MANUAL PARA MONITOREO / INSPECCIÓN DE INTEGRIDAD DE LÍNEA FLEXIBLE SUBMARINA - INSPECCIÓN BASADA EN RIESGO - IBR

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1 MANUAL PARA MONITORAMENTO / INSPEÇÃO DE INTEGRIDADE DE LINHA FLEXÍVEL SUBMARINA - INSPEÇÃO BASEADA EM RISCO - IBR MANUAL FOR MONITORING / INSPECTION OF INTEGRITY OF SUBSEA FLEXIBLE LINE - RISK BASED INSPECTION - IBR MANUAL PARA MONITOREO / INSPECCIÓN DE INTEGRIDAD DE LÍNEA FLEXIBLE SUBMARINA - INSPECCIÓN BASADA EN RIESGO - IBR Salvador Simões Filho 1 Luiz Antonio Lobianco e Souza 1 Ivan de Andrade Monteiro Filho 2 RESUMO Descreve-se, aqui, o Manual para Monitoramento / Inspeção de Integridade de Linha Flexível Submarina - Inspeção Baseada em Risco - IBR, desenvolvido por profissionais da Petrobras (Cenpes, E&P-CORP, E&P-SSE e UN-RIO). Apresenta-se a metodologia para o gerenciamento de integridade de sistemas de linhas flexíveis utilizadas em ambiente submarino. A filosofia adotada foi a do Programa de Gerenciamento de Risco PGR, usando Inspeção Baseada em Risco IBR. A ênfase em risco é adotada para o desenvolvimento, análise crítica e revisão do Programa de Monitoramento / Inspeção PMI. ABSTRACT This is the description of the Manual for Monitoring / Inspection of Integrity of Subsea Flexible Line Risk Based Inspection - IBR, developed by professionals at Petrobras (Cenpes, E&P-CORP, E&P-SSE and UN- RIO). It presents the methodology for the management of integrity of flexible lines systems used in subsea environment. The adopted philosophy was that of PGR Risk Management Program using Risk Based Inspection IBR. The emphasis on risk is adopted for the developed, critical analysis and review of the PMI Monitoring / Inspection Program. RESUMEN Es descrito, aquí, el Manual para Monitoreo / Inspección de Integridad de Línea Flexible Submarina - Inspección Basada en Riesgo - IBR, desarrollado por profesionales de la Petrobras (Cenpes, E&P-CORP, E&P-SSE y UN-RIO). Es presentada la metodología para la administración de integridad de sistemas de líneas flexibles utilizadas en ambiente submarino. La filosofía adoptada fue la del Programa de Administración de 1 P & D de Produção, Tecnologia Submarina, Centro de Pesquisas (Cenpes). salvador@cenpes.petrobras.com.br lobianco@cenpes.petrobras.com.br 2 E & P - Serviços / Unidade de Serviços Submarino ivanmonteiro@petrobras.com.br Bol. téc. Petrobras, Rio de Janeiro, 46 (3/4): , jul./dez.,

2 Riesgo PGR, usando Inspección Basada en Riesgo IBR. El énfasis en riesgo es adoptado para el desarrollo, análisis crítico y revisión del Programa de Monitoreo / Inspección PMI. 1. INTRODUÇÃO A importância das linhas flexíveis submarinas para a Petrobras foi fator preponderante para a participação em dois projetos multiclientes (joint industry projects) (1) e criação do Manual de Monitoramento / Inspeção de Integridade de Linha Flexível Submarina (2), orientado pela técnica de Inspeção Baseada em Risco - IBR (3-5). Até o momento, a Petrobras já adquiriu aproximadamente km de linhas. Outros fatores contribuíram para a criação do Manual (2) : - sintonia com empresas benchmarks e com o que está acontecendo no universo da indústria do petróleo, que são as normalizações de linhas flexíveis (6, 9), com os Programas de Gerenciamento de Risco PGR (10, 17) e com as técnicas de Inspeção Baseada em Risco IBR (3-5), reconhecendo que dentro de um Programa de Gerenciamento de Risco - PGR a atividade de Inspeção Baseada em Risco - IBR pertence ao elemento número 8 de gestão que é a Integridade Mecânica de Equipamentos Críticos; - preocupação com os riscos (produto da probabilidade de ocorrência de falha pela conseqüência) e com os custos dos empreendimentos de produção de petróleo. Os custos com monitoramento / inspeção e manutenção são partes fundamentais dos custos operacionais dos sistemas de linhas flexíveis submarinas. Portanto, gerenciar a inspeção de maneira otimizada é aplicar a técnica de Inspeção Baseada em Risco IBR, propiciando a criação e desenvolvimento de um Programa de Monitoramento / Inspeção PMI (1, 2) ; - adoção de procedimentos escritos e estruturados para o grupo que trabalha com linhas flexíveis submarinas, objetivando a melhoria contínua, conforme recomenda a normalização ISO (16, 18) Descrição Sucinta do Manual O Manual é composto por três partes, que são: - I - Diretrizes: local onde estão as orientações gerais para a realização do gerenciamento de integridade de sistemas de linhas flexíveis submarinas, aplicação da técnica de IBR e desenvolvimento do PMI. - II - Métodos: local onde estão os métodos de monitoramento / inspeção que serão utilizados em sistemas de linhas flexíveis submarinas. - III - Estudos de Caso: local onde estão os estudos realizados. Particularmente, o estudo baseiase em uma linha flexível submarina que interliga o FPSO (P-33) à Plataforma (P-19), localizada na Bacia de Campos. Bol. téc. Petrobras, Rio de Janeiro, 46 (3/4): , jul./dez.,

3 1.2. Uso do Manual O Manual contém procedimentos de suporte e metodologia para o desenvolvimento de uma sistemática consistente baseada em risco, visando à criação e desenvolvimento do PMI de sistemas de linhas flexíveis para uso submarino. Uma abordagem consistente para a avaliação de integridade de sistemas de linhas flexíveis requer, através do PMI, a provisão de medidas de prevenção e de mitigação, isto é, eliminação ou redução do potencial de falha para os modos de falha cujo risco é inaceitável. Os procedimentos do Manual devem ser utilizados por usuários de sistemas de linhas flexíveis, no âmbito da Petrobras, em seus PMIs, nos seguintes estágios: a. desenvolvimento de projeto de empreendimentos que contemplem o uso de linhas flexíveis em aplicações submarinas; b. operação de linhas flexíveis submarinas; e pode ser utilizado por inteiro, ou parcialmente, na Companhia, desde que seus procedimentos sejam seguidos Objetivos de um Programa de Gerenciamento de Integridade - PGI Os objetivos de um Programa de Gerenciamento de Integridade - PGI são: a. Implementação de uma estratégia de riscos própria, evitando incidentes que possam causar: perda de vida humana ou lesão; poluição ambiental; perda de produção; dano ao equipamento / instalação. b. Gerenciamento de integridade a partir de manutenção preditiva e a custos otimizados através de: identificação das necessidades de monitoramento / inspeção, consistente com a estratégia de risco; implementação de métodos de monitoramento / inspeção que possam detectar e predizer o potencial de falhas, o suficientemente cedo para possibilitar a tomada de ações corretivas de modo seguro e a custos otimizados; detecção de danos oriundos de incidentes não previstos, em geral cargas acidentais ou operação fora das condições especificadas, através de identificação de dano real ou inferido. Danos subseqüentes que podem ser evitados se as ações corretivas são tomadas em tempo hábil; Bol. téc. Petrobras, Rio de Janeiro, 46 (3/4): , jul./dez.,

4 desenvolvimento de um PMI sistemático que identifique modos de falha e eventos que tenham risco inaceitável; demonstração de confiabilidade. c. Conformidade com a legislação vigente, quando exigido. d. Provisão de um registro de dados operacionais considerando mudança de uso ou reutilização futura Dados de Entrada e Informações para Avaliação de Integridade As entradas (inputs) necessárias incluem as seguintes informações para o sistema de linhas flexíveis submarinas e seus componentes auxiliares: a. Para o sistema em estágio de projeto: especificação detalhada do sistema de linhas flexíveis propriamente dito, dos seus componentes auxiliares e das configurações das linhas; dados básicos de projeto dos ambientes interno e externo aos quais a linha flexível está exposta; cálculos de projeto; desenhos do arranjo; folha de dados do projeto da linha flexível; instruções de manutenção; resultados de falhas existentes ou de estudos de HAZOP (Análise de Perigos de operacionalidade) ou ainda HAZID (Identificação de Perigos) relacionados ao sistema do campo ou ao seu sistema de controle. b. Para o sistema em operação, as seguintes informações adicionais: meios existentes de monitoramento / inspeção; meios existentes de prevenção e / ou mitigação dos modos de falha; histórico da exposição da linha flexível junto com registros de instalação, registros de monitoramento / inspeção subseqüentes e todos os relatórios de anomalias ou reparos. Bol. téc. Petrobras, Rio de Janeiro, 46 (3/4): , jul./dez.,

5 2. SISTEMA DE GERENCIAMENTO DE INTEGRIDADE 2.1. Descrição da Técnica de IBR A IBR é um método para estabelecer a estratégia de monitoramento / inspeção baseada nos riscos principais, onde os esforços são focados nos elementos da linha flexível de alto risco com potencial de redução. Segue o princípio de Pareto (18, 19) 80/20 (80% dos efeitos são relativos a 20% das causas e vice-versa). A IBR utiliza os riscos de segurança, ambiente e de operacionalidade como um critério de decisão racional e custo eficiente para responder às seguintes questões: Onde inspecionar? O que inspecionar? Como inspecionar? Quando inspecionar? A que custo? Para a execução da IBR é necessária a criação de um grupo multidisciplinar (pessoas do projeto, operação, manutenção, inspeção, riscos etc) de no máximo cinco a seis pessoas, com reuniões de brainstorming regulares para confecção das planilhas. Os procedimentos do Manual visam manter, de forma consistente e aceitável, a classe de risco definida pelo operador de um sistema de linhas flexíveis submarinas. A metodologia adotada propõe uma estratégia de monitoramento / inspeção com base na classe de risco para o qual a linha ou elemento da linha está exposto. A classe de risco, no contexto, é definida como o produto dos valores atribuídos a dois tipos de classes: aquele referente à probabilidade de ocorrência de um elemento de um sistema de linhas flexíveis e aquele relativo à conseqüência de ocorrência, caso a falha venha a ocorrer Metodologia Básica para Avaliação de Integridade A aplicação dos procedimentos do Manual envolve a seqüência de etapas abaixo, que conduzem a um programa sistemático de avaliação das condições de integridade: a. subdivisão do sistema de linhas flexíveis; b. avaliação dos modos de falha potenciais; c. análise de risco para as subdivisões do sistema de linhas flexíveis; d. identificação das necessidades de monitoramento /inspeção; e. especificação (seleção de métodos e freqüência) do PMI; Bol. téc. Petrobras, Rio de Janeiro, 46 (3/4): , jul./dez.,

6 f. análise crítica e revisão periódica do PMI. As etapas propostas para a metodologia de avaliação de integridade são resumidas nos parágrafos seguintes: Subdivisão do Sistema de Linhas Flexíveis As entradas necessárias são: especificação do sistema de linhas flexíveis, da configuração, do arranjo das linhas, bem como dos componentes auxiliares; especificação das exposições (devido ao carregamento e ambientes externo e interno) em termos de valores esperados e de incertezas; premissas de projeto e previsão de vida em serviço; toda informação disponível relativa à exposição e histórico, no caso do sistema em operação; subdivisão do sistema de linhas flexíveis em elementos para efeito de identificação das seções das linhas com características similares quanto à: seção transversal (função, diâmetro e materiais), global (configuração, estático e dinâmico), produto interno (composição, pressão e temperatura), ambiente externo (profundidade de imersão e carregamento), acessibilidade para monitoramento / inspeção (externa e interna). Os elementos com características similares quanto à: condição de exposição, potencial de defeitos, modos de falha, probabilidades, conseqüências e exigências de monitoramento/inspeção são aglutinados em entidades denominadas de grupos de integridade (GI) Avaliação dos Modos de Falha Potenciais As entradas necessárias são: lista extensa [1 Part I, 2 Parte I, 6] dos modos de falha potenciais e mecanismos de falha e suas durações para linhas flexíveis; detalhes do tipo de serviço, exposição, configuração externa, carregamentos e configuração da seção transversal das linhas flexíveis no sistema; detalhes de anomalias de fabricação, transporte e instalação; detalhes de anomalias em operação que se tenha conhecimento até o momento (se houver). O objetivo da identificação dos modos de falha potenciais é a produção de uma lista compacta de modos de falha a que os grupos de integridade (GI) estão expostos. Bol. téc. Petrobras, Rio de Janeiro, 46 (3/4): , jul./dez.,

7 Análise de Risco para as Subdivisões do Sistema de Linhas Flexíveis As entradas necessárias são: grupos de integridade (GI); política de risco da Companhia que inclui qualquer critério definido de aceitação; modos de falha e durações; resultados de cálculos de projeto e de avaliações de vida em serviço realizados na fase de projeto. As necessidades de monitoramento / inspeção serão identificadas através dos modos de falha associados a classes de riscos inaceitáveis para qualquer período da vida em serviço do sistema de linhas flexíveis. A análise de risco para um grupo de integridade (GI) do sistema de linhas flexíveis é realizada como uma seqüência da implementação de três etapas, para cada modo de falha identificado no item 2.2.2, que são: a. Classificação da Classe de Probabilidade de Ocorrência (POR): A classe de probabilidade de ocorrência (POR) é avaliada para todos os modos de falha relevantes. A classe de probabilidade de ocorrência (POR) é avaliada através da estimativa da classe de probabilidade do evento iniciador (PEI) da falha e do nível de confiança. PEI TABELA I AVALIAÇÃO DA CLASSE DE PROBABILIDADE DE OCORRÊNCIA (POR) TABLE I ASSESSMENT OF PROBABILITY OCCURRENCE CLASS (POR) Estimativa da Classe de Probabilidade do Evento Iniciador (PEI) da Falha Nível de Confiança para Estimativa do POR Classe de Probabilidade de Ocorrência (POR) 3 Provável Baixa confiança 5 Alta confiança 4 2 Pouco Provável Baixa confiança 4 Alta confiança 3 1 Quase Impossível Baixa confiança 2 Alta confiança 1 (Nota1: O nível de confiança é função do modelo de degradação, histórico de inspeção e experiência anterior.) b. Classificação da Classe de Conseqüência de Ocorrência (COR): A classe de conseqüência de ocorrência (COR) de todos os modos de falha relevantes será também classificada de acordo com regras que definem os impactos das falhas quanto à segurança (perda de vida humana e lesão; e dano ao equipamento / instalação), ambiente (poluição ambiental) e operacionalidade (perdas de produção) do sistema. Bol. téc. Petrobras, Rio de Janeiro, 46 (3/4): , jul./dez.,

8 TABELA II AVALIAÇÃO DA CLASSE DE CONSEQÜÊNCIA DE OCORRÊNCIA (COR) TABLE II ASSESSMENT OF CONSEQUENCE OCCURRENCE CLASS (COR) Critério Interpretação Classe de Conseqüência de Ocorrência (COR) Segurança Perigo catastrófico para o pessoal ou patrimônio 5 Ambiente Contaminação ambiental catastrófica 5 Operacionalidade Perda catastrófica de operacionalidade 5 Segurança Perigo crítico para o pessoal ou patrimônio 4 Ambiente Contaminação ambiental crítica 4 Operacionalidade Perda crítica de operacionalidade 4 Segurança Perigo moderado para o pessoal ou patrimônio 3 Ambiente Contaminação ambiental moderada 3 Operacionalidade Perda moderada de operacionalidade 3 Segurança Perigo menor para o pessoal ou patrimônio 2 Ambiente Contaminação ambiental menor 2 Operacionalidade Perda menor de operacionalidade 2 Segurança Perigo desprezível para o pessoal ou patrimônio 1 Ambiente Contaminação ambiental desprezível 1 Operacionalidade Perda desprezível de operacionalidade 1 (Nota2: A classe de conseqüência de ocorrência (COR) é avaliada após consideração das medidas mitigadoras que tenham sido aplicadas para minimizar os efeitos da falha.) c. Avaliação da Classe de Risco (R) Para todos os modos de falha relevantes deverá ser calculado o risco pela seguinte equação: R = POR x COR. Assim, é criada a Matriz de Risco (MR). TABELA III MATRIZ DE RISCO (MR) TABLE III RISK MATRIX (MR) MR COR P O R (Nota3: Abordagem linear do risco para o nível estratégico de monitoramento / inspeção) Bol. téc. Petrobras, Rio de Janeiro, 46 (3/4): , jul./dez.,

9 Identificação das Necessidades de Monitoramento / Inspeção As entradas necessárias são: classes de probabilidade de ocorrência, conseqüência de ocorrência e risco; critérios de avaliação; avaliação do risco: o risco será analisado face aos critérios estabelecidos para cada modo de falha identificado, definindo-se, em decorrência, o nível de monitoramento / inspeção exigido. Neste caso, os requisitos mínimos para selecionar o nível de monitoramento / inspeção exigido são definidos nas tabelas IV e V, em função do risco (R). Risco (R) TABELA IV NÍVEL DE MONITORAMENTO/INSPEÇÃO TABLE IV MONITORING / INSPECTION LEVEL Nível de Monitoramento / Inspeção (Requisitos Mínimos) Alto Monitoramento / Inspeção Preditivo Médio Monitoramento / Inspeção de Detecção Baixo Monitoramento / Inspeção Básico Muito Baixo Nenhuma Ação a Tomar Bol. téc. Petrobras, Rio de Janeiro, 46 (3/4): , jul./dez.,

10 TABELA V DEFINIÇÃO DO NÍVEL DE MONITORAMENTO/INSPEÇÃO TABLE V DEFINITION OF MONITORING / INSPECTION LEVEL Nível de Monitoramento/Inspeção Monitoramento/Inspeção Preditivo Monitoramento/Inspeção de Detecção Monitoramento/Inspeção Básico Nenhuma Ação a Tomar (NAT) Definição Métodos de monitoramento / inspeção que permitem: estimar o período dentro do qual a probabilidade de falha oriunda de uma determinada fonte é considerada baixa ou negligenciável; prever a falha ou estimar a vida residual em serviço. Métodos de monitoramento /inspeção que permitem: verificar a contínua ausência de defeito quando isso refletir na adequação ao uso proposto para o grupo de integridade (GI) do sistema de linhas; detectar um estágio latente de falha antes da ocorrência da falha total da linha permitindo a aplicação oportuna da ação corretiva; Detectar uma falha já consumada cujas conseqüências, embora relativamente irrelevantes, aumentarão em gravidade com o tempo na falta de sua constatação. Métodos de monitoramento / inspeção, quantitativos ou não, que são usado tipicamente para: detectar anormalidades com respeito ao arranjo das linhas flexíveis e à sua configuração, bem como ao surgimento de dano; verificar a contínua falta de evidência de defeito observável quando isso refleti na adequação ao uso de um grupo de integridade (GI) de um sistema de linhas. Métodos de monitoramento / inspeção não são especificados face aos resultados da análise de risco associada ao respectivo modo de falha Especificação (Seleção de Métodos e Freqüência) do Programa de Monitoramento / Inspeção - PMI As entradas necessárias são: classes de probabilidade de ocorrência, conseqüência de ocorrência e risco e critérios de avaliação; métodos de monitoramento / inspeção [1 Part II, 2 Parte II] ; especificação de ensaios de laboratórios que possam ser executados de modo a reduzir as incertezas na predição da vida em serviço; expectativa do desenvolvimento do modo de falha. A partir dos métodos de monitoramento / inspeção descritos, e com base nas tabelas III, IV e V, é feita uma seleção final dos modos de falhas a serem abordados pelo Programa de Gerenciamento de Integridade - PGI. Em seguida, serão definidas ações estratégicas de monitoramento / inspeção, adicionalmente às regras de como as diferentes ações deverão ser aplicadas para uma determinada classe de risco. Para cada necessidade identificada de monitoramento / inspeção deverão ser também identificados todos os métodos de monitoramento / inspeção relevantes. Regras definirão como selecionar um método apropriado. Após os métodos terem sido avaliados e selecionados, será especificado o PMI. Bol. téc. Petrobras, Rio de Janeiro, 46 (3/4): , jul./dez.,

11 Análise Crítica e Revisão Periódicas do Programa de Monitoramento / Inspeção - PMI As entradas necessárias são: informações sobre o projeto, a predição da vida em serviço e a avaliação da classe de probabilidade de ocorrência (POR) e da classe de conseqüência de ocorrência (COR), para todos os modos de falha em análise; resultados de monitoramento / inspeção anteriores; modos de falha para os quais é realizado o monitoramento / inspeção; análises de falhas ocorridas versus métodos definidos inicialmente para monitoramento / inspeção, visando aferir a eficácia desses métodos. Deverão ser definidos procedimentos para reavaliação do programa com base nos resultados de monitoramento / inspeção para todos os modos de falha que estão sujeitos a monitoramento / inspeção. Deverão ser estabelecidos ainda, com base nos critérios prescritos, procedimentos para atualização do PMI. REFERÊNCIAS BIBLIOGRÁFICAS (1) (2) (3) (4) (5) (6) (7) (8) (9) MCS and ROBIT, Guidelines for Integrity Monitoring of Unbonded Flexible Pipe - Part I, Monitoring Methods for Unbonded Flexible Pipe - Part II and Example Monitoring Strategy, for Ivanhoe/Rob Roy Field - Part III, MCS International and Robit AS, Aberdeen, Scotland, PETROBRAS/CENPES, Manual para Monitoramento/Inspeção de Integridade de Linha Flexível Submarina - Inspeção Baseada em Risco - IBR, Partes, I, II e III, Centro de Pesquisa Leopoldo A. Miguez de Mello/Petrobras, Rio de Janeiro, API STD581, Risk-Based Inspection Base Resource Document, American Petroleum Institute, Washington, DC, Bjørnøy O.H., Jahre-Nilsen C., Eriksen Ø, and Mørk K, RBI Planing for Pipelines Description of Approach OMAE PIPE4008, Rio de Janeiro, Brasil, Bjørnøy O.H., Jahre-Nilsen C., Marley M., and Williamson R., RBI Planing for Pipelines Principles and Benefits OMAE PIPE4007, Rio de Janeiro, Brasil, API RP17B, Recommended Practices for Flexible Pipe, American Petroleum Institute, Washington, DC, API SPEC17J, Specification for Unbonded Flexible Pipe, American Petroleum Institute, Washington, DC, CONTEC N-2409, Specification for Flexible Pipe, SC-21, Comissão de Normas Técnica Petrobras, Rio de Janeiro, DNV Offshore Standard, DNV-OS-F101, Submarine Pipeline Systems, Det Norske Veritas, Norway, Bol. téc. Petrobras, Rio de Janeiro, 46 (3/4): , jul./dez.,

12 (10) (11) (12) (13) (14) (15) (16) (17) (18) (19) AIChe/CCPS, Guidelines for Hazard Evaluation Procedures, Center for Chemical Process Safety, American Institute of Chemical Engineers, New York, API RP75, Recommended Practices for Development of a Safety an Environmental Management Program for Outer Continental Shelf (OCS) Operations and facilities, American Petroleum Institute, Washington, DC, API RP750, Recommended Practices for Management of Process Hazards, American Petroleum Institute, Washington, DC, API RP761, Model Risk Management Plan Guidance for Exploration and Production (E&P) Facilities, American Petroleum Institute, Washington, DC, BS STD8800, Occupational Health and Safety Management Systems, British Standards Institution, London, EPA 40 CFR 68, Accidental Release Prevention Requirements: Risk Management Programs Under Clean Air Act Section 112(r)(7), Federal Register, Vol. 61, N 120, p , Environment Proctetion Agency, ISO STD14000, Environmental Management Systems, International Organization of Standardization, Geneve, OSHA 29 CFR , Process Safety Management of Highly Hazardous Chemicals, Federal Register, Vol. 57, N 36, p. 6365, ISO STD9000, Quality Management and Quality Assurance Standards, International Organization of Standardization, Geneve, J M Juran, "Juran's Quality Control Handbook", McGraw-Hill, New York, Bol. téc. Petrobras, Rio de Janeiro, 46 (3/4): , jul./dez.,