Este paper muestra los resultados de un Análisis RBI realizado en una Planta de Tratamiento de Gas por Aminas.

1. Evaluación de Integridad Estructural, Análisis de Riesgo (RBI)
y Desarrollo de Plan de Integridad en Planta de Tratamiento de Gas
Ing. Esteban Rubertis1, Ing. Martín Toscano1, Lic Andrés Eduardo Rivas2
1
GIE S.A.
2
CONICET - Consejo Nacional de Investigaciones Científicas y Tecnológicas
Resumen
Se realizó un Plan de Inspección Basada en el Riesgo de una Planta de Tratamiento de Gas, el cual incluyó la Inspección Planificada,
externa e interna, una Evaluación de Integridad Estructural (EIE) y el Desarrollo de Planes de Inspección. Los resultados indican que
la Torre Contactora de Aminas es el equipo de mayor riesgo dentro del conjunto de equipamientos de la Planta, coincidiendo con la
experiencia de la industria. Este reporte demuestra que la aplicación de las técnicas combinadas de Evaluación de Integridad
Estructural y Análisis de Riesgo RBI conforman una poderosa herramienta para la toma de decisiones relacionadas con la Gestión de
Integridad y el nivel de inspección requerido en una instalación.
Keywords: Evaluación de Integridad Estructural; Inspección Basada en el Riesgo; Planes de Inspección; Gestión de Integridad.
1.- Introducción
Una de las etapas más importantes del tratamiento de Gas Natural proveniente de los pozos productores es la
absorción / remoción de los gases ácidos corrosivos y contaminantes: ácido sulfhídrico (H2S) y dióxido de carbono
(CO2). El método más común utilizado para la extracción de los gases ácidos es por medio de unidades de amina. Este
proceso se denomina Endulzamiento de Gas por Aminas, el cual consiste en la absorción selectiva de los contaminantes
mediante una solución acuosa a base de aminas, la cual circula en un circuito cerrado donde es regenerada para su
continua utilización. La Figura 1 muestra en forma esquemática el sistema de aminas típico utilizado en la industria.
Figura 1. Esquema de Plantas de Tratamiento de Gas Natural.
La absorción de H2S y CO2 se produce en la Torre Contactora a alta presión (hasta 1200 psi). Las aminas que
ingresan al equipo son denominadas Aminas Pobres. Por otra parte, las aminas salientes que reaccionan en la Torre con
los gases ácidos se denominan Aminas Ricas. El proceso continúa con la separación de hidrocarburos disueltos en la
solución de aminas ricas en el Tanque Flash. Posteriormente la amina es calentada en el Reboiler y recirculada en la
Torre Regeneradora. Así, la solución rica en sulfhídrico se regenera por agotamiento con vapor para recircularse a la
absorción, y el H2S separado se procesa en unidades donde primeramente se realiza una combustión parcial del mismo
para generar una proporción adecuada de H2S y SO2, que enseguida se hacen reaccionar catalíticamente para generar
azufre elemental. Luego, las aminas pobres pasan por intercambiadores y aeroenfriadores para llevar su temperatura al
valor deseado en la entrada de la Torre Contactora donde vuelve a comenzar el proceso mencionado [1].
Las Plantas de Tratamiento generalmente utilizan alcanolaminas en base acuosa para la extracción de H2S y CO2
del gas natural en la Torre Contactora. Los solventes químicos típicos incluyen: la monoetanolamina (MEA), para bajas
presiones parciales de gases ácidos; la dietanolamina (DEA), para usos generales; y la metildietanolamina (MDEA),
para remoción selectiva de H2S. La selección del proceso óptimo requiere de conocimientos especializados no
solamente de la química del proceso, sino también de los efectos colaterales de las aminas, los cuales pueden incluir

2. reacciones con compuestos COS o RSH, formación de bicarbonatos, precipitación de sales, degradación y absorción de
BTX, corrosión y Stress Corrosion Cracking (SCC).
Existen reportes de fallas catastróficas en este tipo de instalaciones siendo la más notoria la explosión ocurrida en
julio de 1984 por una falla en una Torre Contactora de Aminas en una refinería de petróleo en Chicago; esta explosión
causó la muerte de 17 personas y significativos daños en los equipamientos. La torre tenía 18.8 metros de altura, 2.6
metros de diámetro y una chapa de 25 mm de espesor tipo ASTM A516 Gr 70. La investigación fue complicada por el
daño causado por la fuerza de la explosión y el fuego: la parte superior de la torre de 14 metros fue encontrada a 1 km
de su ubicación original. La fisura que ocasionó la explosión se había extendido en más del 90% del espesor del
equipamiento y poseía una longitud de 800 mm.
La torre, puesta en servicio en 1970, fue reparada en servicio en varias ocasiones. Las investigaciones determinaron
la pérdida de resistencia del equipamiento debido a fisuras producidas por SCC adyacentes a las soldaduras reparadas
Asimismo, la tenacidad del material había sido reducida por fragilización por hidrógeno. Los análisis determinaron que
al alcanzar un valor entre el 90% y el 95% del espesor, el ligamento remanente del acero no soportó el estado tensional
aplicado desarrollándose la explosión [2,3].
2.- Desarrollo
Se realizó un estudio completo del estado de Integridad Estructural de una Planta de Tratamiento de Gas y
Endulzamiento por Aminas. La planta tiene una antigüedad de 6 años y opera con un caudal de gas de 2.5 millones de
metros cúbicos a una presión máxima de 1050 psi. El alcance del trabajo implicó la Inspección Planificada, externa e
interna, una Evaluación de Integridad Estructural (EIE), un Análisis de Riesgo RBI y el Desarrollo de Planes de
Inspección, sobre el 100% de cañerías y equipamientos estáticos.
La Inspección Planificada no sólo contiene los Ensayos No Destructivos típicos sino que incluye la Revisión de
Datos de los equipamientos, la Revisión de Antecedentes y la identificación previa de los mecanismos de daño
potencialmente activos para el diseño del Programa de Inspección.
La Evaluación de Integridad Estructural es una tecnología que surge como el resultado de la aplicación de técnicas
y procedimientos multidisciplinarios que permiten establecer la situación o estado en que se encuentra un equipo, con la
finalidad de prever su comportamiento futuro e indicar sus necesidades de inspección, monitoreo, recuperación,
refuerzo y/o reparación. En esta etapa, los datos obtenidos de la inspección fueron analizados para verificar la
Conformidad con los Códigos de Diseño y la Aptitud para el Servicio (API RP 579 [4]) de los equipamientos.
La Inspección basada en el Riesgo (Risk - Based Inspection, RBI) es una metodología que utiliza al riesgo como
una base para gestionar y priorizar los esfuerzos de un programa de inspección. Esta metodología implica normalmente
una reducción en los costos de inspección sin sacrificar seguridad ya que en las plantas industriales un porcentaje
relativamente alto del riesgo es asociado con un pequeño porcentaje de ítems del equipamiento. De esta manera, el RBI
permite el cambio de los recursos de inspección y mantenimiento para proveer un alto nivel de alcance sobre los ítems
de alto riesgo y un esfuerzo adecuado sobre el equipamiento de bajo riesgo.
Los objetivos de un programa RBI son:
• Examinar unidades de operación dentro de una planta para identificar áreas de alto riesgo.
• Estimar un valor de riesgo asociado con la operación de cada equipamiento basado en una metodología
consistente.
• Diseñar un programa de inspección apropiado.
• Gestionar sistemáticamente el riesgo de falla de los equipamientos.
Se realizó en primera instancia un Análisis de Riesgo Cualitativo el cual permitió discretizar entre los equipos de
alto y bajo riesgo. En base a estos resultados se tomó la decisión de realizar un Análisis de Riesgo RBI Semicuantitativo
a los equipos con mayor riesgo.
Los Planes de Inspección tienen como objetivo disminuir el riesgo de los equipos actuando sobre las frecuencias,
tipos de inspección y sistemas de mitigación de las consecuencias. De esta manera, basados en una priorización previa
se establecen Planes que cumplen con los requerimientos establecidos por las normas vigentes, optimizando los
recursos de inspección y garantizando un nivel de riesgo aceptable.

3. 3.- Resultados
Se realizaron los ensayos no destructivos típicos en las torres, intercambiadores de calor, hornos, cañerías y
recipientes a presión de la Planta de Tratamiento de Gas. Asimismo se realizó una Verificación del Sistema de
Protección Catódica de la planta. Los resultados de la Inspección Planificada y la Evaluación de Integridad Estructural
verificaron la Aptitud para el Servicio de la Planta de Tratamiento de Gas. Estos resultados servirán como datos de
entrada para la realización del Análisis de Riesgo RBI y el Desarrollo del Plan de Integridad para los equipamientos
basados en API 510 [5], API 570 [6], API 580 [7] y API 581 [8].
3.1.- Análisis de Riesgo Cualitativo
El análisis de Riesgo Cualitativo, basado en los lineamientos del Apéndice A de la publicación API BRD 581,
permitió evaluar rápidamente el estado de las unidades de equipamiento para priorizar su inspección. De esta manera, el
estudio permitió posicionar el ítem dentro de una matriz de riesgo de 5 x 5, la cual se divide en regiones de bajo, medio
o alto riesgo.
La Categoría Probabilidad fue evaluada para cada equipamiento considerando los factores de condición, los
mecanismos de daño potencialmente activos, y los factores de fabricación y proceso, entre otros, de la Planta en estudio.
Por otra parte, la Categoría Consecuencia analiza la inflamabilidad y reactividad de los fluidos procesados, la cantidad
de material disponible para la liberación, la cantidad de personas expuestas a una posible falla y los sistemas de
detección, aislación y mitigación, entre otros factores. Luego, la Categoría Probabilidad (entre 1 y 5), y la Categoría
Consecuencia (entre A y E) son combinadas para producir una estimación del riesgo de cada equipamiento.
A continuación, en la Figura 2 se muestran las matrices de riesgo de la planta completa, donde figuran las
cantidades de equipos que se encuentran en cada nivel de riesgo (antes y después de la realización de la Evaluación de
Integridad Estructural, EIE).
5 2 2 11 9 8 5 0 0 3 0 1
PROBABILIDAD
PROBABILIDAD
4 3 8 11 10 1 4 3 0 3 3 3
3 0 4 3 0 0 3 1 5 14 11 3
2 0 0 0 0 0 2 1 7 5 5 2
1 0 0 0 0 0 1 0 2 0 0 0
A B C D E A B C D E
CONSECUENCIA CONSECUENCIA
2.a. Matriz de Riesgo (antes EIE) 2.b. Matriz de Riesgo (después EIE)
Figura 2. Modificación del Riesgo debido a EIE.
En la Figura 2.a se presenta el Análisis de riesgo realizado en base a los datos existentes, planos, hojas de proceso
y escasos registros de inspección. Se puede observar un elevado número de equipos en las zonas de riesgo elevado. La
ejecución de una Evaluación de Integridad disminuyó la probabilidad de falla en una gran cantidad de equipos, como se
muestra en la Figura 2.b, al proveer una línea de base confiable sobre la cual calcular el riesgo de cada equipo. Este
proceso implica una inspección calificada y una adecuada gestión de la información recabada, y permite realizar
acciones concretas para obtener una disminución de la probabilidad de falla y/o una minimización de las consecuencias
de la misma. Este plan de acciones se conoce como Plan de Integridad.
Para el caso en estudio, los resultados indican que en ambos casos, la Torre Contactora se ubica en la posición E5
por lo que el equipo es considerado, aún después de la realización del EIE, con un nivel de Alto Riesgo dentro del
conjunto de equipamientos de la Planta de Tratamiento de Gas.

4. 3.2.- Análisis de Riesgo Semicuantitativo
En base a los resultados obtenidos en el análisis previo se tomó la decisión de realizar un Análisis de Riesgo RBI
Semicuantitativo a la Torre Contactora, basado en los lineamientos del Apéndice B de la publicación API BRD 581,
con el objeto de obtener un plan de inspección que permita gestionar los riesgos del equipo adecuada y racionalmente.
La Torre Contactora fue puesta en marcha en el año 1999, realizándose en el año 2005 una inspección externa y
posteriormente una inspección interna. La torre tiene 20.7 metros de altura, 78 pulgadas de diámetro y una chapa de 3
pulgadas de espesor tipo ASTM A212 Gr B.
El análisis semicuantitativo define al riesgo como la combinación de la probabilidad por la consecuencia. La
Probabilidad es analizada a través de los Módulos Técnicos, cuya función es evaluar estadísticamente la cantidad de
daño que puede estar presente y la efectividad de las actividades de inspección. Por otra parte, en este estudio se
consideran las consecuencias de daño a equipamiento y fatalidades potenciales calculando en forma simplificada el área
afectada por la posible liberación.
3.2.1.- Estimación de la Probabilidad
De acuerdo con el análisis realizado en la etapa de Inspección Planificada, los mecanismos de daño que pueden
estar potencialmente activos en la Torre Contactora son:
• Corrosión por aminas, la cual no es causada por la amina en sí misma, sino que es el resultado de los gases ácidos
disueltos (CO2 y H2S), productos de la degradación de las aminas, sales calientes de aminas estables (HSAS) y
otros contaminantes.
• Fisuración ó SCC por aminas, la cual se produce bajo la acción combinada de tensiones de tracción y corrosión
en presencia de soluciones acuosas de alcanolaminas a altas temperaturas.
• Fragilización por hidrógeno, producida por la degradación de las propiedades mecánicas a partir de la adsorción
y difusión de hidrógeno atómico, el cual puede provenir de un proceso corrosivo o directamente por contacto con
hidrógeno gaseoso o mezclas de gases que contengan hidrógeno.
Las variables que afectan a estos mecanismos se resumen en el tipo y composición de la amina, carga de gas ácida,
acumulación de sales (HSAS), velocidad de flujo, nivel de tensiones y temperatura. Luego, teniendo en cuenta lo
mencionado en los párrafos precedentes, los siguientes son los Módulos Técnicos evaluados, basados en los
lineamientos de los Apéndices G y H de la publicación API BRD 581:
1. Módulo Técnico Reducción de Espesor (Adelgazamiento): este MT asume que el mecanismo de adelgazamiento
resulta de un promedio de la velocidad de corrosión constante en el tiempo de operación de la planta. Para la
obtención del modulo técnico se utiliza la siguiente ecuación:
Modulo Técnico Red Esp (MT Esp) = Subfactor x Factor de Sobrediseño
Donde el Subfactor se encuentra tabulado en el Apéndice referido al MT Reducción de Espesores de API 581
Estos valores de subfactores tienen en cuenta la calidad, o grado, y cantidad de inspecciones anteriores y el
mecanismo de daño actuante. Mientras que para el Factor de Sobrediseño se utilizó una función dependiente de
la relación espesor actual / espesor requerido, lo cual es similar a considerar los sobre espesores para corrosión en
los recipientes.
2. Módulo Técnico Fisuración ó Fragilización (SCC/Hidrógeno): este MT provee estimaciones de la
susceptibilidad de los materiales a generar mecanismos de daño específicos bajo la acción combinada de tensiones,
medio ambiente y corrosión. Para la obtención del modulo técnico se utiliza la siguiente ecuación:
Modulo Técnico SCC (MT SCC) = Subfactor x Factor de Ajuste
Donde el Subfactor se encuentra tabulado en el Apéndice referido a SCC de API 581, el cual tiene en cuenta la
susceptibilidad del material a sufrir fisuración ó fragilización en base al análisis de los fluidos procesados,
tratamientos térmicos post soldadura, valores de dureza, contenido de H2S y CO2, calidad y cantidad de
inspecciones anteriores, etc. El Factor de Ajuste tiene en cuenta la utilización de probetas de hidrógeno y el
monitoreo de las variables claves del proceso.

5. Luego, el valor final del Módulo Técnico resulta de la sumatoria de los módulos anteriores y dicho valor es
clasificado para obtener el valor de Probabilidad utilizado en la Matriz de Riesgo. La Tabla 1 resume los valores
obtenidos en el Análisis Semicuantitativo de Probabilidad.
Módulo Técnico Variables Valor
Subfactor Módulo Técnico 1
Reducción de
Factor de Sobrediseño 1.8
Espesores
Módulo Técnico Red Espesores 1.8
Subfactor Módulo Técnico 90
Fisuración ó
Factor de Ajuste 2
Fragilización
Módulo Técnico SCC 45
Resultados Módulo Técnico Total
46.8
Análisis (MT Red Esp + MT SCC)
Probabilidad Categoría Probabilidad 3
Tabla 1. Valores obtenidos en la Evaluación de Probabilidad – Análisis de Riesgo Semicuantitativo.
3.2.2.- Estimación de las Consecuencias
Las consecuencias de la liberación de un fluido peligroso son estimadas de acuerdo con la siguiente metodología:
a.- Determinación del fluido representativo y sus propiedades.
b.- Selección de un conjunto de orificios de pérdidas (escenarios) para encontrar el rango posible de las
consecuencias en el cálculo del riesgo.
c.- Estimación de la cantidad total del fluido disponible para liberarse.
d.- Definir el tipo de liberación, para determinar el método a utilizar para modelar la dispersión y las
consecuencias.
e.- Determinar el área afectada potencialmente por la liberación.
La Tabla 2 resume los valores obtenidos en el Análisis de Consecuencia para los distintos escenarios.
Variables Valor
Pasos
Sistema Detección No tiene sistema de detectores de mezcla y llama.
Sistema de Parada de Emergencia (Shutdown)
Datos Sistema Aislación activados por operadores en la sala de control u otra
localización lejana de la zona de pérdida.
Sistema Mitigación Sistema de extintores.
Presión 1050 psi
a Temperatura 150 ºF
Fase Final fluido Líquido
Selección conjunto de escenarios
b ¼" 1” 4” Reventón
(tamaño de agujeros)
Duración de la liberación (minutos) 60 40 2.8 0
c
Máxima masa liberada (lbs) 6060 64646 72844 72844
d Tipo de Dispersión Líquido Contínua Líquido Instantánea
e Frecuencia de Falla 8x10-5 2x10-4 2x10-5 6x10-6
Daño a Area Afectada (ft2) 275 3242 25638 25638
e.1
Equipamientos Area Afectada Promedio (ft2) 4369
Fatalidades Area Afectada (ft2) 779 9191 74851 74851
e.2
Potenciales Area Afectada Promedio (ft2) 12571
Resul
tados Categoría Consecuencia E
Tabla 2. Valores obtenidos en la Evaluación de Consecuencia – Análisis de Riesgo Semicuantitativo.

6. Para el caso en estudio, la combinación de los valores de consecuencia y probabilidad determinan que la Torre
Contactora se ubica en la posición E3 de la Matriz de Riesgo Semicuantitativa. Esto significa un nivel Alto Riesgo para
el equipamiento, lo cual permite tomar la decisión de desarrollar un Plan de Inspección para la Torre Contactora.
3.3.- Planes de Inspección
En base al desarrollo de los Módulos Técnicos se analizaron las alternativas de inspección para la Torre Contactora.
Los grados de profundidad de inspección, teniendo en cuenta los mecanismos de daño, fueron categorizados de acuerdo
con lo establecido en los Apéndices de API 581. A continuación en la Figura 3 se muestran dos Planes de Inspección
Alternativos para la Torre Contactora en estudio.
10000
MT 2 Planes de Inspección
Alternativa 1
1000
4 Alternativa 2
1 3 6.1 8.1
6.2 10.1 12.1
100
7.1
5 8.2 10.2
11.1 14.2
7.2 9.1
10 12.2
13.1
9.2 11.2 15.2
13.2
Años
1
9
1
3
5
7
9
1
3
5
7
9
1
3
5
9
0
0
0
0
0
1
1
1
1
1
2
2
2
19
20
20
20
20
20
20
20
20
20
20
20
20
20
PLANES DE INSPECCION
Alternativa 1 Alternativa 2
Año Tipo de Tipo de
Puntos Observaciones Puntos Observaciones
Inspección Inspección
2005 2-3 Externa Ya realizada 2-3 Externa Ya realizada
2005 4-5 Interna Ya realizada 4-5 Interna Ya realizada
2007 - - - 6.2 - 7.2 Interna
Plan de Inspección
2010 6.1 - 7.1 Externa 8.2 - 9.2 Interna
Particular
2015 8.1 - 9.1 Interna Plan de Inspección 10.2 - 11.2 Interna
2020 10.1 - 11.1 Externa General 12.2 - 13.2 Externa Plan de Inspección
2025 12.1 - 13.1 Interna 14.2 - 15.2 Interna General
Figura 3. Plan de Inspección Torre T-1. Alternativa 1.
La Figura 3 demuestra la presencia de un alto nivel de riesgo desde el año de puesta en marcha del equipamiento
(Punto 1) hasta la inspección realizada en el año 2005 (Punto 2-3). Esto se debe a que la metodología RBI penaliza el
riesgo al establecer a la Torre Contactora con una condición de altamente susceptible a fallas por SCC por aminas.
Luego, el Módulo Técnico SCC adopta para este caso un alto valor de MT desde un primer momento y considera que el
equipo posee alto riesgo. En este caso, a medida que se realicen las respectivas inspecciones, determinando la aptitud
para el servicio del equipamiento, la metodología tendrá en cuenta el conocimiento adquirido, hasta un cierto punto en
que lo considerará seguro bajo condiciones estables de operación.
La reducción en el Módulo Técnico entre los Puntos 2 y 3 es causada por la realización del Estudio de Integridad
en el año 2005. Esta caída es significativa debido a que se trata de la primer inspección del equipamiento con lo cual se
disminuye la incertidumbre asociada. La segunda disminución, entre los Puntos 4 y 5, se corresponde con la Inspección
Interna realizada en una Parada de Planta Programada. El ingreso a la torre proporcionó una disminución mayor que la
primera inspección, al contar con datos internos confiables. A partir del Punto 6, las reducciones para los dos planes
considerados varían teniendo en cuenta el tipo de plan adoptado. Para el caso de la Alternativa 1, las reducciones en los
valores de MT resultan ser más significativos durante la realización de las inspecciones internas, mientras que en la

7. Alternativa 2 las disminuciones, durante el Plan de Inspección Particular, son comparables entre sí al realizarse en
todos los casos el mismo tipo y frecuencia de inspección.
Del análisis de estos dos planes alternativos se concluye que la Alternativa 2 es el Plan de Inspección más
recomendable de acuerdo a los criterios establecidos por API BRD 581, ya que de esta manera se optimizan los recursos
de inspección y el nivel de riesgo de la torre tiende a una condición segura en un plazo más corto. Asimismo se
recomienda la instalación de un sistema de aislación y venteo/purgado del equipamiento que trabaje en forma conjunta
con los sistemas detectores de mezcla y llama. De esta manera se pueden reducir los tiempos de fuga ante una eventual
falla, minimizando las consecuencias.
Es importante mencionar que cualquier cambio en las condiciones de operación o variables de proceso clave,
pueden impactar el análisis y requerir una reevaluación. Se deben identificar los cambios o datos adicionales que
dispararán la necesidad de un reanálisis, como ser: Programas de Gestión del Cambio, Modificación Condiciones
Operación, Condiciones de operación extraordinarias, Información actualizada y hallazgos de la inspección, etc.
4.- Conclusiones
El análisis precedente y la experiencia de la industria demuestran que la aplicación de las técnicas combinadas de
Evaluación de Integridad Estructural y Análisis de Riesgo RBI conforman una poderosa herramienta para la toma de
decisiones relacionadas con la Gestión de Integridad y el nivel de inspección requerido en una instalación.
5.- Referencias
[1] Robert Perry. Manual del Ingeniero Químico. McGraw-Hill (2001)
[2] Tom Siewert. Analysis of the Catastrophic Rupture of a Pressure Vessel. (2001)
[3] Harry McHenry. Examination of a Pressure Vessel that Ruptured at the Chicago Refinery of the Union Oil
Company. NBSIR 86-3049, National Bureau of Standards. (1986)
[4] API RP 579 - Fitness for Service. American Petroleum Institute. (2000)
[5] API Std 510 - Pressure Vessel Inspection Code. Maintance Inspection, Rating, Repair, and Alteration. American
Petroleum Institute. (2003)
[6] API Std 570 - Piping Inspection Code. Inspection, Repair, Alteration, and Rerating of In-service Piping Systems.
American Petroleum Institute. (2003)
[7] API RP 580 – Risk Based Inspection. Recommended Practice. American Petroleum Institute. (2002)
[8] API BRD 581 – Risk Based Inspection. Base Resource Document. American Petroleum Institute. (2000)