Las plataformas de petróleo off-shore son grandes estructuras ubicadas en la superficie marítima, cuyo objetivo es el de extraer, procesar y transferir el petróleo o gas a un usuario final. Básicamente se trata de una instalación industrial que conlleva limites evidentes debido a la congestión de equipos en un espacio limitado. Este artículo detalla un análisis RAM en una plataforma de petróleo off-shore.
Su producción es regulada por tratados comerciales y autorizaciones administrativas que definen exactamente el periodo de uso de un yacimiento de petróleo. Es fundamental, entonces, optimizar los costes de instalación y producción con 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.
Para determinar de forma cuantitativa cómo maximizar la producción de manera continua durante la vida útil de una instalación, es necesaria una evaluación exhaustiva de los parámetros fiabilidad, mantenibilidad y disponibilidad
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 desarrollan en las siguientes etapas:
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:
En la figura 1 se detallan dichos subsistemas y sus equipos críticos.
En la fase de recopilación de las informaciones requeridas 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:
En la tabla 1 se detallan valores típicos de tasas de fallo para algunos subsistemas.
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 RAM 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:
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.
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:
Uno de los retos más importantes en las plataformas de petróleo es definir el tiempo de mantenimiento 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.
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 determinísticos que permiten identificar los cuellos de botella.
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 (‘turn around’), 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:
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.
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