Qual é o intervalo de inspeção ideal
para um pipeline antigo?

Nossos clientes corriam o risco de serem forçados a reparar ou renovar o oleoduto em curto prazo se um vazamento ou rompimento do oleoduto ocorresse ou se a tolerância para corrosão fosse excedida.
Reprogramar a próxima inspeção reduziria o risco de reparos forçados e tempo de inatividade em cerca de US $ 31.000 / mês
A substituição reduziria significativamente os riscos e a necessidade de monitoramento.
Introdução de cronogramas de inspeção flexíveis para casos críticos, em vez de monitoramento de corrosão em intervalo fixo
Descrição do Problema

Nossos clientes estavam gerenciando um pipeline antigo com preocupações de integridade: com que frequência inspecionar e, em vez disso, renovar? O inspetor-chefe da fábrica estava preocupado com a inspeção insuficiente do duto de etileno envelhecido. O tubo estava sendo monitorado anualmente por meio de medições ultrassônicas da espessura da parede, seguindo um estudo de Inspeção Baseada em Risco (RBI). No entanto, ele considerou que a empresa corria o risco de ser forçada a reparar ou renovar o oleoduto a curto prazo, caso ocorresse um vazamento de etileno ou rompimento do oleoduto ou se se descobrisse que a tolerância para corrosão foi excedida.

Fomos chamados para apoiar um estudo de equipe multidisciplinar do programa de inspeção ideal usando o Processo SALVO . Isso fornece uma navegação estruturada e disciplina de avaliação para garantir todos os fatores, partes interessadas
interesses, incertezas e cenários foram explorados, quantificados e avaliados em uma base consistente e auditável. Este caso envolveu uma pequena equipe composta por inspetores, operações, manutenção, finanças e seguros, gestão de riscos e pessoal de segurança de processos. Ele usou uma mistura de dados históricos conhecidos (medições anteriores, custos, etc.), conhecimento especializado e alguns estudos de RBI anteriores para ajudar a estimar as taxas de degradação em curso (se tais informações não estivessem disponíveis, o processo facilita a captura de otimismo e extremos pessimistas de opinião de especialistas e explorados para sensibilidade à decisão).

Foram necessárias apenas 2 horas para construir o cenário de caso base, usando o storyboard SALVO apropriado e Software DST Inspection Evaluator ™ para modelar os riscos, custos e opções operacionais disponíveis. A equipe também desenvolveu uma série de cenários alternativos, como o efeito do realinhamento ou substituição do duto, para explorar o impacto da solução ideal.

O estudo que realizamos

O estudo, incluindo o teste de sensibilidade para todas as fontes de incerteza de dados, revelou o seguinte:

  • Houve uma oportunidade de introduzir cronogramas de inspeção flexíveis para casos críticos como este, em vez de monitoramento de corrosão em intervalo fixo. Esta estratégia de inspeção dinâmica é útil para ativos antigos, onde as inspeções devem se tornar mais frequentes à medida que a deterioração avança.
  • Se as inspeções só puderem ser realizadas durante as paralisações, o processo de avaliação inclui uma facilidade para identificar quais ocasiões de ‘oportunidade’ são mais bem exploradas, bem como uma potencial paralisação de ‘pit stop’ especificamente para fins de inspeção.
  • A substituição do oleoduto naturalmente resultaria em intervalos de inspeção mais longos e reduziria os custos de inspeção planejados e os níveis de risco associados ao oleoduto. Este estudo incluiu uma avaliação de quanto seria esse benefício (ver gráfico acima). No entanto, o investimento de capital significativo necessário para a substituição do gasoduto, o momento ideal para isso e os custos do ciclo de vida do tubo futuro precisariam ser avaliados em um Processo SALVO correspondente, apoiado pela análise de custo / risco / benefício relevante, usando o DST Módulo de software Lifespan Evaluator ™.
  • A diferença entre as estratégias derivadas de RBI e a verdadeira decisão ótima de custo / risco era clara. Considerando que RBI é um método sistemático extremamente poderoso de desenvolvimento de estratégias de monitoramento proporcionais ao risco, ele não considera adequadamente os custos (e custos de tempo de inatividade em potencial) de inspeções, a exposição probabilística de tolerâncias de corrosão excedentes e outros fatores econômicos que podem justificar mais cedo ou mais tarde intervenção.

Agendar a próxima inspeção em 3 meses, em vez de esperar pelo tempo derivado de RBI de 12 meses, reduziria o risco de reparos forçados e tempo de inatividade em cerca de $ 31.000 / mês. Esta intervenção anterior é justificada principalmente pelo risco de reparo forçado e tempo de inatividade se a tolerância de corrosão for excedida (linha azul no gráfico) ao invés do risco de integridade (linha vermelha). O estudo também considerou o efeito da substituição da tubulação de forma planejada. Isso reduziria significativamente os riscos e a necessidade de monitoramento: abaixo, o gráfico de comparação mostra a redução de custo / risco caso tal renovação ocorresse: esses dados de entrada para a avaliação do Capex, que usaria a avaliação SALVO correspondente o processo para justificar o investimento e tempo ideal.

A Woodhouse Partnership terá o prazer de mostrar a você como o Processo SALVO e Ferramentas de Apoio à Decisão ™ pode ser implementado para beneficiar sua empresa, Contate-Nos agora para uma consulta inicial gratuita. Estamos ansiosos para ouvir de você.

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COMENTÁRIOS

* Aplicam-se termos e condições

John Woodhouse

Com 30 anos de experiência em serviços públicos, petróleo e gás, transporte e outros setores, John é um dos especialistas mais conhecidos em projetos de gestão integrada de ativos para algumas das maiores empresas do mundo.

John é fundador e companheiro vitalício do IAM; ele escreveu 4 livros, presidiu o desenvolvimento do BSI PAS55 e representa o Reino Unido no comitê ISO55000.

Ele também liderou os projetos de colaboração internacional MACRO e SALVO na tomada de decisões de gestão de ativos otimizada.

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