Estudio de fiabilidad en una plataforma de petróleo off-shore
Las plataformas de petróleo off-shore son grandes estructuras ubicadas en la superficie marítima, cuyo objetivo es extraer, procesar y transferir petróleo o gas a un usuario final. Básicamente se trata de una instalación industrial que conlleva límites ev
La producción de una plataforma de petróleo está regulada por tratados comerciales y sujeta a autorizaciones gubernamentales, que definen exactamente el periodo de vigencia de la concesión administrativa. Es por ello que es fundamental optimizar los costes de instalación y producción a toda la vida útil de la plataforma, para maximizar la inversión. Esta necesidad es aún más evidente en los contratos ‘Take or Pay’ (que presuponen una cuota fija mínima de royalties a pagar al gobierno del país donde se ubica la instalación, independientemente de si hay o no extracciones) o donde la economía local y la autonomía energética es muy dependiente de la extracción petrolera.
Estas instalaciones disponen de todas las infraestructuras necesarias para dicho propósito, destacando los equipos de proceso y servicios auxiliares, sistemas de emergencia, helipuerto, edificios de oficina y módulo habitacional, entre otros.
Para determinar de forma cuantitativa cómo maximizar la producción de manera continua durante toda la vida útil de una instalación, es necesario realizar una evaluación exhaustiva de los parámetros fiabilidad, mantenibilidad y disponibilidad. Estos tres conceptos definen, precisamente, un estudio de fiabilidad, normalmente denominado RAM study (el término RAM proviene de sus siglas en inglés Reliability, Availability y Maintainability, Fiabilidad, Disponibilidad y Mantenibilidad).
El estudio RAM es decisivo para conseguir este objetivo, especialmente en el momento en el que se valida el diseño de la instalación y se planifica la estrategia del mantenimiento a realizar.
APLICACIÓN DE UN ESTUDIO RAM A UNA PLATAFORMA DE PETRÓLEO OFF-SHORE
Un análisis RAM puede ser aplicado a cualquier proceso productivo. En este caso en particular se ha realizado para el sector del Oil &Gas al que pertenece la plataforma de petróleo en estudio. El estudio RAM se desarrolla en las siguientes etapas:
Los paros operacionales no planificados suponen grandes pérdidas tanto económicas como sociales
PRIMERA: identificación de equipos principales y subsistemas. Selección de los sistemas principales de la planta y sus respectivos subsistemas, definiendo los equipos críticos como
tanques, recipientes, válvulas, compresores, bombas entre otros. En la plataforma estudiada por TEMA, se identifican los siguientes subsistemas principales:
• Pozos de producción.
• Sistema de alivio.
• Cabezal de inyección de agua.
• Sistemas de almacenamiento diésel.
• Sistema hidráulico.
• Sistemas de drenajes.
En la figura 1 se detallan dichos subsistemas y sus equipos críticos.
SEGUNDA: análisis de la base de datos de equipos. En la fase de recopilación de la información requerida, se asignan las características de falla y reparación a cada sistema. Estos datos recopilados se utilizan como entrada al software necesario para desarrollar un modelo RAM. La información más relevante a considerar es: • Tasa de fallos del equipo, a partir de estadísticas de mantenimiento propias o bien de
bases de datos reconocidas. Entre los datos más relevantes destacan el tiempo medio entre fallos y el tiempo medio entre reparaciones (MTTF y MTTR, por sus siglas en inglés, respectivamente).
• Ubicación, configuración, funcionamiento de los sistemas a evaluar.
En la tabla 1 se detallan valores típicos de tasas de fallo para algunos subsistemas.
TERCERA: construcción del diagrama de bloques y definición de criticidad de equipos. El estudio RAM supone la modelización del proceso mediante el uso de software especializado, a partir de la construcción de diagramas de bloque (en inglés Reliability Block Diagram, RBD) que tienen en cuenta los equipos críticos y el resto de información recopilada. En la simulación de proceso, para cada equipo critico se definen dos parámetros principales:
• Estado de funcionamiento normal (en operación o en reserva).
• Criticidad, definida como el porcentaje de pérdida de producción en caso de falla del equipo. En la figura 2 está representada la configuración del circuito de accionamiento hidráulico de la plataforma en estudio, tomando en cuenta el depósito de almacenamiento, filtros y bombas de distribución. En la tabla 2 se detalla la configuración y efecto en la producción en caso de fallo de cada elemento de dicho subsistema.
Es clave optimizar los costes de instalación y producción a toda la vida útil de la plataforma para maximizar la inversión
CUARTA: filosofía de mantenimiento. A cada bloque del sistema y para cada equipo se debe incorporar la información asociada a su filosofía de mantenimiento, ya sea que se disponga de la misma o que se realicen suposiciones de sobre cómo sería planificada. La información incluye:
• Frecuencia del mantenimiento preventivo.
• Mantenimiento general de la instalación.
• Tiempo de reemplazo en caso de fallo. Uno de los retos más importantes en las plataformas de petróleo es definir el tiempo de man
tenimiento en función de la disponibilidad no solo de recursos humanos, sino de materiales y repuestos necesarios.
Es importante considerar los tiempos de entrega de repuestos o equipos debido a las limitaciones en el traslado, muy relevante cuando la instalación se encuentra costa afuera (off-shore) y el mayor tiempo requerido por trabajos de mantenimiento en plataforma, como es el caso de instalaciones submarinas. Otro limite característico de las plataformas marinas son la máxima cantidad de personal admisible a bordo y la dificultad de acceder a equipos en áreas congestionadas. Todas estas consideraciones son fundamentales en la creación del modelo de simulación y pueden determinar el éxito o no de una buena planificación.
Uno de los retos más importantes en las plataformas de petróleo es definir el tiempo de mantenimiento
QUINTA: simulación. Finalizada la construcción del diagrama de bloques, recolección de información y definición de la filosofía de mantenimiento propuesta, se simula el proceso llevado a cabo en la plataforma de petróleo mediante un software especializado. Basado en el método estadístico numérico de Montecarlo, el programa informático proporcionará el porcentaje de disponibilidad de la instalación y la criticidad de cada subsistema en el resultado global.
Esta simulación numérica representa la vida de cada componente de la planta y cómo cada uno afecta a la disponibilidad total de la plataforma para llegar a resultados determi
nísticos que permiten identificar los cuellos de botella.
SEXTA: resultados obtenidos. La configuración de la plataforma de petróleo en estudio demuestra una disponibilidad, en condiciones operativas normales (diseño inherente), superior al 99%; mientras que, si se considera el promedio para 25 años, baja al 98%, al tener en cuenta el mantenimiento general de la instalación (‘turnaround’), que se lleva a cabo cada cinco años (ver figura 3).
El diferencial entre la disponibilidad normal operativa y la del promedio de vida útil de una plataforma determina el coste adicional debido a la indisponibilidad de sus equipos. Por esta razón es importante detallar el aporte individual de cada subsistema en la disponibilidad final de la instalación (ver figura 4).
Una vez identificados los cuellos de botella, estarán ya delineadas las líneas guía del proceso de optimización de los costes de operación y qué inversiones darán el mayor beneficio. En el caso de la plataforma de petróleo estudiada, los sistemas que más contribuyen a la disminución de la disponibilidad son:
• Equipos estáticos principales, cuyo fallo, al no tener redundancia, desemboca en la parada total de la instalación.
• Válvulas de producción de pozo y válvulas de inyección de agua, que tienen influencia relevante en la criticidad de la instalación por ser parte del circuito principal de operación de la plataforma de petróleo.
Los resultados del análisis de la plataforma, de acuerdo con las particularidades operativas y de mantenibilidad, pronostican una disponibilidad del sistema mayor del 98% para 25 años de operación. Según estos resultados, la instalación en estudio está diseñada adecuadamente para la disponibilidad requerida por el cliente, siempre y cuando se cumpla con las asunciones definidas para la mantenibilidad, especialmente por lo que hace referencia a las frecuencias de mantenimiento, inspección de equipos estáticos y disponibilidad de repuestos.
CONCLUSIONES
» Los paros operacionales no planificados suponen grandes pérdidas, tanto económicas como sociales, especialmente en el sector de la energía y de las infraestructuras críticas. » Un estudio RAM, en particular si se realiza en una etapa temprana de diseño, es una herramienta fundamental para definir las medidas necesarias para asegurar la disponibilidad de una instalación y garantizar que se cumple con el objetivo de producción o suministro deseado. » A partir de la identificación de cuellos de botella se podrán proponer mejoras al proceso, ya sea desde el punto de vista de configuración del sistema, redundancia de equipos, filosofía de mantenimiento o disponibilidad de repuestos.
» La aplicación de un estudio costo-beneficio a los resultados del estudio RAM permitirá, además, una correcta priorización y selección de las medidas.
El estudio RAM es decisivo especialmente en el momento en el que se valida el diseño de la instalación y se planifica la estrategia del mantenimiento a realizar