Co-Autor: Guillermo Carfi, Universidad Nacional Arturo Jauretche (UNAJ)

1. CONDICIONES DE FALLA EN UN DUCTO

La falla de un ducto enterrado (onshore u offshore) puede ser de dos tipos: una fuga o un reventón [1]. El reventón genera habitualmente consecuencias mucho mayores. A su vez, en presencia de un defecto, el acero con que están construidos los ductos tiene dos maneras de fallar:

•  Colapso plástico del ligamento remanente, donde el material se tensiona hasta alcanzar su resistencia a la fluencia. Este es el criterio usado habitualmente en los métodos simplificados de diseño, donde se define una presión máxima admisible (MAPO) suficientemente menor que el LÍMITE DE FLUENCIA del material (SMYS). De esta manera nos cubrimos de la influencia de los defectos que sabemos incorporaremos en el material (en especial en las soldaduras), cuando no usamos métodos de ensayos no destructivos (END) suficientemente precisos como para definir certeramente la forma y tamaño de los defectos.
• Propagación rápida de una FRACTURA. Esta es la forma en que ocurren la mayoría de las roturas de ductos en servicio. La fractura (dúctil o frágil) se dispara a partir de un concentrador de esfuerzos generado por un defecto. En esta condición, el material se tensiona hasta su TENACIDAD. La forma habitual de medirla es a partir de ensayos de impacto Charpy o, cuando se requiere mayor precisión, ensayos fractomecánicos (KIc, CTOD, integral J)

Fig. 1 Propagación de un defecto para producir una falla

La forma de la falla depende de la tenacidad y de la tensión de fluencia del material, de la longitud (2c) y profundidad (a) del defecto, y de los esfuerzos aplicados (presión interna, cargas externas, variaciones de temperatura). En soldaduras por arco, la resistencia y la tenacidad pueden variar según se trate de material base, material de aporte, o zona afectada por el calor (ZAC). Además, se deben incorporar en el análisis los esfuerzos debido a las tensiones residuales y concentradores geométricos introducidos por el proceso.

Fig. 2 Los parámetros para la evaluación: geometría del defecto, esfuerzos aplicados y propiedades del material.

Ninguna cadena es más resistente que su eslabón más débil. La cadena de tres eslabones de la Fig. 2 requiere la realización de ensayos no destructivos (NDT) que permitan, a partir de la detección de defectos, minimizar las probabilidades de una subestimación del tamaño de estos. Además, se debe asegurar que los esfuerzos utilizados en los cálculos no comprometan los resultados obtenidos, en consonancia con una adecuada definición de tenacidad y resistencia en las zonas más débiles de las uniones soldadas.

A estos cálculos, se incorporarán además Coeficientes de Seguridad Parciales para cada uno de los elementos del análisis (Fig. 2):

• Las dimensiones utilizadas para cada defecto evaluado (Fig. 1) tienen en cuenta la probabilidad de subestimación, que depende del método de ensayo no destructivo utilizado, y están afectadas por un coeficiente >1.
• La tenacidad y resistencia del material es la menor determinada en los ensayos de metal base, soldadura y ZAC, y están afectadas por un coeficiente <1.
• Los esfuerzos aplicados corresponden a la peor condición de todas las que enfrenta cada tramo de la tubería, durante su instalación y posterior servicio.

Los esfuerzos primarios en una tubería son los debidos a la presión interna, y los métodos simplificados de cálculo se basan en la idealización de un tubo cilíndrico perfecto, sin cargas externas. En este caso, la ecuación de Laplace se reduce a la Ley de Barlow para la tensión circunferencial:

Fig. 3 Tensiones (esfuerzos) en un ducto sometido a presión interna

Las tensiones axiales son de dos tipos: las debidas a tracciones longitudinales en el ducto, y las debidas a flexión. Para calcular la tensión axial σmcon origen en tracción, no solamente se debe tener en cuenta el efecto de la presión, sino también la interacción con el suelo en el que el ducto está enterrado. En cercanías de un extremo libre (por ejemplo, el casquete durante la prueba hidráulica:

$$\sigma_{m} = \frac{\sigma_{t}}{2}$$

En la mayor parte del ducto, enterrado en un suelo estable y razonablemente rígido, el desplazamiento axial es nulo, por lo que:

$$\sigma_{m} = \frac{\sigma_{t}}{3}$$

Finalmente, en casos de movimientos severos del suelo, por efecto de corrientes marinas y mareas en tuberías offshore, o durante el tendido del ducto en la zanja, aparecen cargas de flexión sobre el ducto. Estas cargas generan tensiones axiales σm que varían grandemente en el perímetro del ducto, pudiendo llegar a máximos mucho mayores que las componentes de tensión debidas a la presión interna, si no se toman los recaudos necesarios [2].

La propagación de una falla en una soldadura circunferencial está controlada por los esfuerzos axiales. Durante la construcción de tuberías enterradas onshore, los esfuerzos axiales de mayor relevancia son los debidos a la flexión en la línea al ser tendida en la zanja, habitualmente mediante la acción combinada de máquinas tiendetubos (sidebooms procedures). Durante el servicio posterior, los esfuerzos axiales de mayor relevancia son, en orden decreciente de importancia: las cargas axiales debidas a movimientos del suelo, presión interna, cargas verticales externas, y variaciones de temperatura y presión.

2. ASEGURAMIENTO DE LA CALIDAD DE LAS SOLDADURAS DE CAMPO

Las soldaduras circunferenciales en campo se realizan en condiciones menos que ideales.

En el Proyecto Duplicar Plus de Oldelval, la unión de los tubos del nuevo oleoducto de 525 kilómetros entre Allen y Puerto Rosales involucró soldaduras tipo manual SMAW y semiautomática, realizada por 60 soldadores durante 400 días. La soldadura en campo del Duplicar Plus fue un proceso complejo y extenso que utilizó diversos métodos para asegurar la integridad del nuevo oleoducto.  Las severas limitaciones de tiempo y exigencias de calidad hicieron que, para la construcción del Gasoducto Perito Francisco Pascasio Moreno, anteriormente conocido como Gasoducto Presidente Néstor Kirchner, se haya recurrido a procesos de soldadura automatizados. La misma decisión se ha tomado para el oleoducto Vaca Muerta Sur (VMOS).

La reparación de una soldadura circunferencial en campo involucra altos costos y tiempos. Para maximizar la precisión en la detección y dimensionamiento de eventuales discontinuidades, que podrían afectar la calidad de las soldaduras y, al mismo tiempo, minimizar las disrupciones al avance del frente de construcción, se utiliza un método de evaluación no destructiva por ultrasonido automatizado (AUS), también conocido como PAUT, por sus siglas en inglés (Phased Array Ultrasonic Testing).

La norma establecida para la aceptación de las discontinuidades detectadas mediante el empleo de esta técnica es la API 1104 [3], que en su apéndice A, establece los requisitos para la evaluación critica de ingeniería, o ECA por sus siglas en inglés. Procedimientos similares son definidos por otras normas también, como en el Anexo J de la norma canadiense CSA Z662-15 [4].

ECA se define como «un procedimiento analítico, basado en principios de mecánica de fractura, que permite determinar el tamaño máximo tolerable de imperfecciones«. ECA se utiliza ampliamente en la industria de tuberías debido a su confiabilidad y sus beneficios económicos cuando se aplica a soldaduras por fusión [5]. Los defectos más frecuentes en soldaduras por arco se tratan como defectos planos; esto es particularmente apto para los defectos de falta de fusión o penetración. Los defectos no planos (inclusiones de escoria o porosidad) son también tratados, conservadoramente, como defectos de tipo plano.

La forma en que los procedimientos de análisis ECA definen los límites de aceptabilidad de estos defectos supuestos como planos es mediante el uso de los Failure Assessment Diagrams (FAD), técnica que fue originalmente propuesta por los códigos R6 y BSI 6493 [6], y utilizada en un análisis por GIE Group por primera vez en 1995 [7].

En estos diagramas, Fig. 4, el eje horizontal define la cercanía de la situación de falla por colapso plástico, determinado por la relación Sr (stress ratio, también llamado load ratio Lr) entre la tensión equivalente (Von Mises, Tresca) y la resistencia a la fluencia o al flujo del material (SMYS).  En el eje vertical se define la cercanía de la situación de falla por fractura, definido por la relación Kr (K-ratio) entre la fuerza impulsora aplicada (K_I efectivo aplicado) y la fractotenacidad del material (K_IC). Los puntos de análisis de los defectos no críticos (los que NO deben ser reparados) caen en la zona SAFE.

Fig. 4 Un FAD evalúa la condición prevista para la falla

El FAD mostrado en Fig. 4 está basado en los criterios originales del documento R6, donde la curva limite es la denominada log-sec, pero existen otros diagramas específicos para cada material y nivel de análisis. El ECA es la base de los procedimientos para definir la Aptitud para el Servicio (Fitness for Service) de tuberías y recipientes de presión en uso en los cuales se encuentran defectos, y están normalizados por ejemplo en API 579 [8] y BS7910 [9].

Al respecto, es importante destacar que:

• mientras el colapso está ligado a los esfuerzos en las direcciones axial y circunferencial, la fractura (en modo I, usando la nomenclatura fractomecánica) está gobernada por el esfuerzo normal al defecto (esfuerzo axial en nuestro caso)
• los tubos API 5L (X60 y X70) utilizados en la construcción de los ductos modernos tienen un control de composición química y un tratamiento termo mecánico que les otorga una gran tenacidad, por lo que los puntos de análisis se ubican en general en la zona Sr>0.7, con un modo de fractura dúctil (también llamado desgarro dúctil). En términos micro mecánicos: la propagación de la fractura es por coalescencia de micro huecos, y no por clivaje.
• Tanto Sr como Kr dependen de las dimensiones de cada defecto analizado, pero la profundidad (a en Fig. 1) es el parámetro controlante, y el más difícil de medir con métodos tradicionales de END, como gammagrafía.
• Los defectos reales suelen ser más complejos que la fisura semieliptica superficial definida en la Fig. 1, las dimensiones a y 2c de cada defecto a analizar con el FAD surge de una serie de análisis, simplificaciones y recategorizaciones.
• Los defectos embebidos (o interiores, los que no acceden a la superficie) son menos críticos que los superficiales. En las soldaduras automáticas de campo los defectos más frecuentes y de mayores dimensiones están asociados a faltas de fusión o penetración, lo que se da mayoritariamente en la superficie interna del tubo.
• Las tensiones residuales de soldadura son muy importantes para la condición de fractura frágil (Sr<0,4). Cuando el modo de rotura es dúctil, las deformaciones plásticas tienden a redistribuir los campos de tensiones residuales, reduciendo su relevancia.
• Si bien la resistencia a la fluencia del material base del tubo (SMYS) es un dato generalmente conocido con razonable precisión y conservatismo, la tenacidad a la fractura K_IC suele no ser un parámetro exigido por la especificación de los materiales, y debe ser estimada mediante ensayos específicos o estimada conservativamente en forma indirecta (vía correlaciones con ensayos de impacto Charpy).
• En los materiales de soldadura y especialmente en las Zonas Afectada por el Calor de la soldadura (ZAC) la resistencia y la tenacidad varían apreciablemente según la posición en el cordón y los parámetros de soldadura en esa zona. Si no se realizaron los ensayos correspondientes como parte de la recepción de los materiales (por ejemplo, en el caso de tubos API 5L PS2) es posible que se requieran ensayos mecánicos adicionales. Recientes desarrollos en la estimación de estos parámetros en forma no destructiva (ensayos de indentación instrumentada) permiten mapear con precisión las variaciones de resistencia y permitirán en un futuro cercano realizar mapeos de tenacidad.

3. CONCLUSIONES

El uso de los procedimientos ECA establecidos en las normas conduce a resultados conservativos y seguros, siempre que se cumplan todas las condiciones en las cuales fueron realizados.  Para que estos límites se mantengan confiables, debe asegurarse que:

• La calidad de los tubos y los procedimientos de soldadura no sean modificados respecto a los utilizados en la evaluación.
• La precisión y exactitud del método de inspección se mantenga durante todo el proceso.
• Los esfuerzos axiales aplicados no superen los máximos definidos.

La condición de carga más severa sobre las discontinuidades en las soldaduras de campo onshore ocurre durante el tendido de la tubería en la zanja. Las tensiones axiales máximas aplicadas dependen de los desplazamientos laterales y la altura de la columna, y fundamentalmente de cantidad y posición de los tiendetubos. El ECA permite definir las dimensiones máximas admisibles, en función del número de tiendetubos utilizados

La máxima tensión axial durante el tendido se debe a la flexión de la columna, y es muy dependiente de la posición de los tiendetubos. Cualquier desvío por encima de los parámetros admisibles generará un aumento de la tensión axial por encima de los limites definidos en el ECA, con el agravante que un defecto propagado durante el tendido sería de difícil detección, y su reparación incurriría en costos elevados y demoras.

La resistencia a la fluencia SMYS y la tenacidad a la fractura K_IC de los materiales donde se ubiquen los defectos analizados (metal base, de soldadura y ZAC) deben ser estimadas con razonable precisión y conservatismo.

REFERENCIAS

1. Failure Analysis: Fundamentals and Applications in Mechanical Components. J.L. Otegui, Springer,2014, ISBN 978-3-319-03909-1.
2. Cañerías y Recipientes de Presión J.L Otegui,.E. Rubertis. EUDEM, 2012, ISBN 978-987-1371-96-9.
3. API Standard 1104 Welding of Pipelines and Related Facilities. American Petroleum Institute.
4. CSA Z662:19 Oil and gas pipeline systems. CSA Group.
5. S. Xu, W.R. Tyson, D.M. Duan: ECA of embedded flaws in pipeline girth welds–a review. Intl´ J. Press. Vess. & Piping, 172, Pp 79-89 (2019), https://doi.org/10.1016/j.ijpvp.2019.03.030
6. BSI 6493/91: Guidance on some methods for assessing the acceptability of flaws in fusion welded structures. British Standards Institution, 1991.
7. J.L. Otegui: Evaluación de estados tensionales y aptitud para el servicio del reactor de hidrogenación PBB R3202-3. Informe Técnico GIE-INTEMA, Mar del Plata, 1995.
8. API STD 579/ ASME FFS-1: Fitness For Service – American Petroleum Institute. Ed. 2021
9. BS 7910:2019: Guide to methods for assessing the acceptability of flaws in metallic structures. BSI Group.