adequados para a avaliação de nível 1
• Tipo B classe 1 - possui geometrias básicas e equações de espessura semelhantes aos componentes do Tipo A, mas requer consideração de condições de carga adicionais devido ao tamanho físico e / ou temperatura de exposição. Os componentes do tipo B classe 1 requerem avaliação de nível 2, no mínimo
• Tipo B classe 2 - são componentes mais complexos com interdependências de espessura que requerem avaliação de projeto procedural, em vez de espessura simples. Os componentes do tipo B classe 2 requerem avaliação de nível 2, no mínimo
• Tipo C - possui as geometrias mais complexas e a distribuição de carga normalmente causando descontinuidade estrutural ou de tensão local significativa, exigindo análise matemática avançada por meio da avaliação de nível 3

Avaliação em ação
Com a condição de segundo plano, parâmetros operacionais, mecanismos de danos e nível estabelecido de FFS confirmados, podemos demonstrar o verdadeiro valor do FFS em ação.

Durante uma inspeção de rotina, foi detectada corrosão localizada sob isolamento (CUI) acima de um anel de reforço horizontal em um grande vaso vertical. A perda local de metal se estendeu aproximadamente 200 mm para cima a partir do anel de reforço, cobrindo localmente toda a circunferência da carcaça. As medições precisas da espessura não foram imediatamente possíveis devido às condições da superfície, mas as estimativas sugeriram apenas 7 mm de restante da parede original de 16 mm na área mais afetada.

A Oceaneering foi contatada para aconselhamento sobre como avaliar com precisão a segurança e a operacionalidade contínua do equipamento. A instalação de produção tinha capacidade para uma parada parcial de curto prazo de 5 dias para preparação da superfície e inspeção do navio danificado. Além disso, se fosse necessário um tempo de reparo mais longo, a instalação exigiria um desligamento completo, resultando em perdas financeiras substanciais. A principal preocupação estava centrada na segurança imediata de pessoal e equipamento, seguida pela mitigação de qualquer tempo de inatividade necessário. O FFS forneceria informações valiosas sobre se a operação continuada era segura e viável, enquanto uma estratégia de reparo adequada foi investigada, projetada e implementada.

As dimensões da embarcação não atendiam aos requisitos para a classificação do componente Tipo A, pois condições adicionais de carregamento tinham que ser consideradas. A localização do defeito, imediatamente adjacente a um reforçador, também não atendia aos requisitos de aplicabilidade de nível 2, indicando que a análise de tensão por elementos finitos seria necessária para avaliar a tensão local e a distribuição de tensão. O SAF avançado (nível 3) foi, portanto, a única avaliação adequada.

A Oceaneering rapidamente forneceu uma avaliação preliminar (Nível 2) com base nas informações iniciais disponíveis, enquanto o operador prosseguiu com o desligamento de curto prazo para preparação da superfície e inspeção detalhada. Embora não seja adequada para certificar a integridade, a avaliação indicativa forneceu uma indicação preliminar do risco potencial de falha e a probabilidade de um resultado bem-sucedido da avaliação de Nível 3, permitindo assim que o operador concentre esforços imediatos na recomissionamento ou reparo. A Oceaneering também iniciou modelagem geométrica para a FEA para agilizar o processo de avaliação.

O projeto original da embarcação incluía considerações de pressão interna e condições de vácuo, com operação normal sob vácuo parcial. A avaliação indicativa da Oceaneering mostrou que o projeto original era governado pelas cargas de vácuo, não pela pressão interna. Previa que a embarcação suportaria pressões internas muito acima da pressão máxima projetada, bem como condições de vácuo total, nos níveis de espessura relatados inicialmente. No entanto, uma inspeção detalhada subsequente revelou que a perda de metal foi substancialmente maior do que o inicialmente estipulado, com espessura restante de apenas 2,5 mm na área mais afetada. Isso aumentou a urgência de uma avaliação de nível 3 e reduziu a confiança em um resultado bem-sucedido.

Para agilizar os resultados, seguiu-se uma abordagem em fases para avaliar casos de carga. Em primeiro lugar, vácuo combinado, peso e cargas térmicas foram avaliados para demonstrar segurança para a operação normal continuada. A avaliação da carga limite e da flambagem indicou estabilidade estrutural geral e resistência adequada à flambagem sob vácuo total, sem alterações no comportamento de flambagem do projeto na presença do defeito e sem tensões plásticas excessivas. Portanto, a embarcação foi considerada adequada para manutenção contínua em operação normal (vácuo parcial) e os preparativos para a recomissionamento podem começar, com proteções apropriadas para evitar condições adversas.

Em segundo lugar, foram avaliadas a pressão interna, o peso e as cargas térmicas durante as condições adversas. A avaliação indicou instabilidade estrutural potencial e tensões plásticas excessivas a pressões superiores a 70% da pressão máxima projetada, exigindo redução do vaso para possíveis condições de perturbação. Finalmente, a avaliação das cargas de vento indicou que a integridade da embarcação não seria comprometida nas velocidades do vento projetadas.

Oceaneering concluiu que, devido à baixa espessura restante mínima e à redução de pressão necessária para a pressão interna, a embarcação não seria capaz de sustentar nenhuma perda adicional significativa de metal. Considerou-se adequado para manutenção contínua a curto prazo, desde que reduzido a 70% da pressão máxima do projeto original, que a degradação adicional fosse inibida pela proteção temporária contra a corrosão e que um reparo adequado fosse projetado e implementado em um prazo razoável.

Benefícios comprovados da aplicação do FFS
Devido à criticidade e urgência associadas ao FFS, feedback regular do progresso e resultados preliminares são críticos para permitir uma tomada de decisão precisa, sem a necessidade de aguardar um relatório formal final. Para o exemplo acima, a Oceaneering forneceu ao cliente resultados indicativos e a capacidade de tomar uma decisão informada dentro de três dias, garantindo que o equipamento pudesse ser reiniciado com segurança, em conjunto com a busca de soluções de reparo.

Na maioria dos casos, quando o FFS é conduzido por advogados competentes do setor, o custo da avaliação é superado pelos benefícios de obter uma compreensão mais detalhada dos danos, risco potencial, limites operacionais seguros e probabilidade de reparo. O FFS fornece informações valiosas sobre os riscos associados às combinações de componentes e defeitos e suporta um gerenciamento eficaz e futuro da integridade.

A inclusão da tecnologia FFS e dos recursos de avaliação como parte da estratégia de gerenciamento de ativos pode criar eficiências operacionais substanciais, reduzir a probabilidade de reparos não planejados e dispendiosos. Garantir que os operadores estejam totalmente cientes do que é o FFS e por que ele existe como parte de um orçamento do programa de manutenção pode impedir desligamentos prolongados, melhorar a recuperação e manter os ativos em segurança por mais tempo.