API 1160 Traduccion

Sistema de Manejo Integral para las Tuberías de Líquidos Peligrosos

Segmento de la Tubería

ESTÁNDAR API 1160 PRIMERA EDICIÓN, NOVIEMBRE DE 2001

Instituto Americano De Petróleo Ayudándolo a hacer el trabajo bien i COPYRIGHT 2003 instituto Americano de Petróleo Amoco/5928366101

El documento proporcionado por IHS Licensee=BP usuario =, 02/21/2003 de 14:22:58 MST , preguntas o comentarios sobre este mensaje: llame por favor a Grupo de Gerencia de la Política del Documento en1-800-451-1584.

Sistema de Manejo Integral para las Tuberías de Líquidos Peligrosos

ESTÁNDAR API 1160 PRIMERA EDICIÓN, NOVIEMBRE DE 2001

Instituto Americano De Petróleo Ayudándolo a hacer el trabajo bien ii COPYRIGHT 2003 instituto Americano de Petróleo Amoco/5928366101


NOTAS ESPECIALES Las publicaciones del API tratan necesariamente problemas de una naturaleza general. Con respecto a circunstancias particulares, locales, estatales, y las leyes y las regulaciones federales deben ser revisadas. API no está pretendiendo resolver los deberes de patrones, de los fabricantes, o de los proveedores para advertir y para entrenar correctamente y no equipa a sus empleados, y otros expuestos, referentes a salud y los riesgos de seguridad y las precauciones, ni pretende detener sus obligaciones locales, estatales, o leyes federales. La información referente a riesgos de seguridad y de salud y las precauciones apropiadas con respecto a los materiales y las condiciones particulares se deben obtener del patrón, el fabricante o el proveedor de ese material, o la base de datos del material de seguridad. Ninguna información contenida en cualquier publicación del API debe ser interpretada como garantía de derecho, implícitamente o de otra manera, para la fabricación, la venta, o el uso de cualquier método, aparato, o producto cubierto por los documentos de patentes. Tampoco cualquier cosa contenida en la publicación debe ser interpretada como seguro de cualquier persona contra la responsabilidad por la infracción de la patente. Generalmente, los estándares del API se repasan y están revisados, reafirmados, o retirados por lo menos cada cinco años. Una extensión de una sola vez de hasta dos años será agregada algunas veces a este ciclo de la revisión. Esta publicación no este vigente no más de cinco años después de que su fecha de la publicación como API operativo estándar o, donde se ha concedido una extensión, sobre la nueva edición. El estado de la publicación se puede comprobar del segmento de la tubería del API [ teléfono (202) 682- 8000 ]. Un catálogo de las publicaciones y de los materiales del API es publicado anualmente o periódicamente puesto al día por API, 1220 L calle, N.W., Washington, dc 20005. Este documento fue elaborado bajo procedimientos de la estandardización del API que aseguran la notificación y la participación apropiadas en el proceso de desarrollo y se señala como estándar del API. Preguntas referentes a la interpretación del contenido de este estándar o comentarios y preguntas referentes a los procedimientos bajo los cuales este estándar fue desarrollado debe ser escrito y dirigido al encargado de la estandardización, del Instituto Americano del Petróleo, 1220 L calle, N.W., Washington, dc 20005. Los pedidos del permiso de reproducción o de traducción de todo o cualquier parte del material publicado adjunto se deben también dirigir al gerente general. Los estándares API se publican para facilitar la amplia disponibilidad de la ingeniería probada, sana y de las prácticas de funcionamiento. Estos estándares no se piensan para evitar la necesidad de aplicar el juicio sano de la ingeniería en relación con cuando y donde estos estándares deben ser utilizados. La formulación y la publicación de los estándares del API no se piensa de ninguna manera para inhibir a cualquier persona de usar alguna otra práctica. Cualquier equipo o material de la marca del fabricante en conformidad con los requisitos de la marca de un estándar del API es solamente responsable de conformarse con todos los requisitos aplicables al estándar. El API no representa, autorización, o garantá que tales productos están de hecho conformes con el estándar aplicable del API. Todos los derechos reservados. Ninguna parte de este trabajo se puede reproducir, almacenar en un sistema de recuperación, o transmitir por cualquier medio, electrónico, mecánico, fotocopiando, registrando, o de otra manera, sin el permiso escrito anterior del editor. Contacte al editor, servicios que publican del API, calle 1220 L, N.W., Washington, dc 20005.

Copyright © Instituto Americano de Petroleo

iii COPYRIGHT 2003 instituto Americano de Petróleo Amoco/5928366101


PREÁMBULO Requisitos Reguladores del Manejo Integral de la Tubería Este sistema estándar de Manejo Integral de la Tubería para Líquido Peligroso proporciona la dirección a la industria de la tubería para la totalidad de manejo. Es importante que los operadores que usan este estándar entiendan los requisitos de seguridad federales de la tubería para el manejo integral de ésta en áreas de alta trascendencia al establecer o realzar sus programas de manejo integral. Aunque los operadores de la tubería deben cumplir con las regulaciones de seguridad de la ésta, un programa robusto de calidad total de la tubería alta requiere más que un acercamiento al cumplimiento del manejo integral de la tubería. Los operadores deben construir sobre las bases establecida por las regulaciones para desarrollar un programa del manejo integral que ofrezca los mejores servicios para sus necesidades operacionales únicas. Para asistir a los usuarios del estándar, esta advertencia proporciona un resumen de los requisitos reguladores para el manejo integral. Eficaz mayo 29, 2001, Código de Regulaciones Federales (CFR) la operación federal de la tubería de líquidos peligrosos que gobernaba y su mantenimiento fueron enmendados para establecer los nuevos requisitos para el “Manejo Integral de la Tubería en las Áreas de Alto Riesgo” (49 CFR 195.452, designados aquí la regla) 1. El propósito de estos nuevos requisitos es realzar y validar la totalidad de la tubería, y proporcionar la protección mejorada para las áreas de alta trascendencia que se podrían afectar por un lanzamiento involuntario de líquidos peligrosos de un sistema de tubería. Las áreas de alta trascendencia se definen en 49 CFR 195.450 como: 1.Una área de alta población, Significa un área urbanizada, según definida y delineada por la oficina de censo de ESTADOS UNIDOS, que contenga a 50.000 o más personas y tenga una densidad demográfica por lo menos de 1.000 personas por milla cuadrada. 2. Otra área poblada, Significa un lugar, según lo definido y delineado por la oficina de censo de U.S, que contenga una población concentrada, tal como una ciudad, aldea, u otra área residencial o comercial incorporado o no incorporada a la ya señalada. 3. Un canal comercialmente navegable, Significa un canal donde existe una probabilidad substancial de la navegación comercial. Estos canales se identifican en la red nacional de los canales, en una base de datos geográfica creada por el comité nacional del diseño de los canales de GIS. 4. Un área del ambiente que se ha señalado como inusualmente sensible a los derrames de aceite (un área inusualmente sensible) USA se define en el estándar 49 de CFR 195.6. Este estándar API incluye la dirección para cumplir con estos requisitos basados en las prácticas probadas de la industria para manejar integralmente el sistema de tuberías. 1

Esta se aplica a los operadores de tuberías de líquidos peligrosos cuando operen 500 millas o más de tuberías de líquido peligroso. Cuando este estándar estaba siendo preparado una regla similar que cubría a los operadores de tuberías de líquidos peligrosos estaba siendo preparada.

iv COPYRIGHT 2003 instituto Americano de Petróleo Amoco/5928366101


La puntos siguiente proporciona una descripción de los requisitos en el 49 de CFR195.452, e identifica la localización en este estándar en donde la dirección y la información se proporcionan para facilitar la conformidad del operador. La regla requiere que los operadores desarrollen y pongan un programa escrito del manejo de la ejecución total. Este programa del manejo integral debe incluir:  Una identificación de todos los segmentos de la tubería que podrían afectar una área de alta trascendencia en el acontecimiento de una falla del plano.  Un plano para delinear los despieces de la línea de la tubería.  Un marco que guíe como cada elemento del programa de manejo integral del operador deba ser implementado. Los segmentos de la tubería que podrían afectar áreas de alta trascendencia se deben identificar antes de diciembre 31 de 2001. El plano y el marco del despiece de la línea se deben terminar antes de marzo 31 de 2002. La sección 5 de este estándar proporciona una descripción de un programa de manejo integral de la tubería, y los pasos necesarios para hacer el marco de trabajo requerido. El Plano del despiece de la línea base para determinar la condición de la línea de segmentos que podrían afectar áreas de alta trascendencia debe: 1. Identificar todas las líneas de segmentos que podría afectar un área de alta trascendencia. La sección 6 de este estándar describe donde conseguir la información sobre la localización de las áreas de alta trascendencia y cómo determinar si una línea o la línea de segmentos podría afectar un área de alta trascendencia. 2. Especifique el método usado para determinar la integridad de la tubería para cada segmento. los métodos aceptables para conducir despieces totales son prueba de presión, inspección interna equipada 2, u otra tecnología que el operador demuestre que puede proporcionar una comprensión equivalente de la condición de la tubería. 3. Proporcione un horario para terminar el despiece total inicial para cada segmento.

4. Explique la base técnica para la selección del método del despiece total y la evaluación de los factores de riesgo considerados al programar el despiece. Las secciones 7 y 8 de este estándar proporcionan la dirección para seleccionar factores de riesgo importantes y dar la prioridad a los segmentos para los programas de despiece total. La sección 9 describe los diversas métodos y herramientas del despiece total, y las consideraciones importantes en la determinación del acercamiento apropiado para una situación particular. El plano del despiece de la línea de base debe estar disponible para la revisión por la oficina ambiental encargada de la revisión e interventoría durante las inspecciones. Los operadores deben repasar periódicamente este plano para estar seguros de que se continúa reflejando las prioridades apropiadas en los 2

Para la frecuencia baja, la resistencia eléctrica de la tubería soldada con autógena (ERW) o el regazo de tubería soldada con autógena conforme con faltas longitudinales de la costura, un operador debe seleccionar un método capaz de determinar la integridad de la costura, y ser capaz de detectar anomalías de la corrosión y de las anomalías de deformación.

v COPYRIGHT 2003 instituto Americano de Petróleo Amoco/5928366101


despieces totales que conducen la línea de segmentos que puede afectar áreas de alta trascendencia. En caso de necesidad, el plano del despiece de la línea se puede revisar para reflejar nuevas experiencias de funcionamiento, los conocimientos ganados de los despieces totales iniciales, y otros datos del mantenimiento y de la vigilancia. Aunque la regla requiere un plano del despiece de la línea de fondo solamente para los segmentos que podrían afectar las áreas de alta trascendencia, un operador puede encontrar que tal plano es útil para su sistema entero, y por consiguiente, podría ampliar el alcance de su programa. La dirección proporcionada en este estándar es conveniente para los sistemas completos de la tubería y no se limita a las áreas de alta trascendencia. La regla requiere que los operadores realicen la evaluación total de la línea de fondo antes de marzo 31 de 2008 para todos los segmentos de la tubería que podrían afectar un área de alta trascendencia. Además, cincuenta por ciento de este kilometraje de la tubería se debe determinar antes de septiembre 30 de 2004, comenzando con los segmentos del riesgo más alto. Los operadores, que han realizado los documentos de despiece total después de enero del 1 de 1996, pueden utilizar estas evaluaciones para validar la línea total si el acercamiento y la documentación del despiece son constantes con las provisiones de la regla. En la evaluación de los resultados del despiece total, los operadores deben integrar la información de otras fuentes relevantes con la inspección o los resultados de la prueba para identificar y para caracterizar completamente las amenazas potenciales para canalizarlas totalmente. Otras fuentes de información pudieron incluir los datos catódicos del sistema de protección, encuestas sobre intervalos cercanos, resultados de inspecciones internas anteriores, funcionamiento e historia del escape, informes de patrullajes, informes expuestos de la tubería, etc. La sección 7 de este estándar trata del acopio, revisiones, e información y datos que lo integran. De esta evaluación, el operador debe identificar la localización, la naturaleza, y el riesgo relativo de las características que podrían amenazar la integridad de la tubería. Los operadores deben utilizar un acercamiento riesgo-basado en las actividades de la reparación y de la mitigación a dar prioridad, en las cuales cualquier defecto u otras características que tengan el potencial que de lugar a un escape o a una falta a corto plazo se pueda tratar puntualmente. La regla establece los límites del momento específico por los cuales ciertas anomalías identificadas por la inspección en línea deben ser reparadas o ser atenuadas. La sección 9 proporciona la dirección adicional para las anomalías a que hay que dar prioridad y programar. Como parte integral de un programa de continuación del manejo integral, la regla también requiere que los operadores valoren de nuevo periódicamente la totalidad de la tubería en la línea de segmentos que podría afectar áreas de alta trascendencia en los intervalos para no exceder cinco años. El riesgo representado por el segmento se debe utilizar para establecer el intervalo apropiado del despiece dentro de este período de cinco años. Los operadores no les puede ser permitidas variaciones de este intervalo de cinco años si una evaluación confiable de la ingeniería conjuntamente con otras actividades tales como supervisión externa que proporcione una comparación. Comprensión de la condición de la tubería. Los métodos del evaluación de riesgo descritos en la sección 8 proporcionan un acercamiento para establecer una justificación técnica para intervalos más largos de la inspección. Las variaciones

vi COPYRIGHT 2003 instituto Americano de Petróleo Amoco/5928366101


pueden también ser permitidas si una tecnología particular del despiece deseado para un segmento dado no está disponible (Ej.., los nuevos y más sofisticados dispositivos internos de la inspección). Los operadores que solicitan tales variaciones deben notificar a la interventoría por adelantado y mantener la documentación que justifica estas decisiones. Después de terminar un despiece de la línea de base, un operador debe conducir un análisis del riesgo para la línea segmentos que podría afectar áreas de alta trascendencia. Este análisis debe identificar y evaluar la necesidad de acciones preventivas y atenuantes adicionales para proteger éstas áreas. Tales acciones pueden incluir realzar los programas de la prevención de daños, mejora y supervisión de protección catódica, reducción de vigilancia y los intervalos de inspección, adelantar entrenamientos, conducción de perforaciones con los responsables de las emergencias, y otros controles del manejo. La sección 10 describe un número de medidas de control preventivas y atenuantes comunes del riesgo que se puedan utilizar para proporcionar la protección adicional. Los operadores deben también evaluar explícitamente la necesidad de dispositivos y de realces de restricción del flujo de la emergencia a los sistemas de la detección de escape para proteger áreas de alta trascendencia. La regla proporciona los factores importantes que se considerarán en la ejecución de estas evaluaciones. Según lo observado previamente, la regla requiere que el operador desarrolle y proponga un programa del manejo y ejecución total. Este programa debe incluir los elementos siguientes:  Un proceso para determinar qué segmentos de tubería podría afectar un área de alta trascendencia (sección 6 de este estándar).  Un Plano del Despiece de la Línea de Fondo (Sección 9).  proceso del periódico despiece y evaluación de la integridad y la evaluación periódica de los segmentos que podrían afectar las áreas de alta trascendencia (secciones 9 y 11).  Un proceso analítico que integra toda la información disponible sobre tubería integral y las consecuencias de una falla (sección 7 discute fuentes de información, y la sección 8 describe un proceso de la evaluación de riesgo que integre estos datos para identificar riesgos de la tubería).  Reparación o mitigación para tratar las ediciones identificadas por el método del despiece integral (sección 9).  Proceso para identificar y evaluar medidas preventivas y atenuantes para proteger áreas de ata trascendencia (la sección 8 describe un proceso basado en riesgo para hacer estas determinaciones).  Métodos para medir la eficacia del programa de manejo integral (sección 13).  El proceso para la revisión del despiece integral, resultado y análisis de datos de un individuo calificado. El acercamiento de un operador para desarrollar y poner cada uno de estos elementos en ejecución se debe tratar en el marco. Finalmente, la regla identifica los expedientes que se deben mantener por el operador. Un operador debe tener una descripción escrita del programa de manejo integral que incluya cada elemento del programa que pone en ejecución. La documentación que apoyaba las decisiones y los análisis que realizó como parte del programa también deben explicarse. Es importante que el operador documente la justificación técnica para

vii COPYRIGHT 2003 instituto Americano de Petróleo Amoco/5928366101


las decisiones de manejo integral dominantes así como para cualquier variación o desviación permitida por la regla.

viii COPYRIGHT 2003 instituto Americano de Petróleo Amoco/5928366101


CONTENIDO La página 1 INTRODUCCIÓN. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . ... . . . . . . . . . . . . . 1 1.1 propósito y Objetivos. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .. . . ... . . . . ............ . . 1 1.2 Principios guía . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . ............. . . . . . . . .......1 2 ALCANCE. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . ... . . . . . . . . . . . . . 2 3 REFERENCIAS. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .. . . . . . . . . . . . . . . 2 3.1 Códigos de Referencias, Guías, y Normas. . . . . . . . . . . ...... . . . . . . . . ........2 3.2 otras Referencias. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . ........ . . . .......... 3 4 CONDICIONES, DEFINICIONES, Y SIGLAS. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .3 5 PROGRAMA DE MANEJO INTEGRAL.................. . . . . . . . . . . . . . . . . . . 4 5.1 Consideraciones generales. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . ..... . . . 4 5.2 Elementos del armazón. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . ... . . . . . . ...... . 4 6 ÁREAS ALTA TRASCENDENCIA................ . . . . . . . . . . . . .- . . . . . . . . . . 7 6.1 Identificación de las áreas de alta trascendencia . ... . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 7 6.2 Uso de la Información de HCA . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .. ... . . . . . . . . 7 6.3 Determinación de Si un Segmento de la Tubería pudiera Afectar un área de alta trascendencia........................ . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . ... . . . . . . . . 7 6.4 Información de HCA documentando. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . --....... . . . 8 7 COLECCIÓN DE DATOS, REVISIÓN, E INTEGRACIÓN. . . . . . ....... . . . 8 7.1 Fuentes de los datos. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 8 7.2 Identificación y Situación de Datos. . . . . . . . . . . . . . . . . . .......------ . . . . . . 9 7.3 Establecer un Sistema de la Referencia Común. . . . . . . . . . .......... . . . . . . . 9 7.4 Colección de los datos. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . ... . . . . . . . . . 9 7.5 Integración de los datos. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 10 8 APLICACIÓN DE VALORACIÓN DE RIESGO. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 10 8.1 Desarrollo de un Acercamiento de Valoración de Riesgo. .... . . . . . . . . . . 10 8.2 Definición de Riesgo de la Tubería. . . . . . . . . . . . . . . . . .. . . . . . . . . . . . . 13 8.3 Riesgo estimando que Usa los Métodos de Valoración de Riesgo. . . . .. . . 13 8.4 Características de un Acercamiento de Valoración de Riesgo Legítimo... . 15 8.5 Primer Paso en el Proceso de Valoración de Riesgo. . . ....... . . . . . . . . . ... 15 8.6 Valoración de riesgo. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .................... 15 8.7 Centro del Riesgo Componentes Metodológicos de Valoración. . . ....... . . 16 8.8 Identificación y Recogida de Datos Requeridos para la Valoración de Riesgo. . .. . . . ...................................................................................................18 8.9 Validación y Priorización de Riesgos. .. . . . . . . . ... . . . . . . . . ............. . . . 18 8.10 Mando de riesgo y Mitigación. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . ....... . 20 8.11 Valoración de Riesgo continua. . . . . . . . . . . . . . ..... . . . . . . . . . . . . . . .....21 9 INICIAL EL DESARROLLO DE PLAN DE VALORACIÓN BÁSICO Y LA APLICACIÓN. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .. . . . . . . . . ............. . 21 9.1niciar el Plan Básico. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .......... . 21 9.2 Anomalías de la tubería y Defectos. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . ....... 21 9.3 Inspección Interior de la tubería y Tecnología de revisión .. . . . . . . . . ......21 ix COPYRIGHT 2003 instituto Americano de Petróleo Amoco/5928366101


9.4 Determinación de Inspección Intervalo/Frequencia. . . . . . . . . ............ . . 23 9.5 Comprobación hidrostática. . . . . . . . . . . . . . . . .. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 25 9.6 Estrategia para Responder a las Anomalías Identificadas por las Inspecciones del En-línea.................................................................................. 27 9.7 Métodos de reparación. . . . . . . . . . . . . . . . . . . .... . . . . . . . . . . . . . . . . . . 29 10 OPCIONES de la MITIGACIÓN. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 29 10.1 prevención De Daño a Terceros . . . . . . . . ... . . . . . . . .................... . . . . . 29 10.2 Control de Corrosión. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . ........... 31 10.3 descubriendo y Minimizando los Descargos de la Tubería Imprevistos. . 31 10.4 tubería la Reducción de Presión Que opera. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 34 11 REVISIÓN DEL PLAN de MANEJO INTEGRAL. . . . .............. . . ...... . . 34 12.MANEJO INTEGRAL DE LAS ESTACIONES Y LOS TERMINALES. DE LAS TUBERÍAS. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 34 12.1 Recolección de los datos. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .. . . 34 12.2 preocupaciones Único a las Opciones de la Mitigación. .. . . . . . . . . . . . . 35 12.3 Opciones de la mitigación. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .. . . . 35 13 EVALUACIÓN del PROGRAMA. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . ... . . . 36 13.1. Medidas de realización . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .. . . . . ..................... . . 37 13.2 Metodología de Medida de la realización. . . . . . . . . . . . . . . . . ................ 37 13.3 Funcionamiento de la Medición que Usa las Comparaciones Interiores. . 38 13.4 Funcionamiento de la medición que Usa las Comparaciones Externas. . . 38 13.5 Auditorias. . . . . . . . . . . . . . . . .. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .... 38 13.6 Mejora dl funcionamiento. . . .. . . . . . . . . . . . ...... . . . . . . . . . . . . . . .........40 14 CAMBIO del DIRECTOR EN UN PROGRAMA INTEGRAL...... . . . . . . 40 14.1 Cambios reconocidos Que Afectan el Programa Integral............ . . . . . . . 40 14.2 Actualización del Programa de Tuberías. . . . . . . . . . . . ... ......... . . . . . . . 41 APÉNDICE A TIPOS DE LA ANOMALÍA, CAUSAS, Y PREOCUPACIONES. APÉNDICE B ESTRATEGIAS DE REPARACIÓN. 47 APÉNDICE C ZONAS DE INFORMACIONES ESTÁNDARES PARA EL SEGUIMIENTO ESCAPES EN LA TUBERÍA. . . . ............................. ......... 51 APÉNDICE D CAMPOS DE DATOS ESTÁNDARES PARA LA INFORMACIÓN DE LA INFRAESTRUCTURA DE LA TUBERÍA. .. ....... 69 Las figuras 5-1 Armazón para un Programa de Manejo Integral............. . . . . . . . . . . . . . . . 5 8-1 Descripción Simplificada de Riesgo. . . . . . . . . . . . . . . ... . . . . . . . . . . . . . 14 8-2 Jerarquía de Valoración Simplificada de Riesgo... . . . . . . . . . . . . . . . . ..... 17 Las tablas 7-1 tipos de Datos para Coleccionar. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 11 8-1 Muestra de las Variables Medioambientales. . . . .. . . . . ... . . . . . . . . . . . . 19 8-2 Variables de Plan de muestra. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 19 8-3 Variables que Afectan el Riesgo de las Tuberías (la Lista Parcial). . . . . . . 19 9-1 Tipos de Anomalías y Herramientas para Descubrirlos. . . . . . . . .. . . . . . . 24 9-2 Resumen de Reparaciones de la Tubería Permanentes Normalmente Usadas.................................................................................................................28 x COPYRIGHT 2003 instituto Americano de Petróleo Amoco/5928366101


13-1 Ejemplo de Funcionamiento de Categorías de Medidas . . ...................... 39

xi COPYRIGHT 2003 instituto Americano de Petróleo Amoco/5928366101


.

1 Sistema de Manejo Integral para las Tuberías de Líquidos Peligrosos Introducción 1.1 PROPÓSITO Y OBJETIVOS la meta del operador de cualquier tubería es hacer funcionar la tubería de una manera tal que no haya efectos nocivos sobre los empleados, el ambiente, el público, o sus clientes como resultado de sus acciones. Hacen esto mientras que ellos llenan las necesidades del cliente y ganan una cuantía razonable en su inversión. La meta es operar sin error, sin derramar, y sin incidentes de la tubería. Un programa de manejo integral proporciona medios de mejorar la seguridad de los sistemas de la tubería y de asignar recursos del operador con eficacia para: - Identificar y analizar de manera real los acontecimientos potenciales del precursor que pueden dar lugar a incidentes de la tubería. - Examina la probabilidad y severidad de los incidentes potenciales de la tubería. - Proporciona medios comprensibles e integrados para examinar y comparar el espectro disponible de los riesgos y de las actividades de la reducción del riesgo. - Proporcionan medios estructurados y fácilmente comunicados para seleccionar e implementar actividades que reduzcan riesgos. - Establecen y le hacen seguimiento al funcionamiento del sistema con la meta de mejorar ese funcionamiento. Este estándar enmarca un proceso que un operador de un sistema de la tubería pueda utilizar para determinar riesgos y para tomar decisiones sobre riesgos en el funcionamiento de una tubería de líquidos peligrosos para reducir el número de

incidentes y los efectos nocivos de errores y de incidentes. La sección 5 describe el manejo integral que forma la base de este estándar. Este marco se ilustra esquemáticamente en el cuadro 5-1. Este estándar también apoya el desarrollo de los programas de manejo integral requeridos bajo título 49 CFR 195.452 de las regulaciones federales de la seguridad de la tubería. Este estándar es pensado para su uso por parte de los individuos y de equipos encargados del planeamiento, implementación y mejoramiento del sistema de manejo integral de la tubería. Un equipo incluiría típicamente a ingenieros, personal de funcionamiento, y los técnicos o los especialistas con la experiencia o la maestría específica (corrosión, inspección en línea, vigilancia de vías, etc). Los usuarios de este estándar deben estar familiarizados con las regulaciones de la seguridad de la tubería (parte 195 del título 49 CFR), incluyendo los requisitos para los operadores de la tubería para tener un programa escrito de la integridad de la tubería, y para conducir una evaluación de la línea de fondo y nuevas valoraciones periódicas de la integridad del manejo de la tubería. 1.2 PRINCIPIOS GUÍA Al desarrollar este estándar de manejo integral del sistema de la tubería, ciertos principios de guía son la base del documento entero. Estos principios se reflejan en muchas de las secciones y se proporcionan aquí para dar al lector el sentido de la necesidad de visión integral de la tubería de una amplia perspectiva. La integridad se debe construir en el sistema de la tubería xii

COPYRIGHT 2003 instituto Americano de Petróleo Amoco/5928366101


desde el planeamiento, del diseño, y la construcción El manejo integral de una tubería comienza con el diseño del sonido y la construcción de la tubería. La dirección para la nueva construcción se proporciona en un número de estándares del consenso, incluyendo ASME B31.4, así como las regulaciones de la seguridad de la tubería. Mientras que estos estándares y pautas se aplican al diseño de una tubería, el diseñador debe considerar el área, las travesías de la tubería y los impactos posibles que la tubería puede tener en esa área y la gente que resida en su vecindad. La nueva construcción no es un tema de este estándar, pero las especificaciones del diseño y la condición de cómo construirla proporcionan información importante de la línea de fondo para un programa de manejo integral. La integridad del sistema se construye en la gente calificada, usando procesos definidos para operar instalaciones a las que se les hace mantenimiento. La integridad de la instalación física es solamente parte del sistema completo que permite que un operador reduzca el número de incidentes y los efectos nocivos de errores y de incidentes. El sistema total también incluye a gente que opera las instalaciones y los procesos del trabajo que los empleados utilizan y siguen. Un programa comprensivo del manejo integral debe tratar a la gente, a los procesos, e instalaciones. Un programa de la gerencia de la integridad debe ser flexible. Un programa de la manejo integral se debe modificar para requisitos particulares para apoyar condiciones únicas de cada operador. Además, el programa se debe evaluar continuamente y debe ser modificado para acomodar los cambios en el diseño y la operación de la tubería, los cambios en el ambiente en el cual el sistema funciona, y COPYRIGHT 2003 instituto Americano de Petróleo Amoco/5928366101

los nuevos datos de funcionamiento y la otra información integral relacionada. La evaluación continua se requiere para estar seguros de que el programa toma las ventajas de la tecnología mejorada y que el resto del programa se mantiene integrado con las prácticas de negocio de operadores esto apoya efectivamente las metas integrales de los operadores. Los operadores tienen opciones múltiples disponibles para tratar riesgos. Los componentes de la facilidad o del sistema pueden ser cambiados; el entrenamiento adicional se puede proporcionar a la gente que opera el sistema; los procesos o los procedimientos pueden ser modificados; o una combinación de las acciones puede ser utilizada para que tengan el impacto más grande en la reducción de riesgo. La integración de la información es un componente dominante en el manejo del sistema integral. Un elemento dominante del manejo integral es la compilación de toda la información disponible en el proceso de toma de decisión. La información que puede afectar la comprensión del operador de los riesgos importantes en un sistema de la tubería viene de una variedad de fuentes. El operador está en la mejor posición para recopilar y para analizar esta información. Integrando toda la información disponible, el operador puede determinar donde están los más grandes riesgos de un incidente, y tomar decisiones prudentes para reducir estos riesgos. La preparación para conducir una evaluación de riesgo es un elemento dominante el sistema de manejo integral de la tubería. La evaluación de riesgo es un proceso analítico con el cual un operador determina los tipos de acontecimientos o las condiciones adversas que pudieran afectar la integridad de la tubería, la probabilidad de xiii El documento proporcionado por IHS Licensee=BP usuario =, 02/21/2003 de 14:22:58 MST , preguntas o comentarios sobre este mensaje: llame por favor a Grupo de Gerencia de la Política del Documento en1-800-451-1584.

que esos acontecimientos o condiciones conduzcan a una pérdida de integridad, y la naturaleza y la severidad de las consecuencias que pudieron ocurrir si hubiera una falla. Este proceso analítico implica la integración y el análisis de la información del diseño, de la construcción, del funcionamiento, del mantenimiento, de la prueba, y otro sobre un sistema de la tubería. Las evaluaciones de riesgo pueden tener alcances que cambian, variando niveles del detalle, y utilizan diversos métodos. Sin embargo, la última meta de evaluar riesgos es identificar y dar la prioridad a los riesgos más significativos de modo que un operador pueda tomar decisiones informado sobre estas ediciones. La evaluación de riesgos para canalizar integralmente es un proceso continuo. El analizar riesgos en un sistema de la tubería es un proceso iterativo. El operador recolectará periódicamente experiencia de funcionamiento adicional de la información y del sistema. Esta información se debe descomponer en factores en la comprensión de los riesgos del sistema. Como el significado y la importancia de esta información adicional al riesgo se entiende, el operador puede necesitar ajustar su plan integral por consiguiente. Esto puede dar lugar a cambios en los métodos o en la frecuencia de la inspección, o en las modificaciones adicionales al sistema de la tubería en respuesta a los datos. Como cambios se hacen, diversas tuberías dentro de una sola compañía de funcionamiento y diversos operadores estarán en diversos lugares con respecto a la meta de la operación sin incidente. Cada sistema de la tubería y cada compañía necesitarán metas y medidas específicas para supervisar las mejoras en integridad y determinar la necesidad de cambios adicionales. Las

acciones atenuantes se toman para los defectos perjudiciales. Los operadores deben llevar la acción de las ediciones de la integridad de la dirección planteada en las evaluaciones y de análisis de la información. Los operadores deben evaluar anomalías e identificar los que sean perjudiciales a la integridad de la tubería. Los operadores deben tomar la acción para atenuar o para eliminar defectos perjudiciales. La nueva tecnología se debe evaluar y utilizar, apropiadamente. La nueva tecnología se debe entender e incorporar en programas de manejo integral. Tal nueva tecnología puede realzar una capacidad de los operadores de determinar riesgos y la capacidad de herramientas analíticas para determinar la integridad de los componentes del sistema. Los operadores deben determinar periódicamente las capacidades de las nuevas tecnologías y de las técnicas que pueden proporcionar la comprensión mejorada sobre la condición de tuberías o proporcionar nuevas oportunidades de reducir riesgo. El conocimiento sobre el cuál está disponible y la voluntad eficaz permiten que el operador aplique las tecnologías o las técnicas más apropiadas a un riesgo específico y así mejorar los impactos del potencial de la dirección. Los programas integrales del sistema de la tubería y del manejo integral se deben evaluar sobre una base regular. La oficina de seguridad de la tubería proporciona una revisión periódica del programa del manejo integral para el operador a través de su personal de la aplicación. Se anima a los operadores a que realicen revisiones internas para asegurar la eficacia del programa de manejo integral en la realización de las metas de programas. Algunos operadores pueden elegir utilizar los servicios de terceros para asistir con tales evaluaciones. xiv



2 Alcance Este estándar es aplicable a los sistemas de la tubería usados para transportar líquidos peligrosos como se define en el título 49 CFR 195.2. El uso de este estándar no se limita a las tuberías reguladas bajo título 49 CFR 195.1, y los principios incorporados al manejo integral son aplicables a todos los sistemas de la tubería. Este estándar se diseña especialmente para proveer al operador una descripción de prácticas probadas en la industria del manejo integral de tuberías. La dirección es específica a tubería de la línea a lo largo del derecho de paso, pero el proceso y el acercamiento pueden y deben aplicarla a todas las instalaciones de la tubería, incluyendo estaciones de la tubería, a los terminales y a las instalaciones de la entrega asociadas a los sistemas de la tubería. Ciertas secciones de este estándar proporcionan especificaciones de la dirección en las estaciones de la tubería, en los terminales, y en las facilidades de la entrega.. 3 Referencias 3.1 CÓDIGOS, ESTÁNDARES Y GUÍAS REFERIDOS, API Std 5T1 Terminología de Imperfección RP 1110 Tuberías de Prueba de Presión de Líquido Publ 1156 Efectos de las abolladuras lisas y rocosas en tuberías líquidas del petróleo RP 579 Aptitud para el servicio Std 653 Inspección, Reparación, Alteración y Reconstrucción del Tanque API 570 Código de Inspección de Tuberías: Inspección, Reparación, Alteración en Sistemas de Servicio de Tuberías. DOT1 49 CFR Parte 195 Transporte de Líquidos Peligrosos por Tubería ASME2 1

Departamento de Transporte de los Estados Unidos, calle 400 7, Washington D.C. 20590

B 31.4 Sistema de Tuberías para Transporte de Hidrocarburos líquidos y Otros Líquidos B 31G Manual para determinar la fuerza restante de tuberías corroídas: Un suplemento al código de ASME B31 para la tubería de la presión NACE3 35100 Comité de reporte técnico “En línea Inspección no destructiva de tuberías” RP 0169 Control Externo de corroción en Sistemas de Tuberías Metálicas Sumergidas y Bajo Tierra.

3.2 OTRAS REFERENCIAS 1. La tubería (el En-servicio) el Manual de la Reparación de Tubería Investigación del Concilio Internacional, Proyecto PR-218-9307, El Dic. 94, Kiefner, J. F., Bruce, W. A., Stephens, D. R.,(www.prci.com) 2. Hazardous el Riesgo de la Tubería Líquido Assessment, California El Mariscal de Fuego estatal, el 1993 de marzo, 3. Kiefner, J. F., y Vieth, P. H., el ÒA ModiÞed Criterio, Evaluar la Fuerza Restante de Tubería Corroída El Informe final a la Corrosión de la Tubería el Comité De supervisión del Comité de Investigación de Tubería de La Asociación de Gas de americano, el 22 de diciembre de 1989, 4. la Tierra de O’Common: El estudio de Uno Llama y Daño y la prevención las mejores prácticas EE.UU. DOT Office de La seguridad en Tubería agosto de 1999 (www.commonground.com)

2

ASME Internacional, Park Avenue 3, New York, New York 10016-0518 3 NACE Internacional (Actualmente La Asociación Nacional de Ingenieros de Corroción), 1440 South Creek Drive, P.O. Box 218340, Houston, Texas 77218-8340.

xv COPYRIGHT 2003 instituto Americano de Petróleo Amoco/5928366101


5. Tubería de ÒNational Mapping System,Ó EE.UU. DOT Office de La seguridad en Tubería (www.npms.rspa.dot.gov) 6. ÒGuidelines para la Valoración de Mellas en Welds,Ó El Concilio de Investigación de tubería Internacional, Proyecto PR-218 9822, el Dic. 99, Rosenfeld, M. J. (www.prci.com) 4 ANOMALÍAS DE LOS TÉRMINOS, DE LAS DEFINICIONES, Y DE LAS SIGLAS: Una desviación posible del material o de la autógena de la tubería de los sonidos. La indicación se puede generar por la inspección no destructiva, tal como inspección en línea. Definición basada en el informe técnico del comité del NACE, inspección no destructiva en línea de tuberías. También vea, deserte; imperfección. presión de funcionamiento máxima actualmente establecida: funcionamiento a la máxima presión (MOP) de la tubería, a veces diferente del diseño MOP El MOP establecido actualmente se puede fijar debido a la necesidad hasta la fecha de una tubería o por otra razón. Presión actual de operación: La presión (suma de presión principal estática, de presión requerida para superar pérdidas de la fricción, y de cualquier presión trasera) en cualquier punto en un sistema de tubería cuando el sistema está funcionando bajo una condición de estado constante Defecto: Una imperfección de una magnitud que excede criterios aceptables. Definición basada en API 570. También vea, anomalía; imperfección. Informe final en línea de la inspección: Un informe proporcionado por el vendedor en línea de la inspección que provee al operador

una interpretación comprensiva de los datos de una inspección en línea. También vea, informe en línea preliminar de la inspección. HCA: áreas de alta trascendencia o riesgo: Esas localizaciones en donde un lanzamiento de la tubería pudo tener un efecto nocivo significativo en un área inusualmente sensible (véase 49 CFR 195.6), una área de alta población, otra área poblada, o un canal comercialmente navegable. Esta definición está especificada por las regulaciones federales en los Estados Unidos, vea 49 CFR 195. Imperfección: El defecto u otra discontinuidad conocida durante la inspección que puede estar conforme a criterios de aceptación durante un análisis de la ingeniería y de la inspección. Definición basada en API 570. También vea, anomalía; defecto. Indicación: Encuentro de una técnica no destructiva de la prueba o de la inspección. Definición basada en el informe técnico del comité del NACE, inspección no destructiva en línea de tuberías. Estado de funcionamiento bajo presión máxima estable: Presión Máxima (suma de presión principal estática, de presión requerida para superar pérdidas de la fricción, y de cualquier presión trasera) en cualquier punto en un sistema de tuberías cuando el sistema está funcionando bajo condición constante . La mitigación o la acción atenuante: Tomar la acción apropiada basada en una evaluación de los factores de riesgo para reducir el nivel del riesgo de una anomalía perjudicial dada. Tal acción puede consistir en ello pero no está limitada a ella. Prueba y evaluación adicional, los cambios al ambiente físico, los cambios operacionales, supervisión continuada, los cambios de xvi



procedimientos administrativos, o las reparaciones. MOP: Máxima presión de operación. Presión normal de operación: Presión pronosticada (suma de presión principal estática, de presión requerida para superar pérdidas de la fricción, y de cualquier presión trasera) en cualquier punto en un sistema de tubería cuando este está funcionando bajo un sistema en estado pronosticado constante. Operador: Una persona que posee u opera instalaciones de la tubería. Definición basada en 49 CFR parte 195 P&ID: Diagrama de instrumentación y tuberías. PLC: Controlador lógico programable. Informe en línea preliminar de la inspección: Un informe, realizado generalmente en un periodo corto de tiempo, que provee al operador de una lista de los defectos considerados como un peligro inmediato para la seguridad de las tuberías. Típicamente, el operador define los parámetros de divulgación reales. También vea, inspección en línea del informe final Riesgo: Una medida de pérdida en términos de la probabilidad del incidente, de la ocurrencia y de la magnitud de las consecuencias. Evaluación de riesgo: Se determina un proceso sistemático, analítico en el cual los peligros potenciales de la operación de la instalación están identificados así como la probabilidad y las consecuencias de acontecimientos adversos potenciales. Las evaluaciones de riesgo pueden tener alcances que cambian, y se realizan en los niveles variables de detalle dependiendo de los objetivos del operador (véase la sección 8). Manejo de riesgo: Un programa total que consiste en identificar amenazas potenciales para un área o un equipo; determinando el riesgo que se asoció a esas amenazas en COPYRIGHT 2003 instituto Americano de Petróleo Amoco/5928366101

términos de la probabilidad y de las consecuencias del incidente; atenuando el riesgo se reduce la probabilidad, las consecuencias, o ambas; y medir el reductor de riesgo se alcanzan los resultados. Presión de funcionamiento segura: La presión, calculada usando la fuerza restante de los fórmulas corroídos de la tubería, donde todas las regiones corroídas soportarán una presión igual a un nivel de la tensión de 1.39 veces la presión máxima de funcionamiento (MOP). SCADA: Control y adquisición de datos de supervisión. SCC: grieta por tensión y corrosión. Shall: este término se usa en este estandar para hablar de las practicas que son obligatorias. Should: El término que se utiliza en este estándar es para indicar esas prácticas que son preferibles, pero las cuales los operadores determinan que prácticas son alternativas o iguales o más eficaces, o esas prácticas para las cuales se requiere el juicio de la ingeniería. Prueba Stand-up (operacional): Una prueba de presión para determinar la tirantez del escape de una tubería o de un segmento de la tubería. Esta prueba se conduce típicamente con el producto (o agua) en una presión significativamente menor que la prueba de la presión hidrostática requerida por 49 CFR 195.304 (presión de funcionamiento máxima de 1.25 veces [ MOP ]) y no excede el MOP de la tubería. Una compañía de tubería puede conducir esta prueba después de que una tubería se alinee pero antes de comenzar el movimiento (entrega). TPD: Daños de tercera persona. 5 Programa de Manejo Integral 5.1 CONSIDERACIONES GENERALES Aunque todos los sistemas de la tubería tienen las características del diseño y xvii El documento proporcionado por IHS Licensee=BP usuario =, 02/21/2003 de 14:22:58 MST , preguntas o comentarios sobre este mensaje: llame por favor a Grupo de Gerencia de la Política del Documento en1-800-451-1584.

características de funcionamiento que son únicas a cada sistema individual, un programa eficaz del manejo integral del sistema de la tubería debe tener una base sólida abarcada de varios elementos dominantes. Esta sección describe un marco del programa que incluya estos elementos dominantes. El cuadro 5-1 ilustra este marco del programa del manejo integral. Desarrollar e implementar un programa de manejo y ejecución integral requiere hacerse bajo regulaciones federales sobre la seguridad de la tubería en 49 CFR 195.452. El Preámbulo de este estándar describe la regla. La regla requiere que cada operador prepare inicialmente un marco que describe cómo su programa de manejo de la integridad tratará varios elementos dominantes. El marco presentado en este estándar proporciona las prácticas reconocidas de la industria para desarrollar estos elementos en el contexto de establecer un programa comprensivo del manejo de la integridad. El marco demostrado en el cuadro 5-1 proporciona una estructura común sobre la cual desarrollar un programa específico del manejo integral del operador. Al desarrollar un programa de manejo integral, los operadores de la tubería deben considerar sus metas y objetivos únicos a ser alcanzados. y entonces utilizan acercamientos existentes o desarrollan nuevos procesos para asegurar estas metas. Hay muchos diversos acercamientos para poner los diversos elementos en ejecución identificado en el cuadro 5-1, extendiéndose a lo largo de una serie continua relativamente simple a altamente sofisticada y compleja. No hay mejor acercamiento de que sea aplicable a todos los sistemas de la tubería para todas las situaciones. Este estándar reconoce la importancia de la flexibilidad en diseñar el programa de manejo integral y proporciona la dirección COPYRIGHT 2003 instituto Americano de Petróleo Amoco/5928366101

conmensurada con esta necesidad. Es importante reconocer que un programa de la gerencia de la integridad debe ser un proceso altamente integrado e iterativo. Aunque los elementos representados en el cuadro 5-1 se demuestran secuencialmente para la facilidad en la ilustración, hay una cantidad significativa de lujo y de interacción de la información entre los diversos pasos. Por ejemplo, la selección de un acercamiento de la evaluación de riesgo depende en parte de qué integridad relacionó datos y de que la información esté disponible. Inversamente, mientras que realizan una evaluación de riesgo, las necesidades adicionales de los datos son identificados generalmente para mejorar ediciones potenciales de la integridad de la dirección. Los elementos de la evaluación así como los datos de la reunión y de riesgo se juntan y pueden firmemente requerir varias iteraciones hasta que este el operador satisfecho que la evaluación de riesgo caracteriza apropiadamente riesgos del sistema de la tubería. Una breve descripción de los elementos individuales del marco se proporciona en esta sección, tan bien como un mapa de camino más específico y descripción detallada de los elementos individuales que abarcan el resto de este estándar. Las referencias a las secciones detalladas específicamente en el estándar se proporcionan en el cuadro 5-1 para la conveniencia de los lectore. 5.2 ELEMENTOS del MARCO Identificar impactos potenciales de la tubería a HCAs. Este elemento del marco implica la identificación de los segmentos de la tubería que podrían afectar las áreas de alta trascendencia o riesgo (HCAs) en el acontecimiento de una fuga. La identificación del impacto de HCA implica xviii El documento proporcionado por IHS Licensee=BP usuario =, 02/21/2003 de 14:22:58 MST , preguntas o comentarios sobre este mensaje: llame por favor a Grupo de Gerencia de la Política del Documento en1-800-451-1584.

el tener acceso a información que identifica HCAs en un mapa, sobreponiendo el sistema de la tubería en este mapa, y determinándose en qué localizaciones podría afectar una fuga los HCAs que quedan dentro o cerca al pasillo del sistema de la tubería. Este análisis es requerido por 49 CFR 195.452. La dirección para hacer estas determinaciones se proporciona en la sección 6 de este estándar. Reunión, revisión, e integración iniciales de los datos. El primer paso es entender las amenazas potenciales de la integridad en HCAs y en cualquier otra parte a lo largo del sistema de la tubería así que hay que montar la información sobre riesgos potenciales. En este fase, el operador realiza la colección, la revisión, y la integración iniciales de los datos que son necesarios para entender la condición de la tubería e identificar las amenazas a su integridad en el sector. Los tipos de datos para apoyar una evaluación de riesgo incluyen la información sobre la operación, el mantenimiento, y las prácticas de la vigilancia, el diseño de la tubería, la historia de funcionamiento, y los modos y las preocupaciones de la falla específica que son únicos para cada sistema y los segmentos dentro de un sistema. La sección 7 proporciona un resumen de las fuentes de datos útiles, los elementos de datos comunes que se utilizan típicamente en análisis de riesgo y se acercan a la revisión y a la integración de los datos. Para los operadores que están formalizando un acercamiento al manejo integral, la unión inicial de los datos se puede centrar en un número limitado de parámetros de modo que una investigación sobre las amenazas más significativas de la integridad pueda estar fácilmente identificadas. La evaluación de riesgo inicial. En este estándar, los datos montados del paso anterior se utilizan para conducir una COPYRIGHT 2003 instituto Americano de Petróleo Amoco/5928366101

evaluación de riesgo del sistema de la tubería. El gravamen de riesgo comienza con una búsqueda sistemática y comprensiva para las amenazas posibles a canalizar o la integridad de la instalación. La identificación de amenazas potenciales no se debe limitar a una revisión de las categorías del riesgo conocido pero deben incluir pasos para buscar nuevas o únicas manifestaciones de riesgos. Con la evaluación integrada de la información y los datos recogidos en el paso anterior, la identificación del proceso de evaluación de riesgo, los acontecimientos de la localización específica, las condiciones, o las combinaciones de los acontecimientos y de las condiciones que podrían conducir a la pérdida integral de la tubería, y proporciona una comprensión de la probabilidad y de las consecuencias de estos acontecimientos. La salida de una evaluación de riesgo debe incluir la naturaleza y la localización de los riesgos más significativos en el sistema de la tubería. Hay una variación importante en el detalle y la complejidad asociados a diversos métodos de evaluación de riesgo. Algunos operadores, sin procesos formales de ella, , han encontrado que una evaluación de riesgo inicial del nivel de la investigación puede ser beneficiosa en términos de recursos que se enfocan en las partes más importantes. Durante una evaluación de riesgo de la investigación, un operador puede limitar el alcance del sistema a esas porciones del sistema donde una falla podría tener las consecuencias más severas (es decir, un HCA). De la misma manera, la evaluación de riesgo y la colección de datos se pueden enfocar para apoyar la identificación de los mecanismos más probables de la falla en esos segmentos de la tubería, sin entrar al detalle extenso. Debido a el tiempo limitado en el cual preparar el plan de evaluación de la línea de fondo requerido por 49 CFR 195.452, algunos operadores pueden xix El documento proporcionado por IHS Licensee=BP usuario =, 02/21/2003 de 14:22:58 MST , preguntas o comentarios sobre este mensaje: llame por favor a Grupo de Gerencia de la Política del Documento en1-800-451-1584.

encontrar una visión de la investigación como el acercamiento más práctico para dar prioridad a la línea de segmentos para la evaluación integral. Después de identificar los riesgos más significativos en el sistema, el paso siguiente es determinar qué acciones preventivas o atenuantes pudieron ser deseables para reducir riesgo, y donde

estarían las técnicas de la evaluación tales como inspección y prueba de presión internas, la mayoría del valor en identificar defectos que amenazan la integridad del potencial. El proceso del control y de la mitigación del riesgo implica:

figura 5-1-armazón para un Programa de Manejo Integral Identificar el Impacto Potencial sobre las HCAs (Sección 6)

Recolección inicial, revisión e integración. (Sección 7)

Evaluación de Riesgo Inicial (Sección 8)

Plan de Desarrollo de la Línea Base (Sección 9) Realizar Inspección o Mitigación. (Sección 9)

Revisar el Plan de Inspección y Mitigación (Sección 11)

Evaluar el Programa (Sección 13)

Reevaluar el Riesgo (Sección 8)

-Identificación de las opciones del riesgo y control que bajan la probabilidad de un incidente en el sistema de la tubería y reduce las consecuencias.

Actualizar, Integrar y Revisar los datos (Sección 7)

Manejo del Cambio (Sección 14)

- Evaluación sistemática y comparación de las opciones. - Selección e implementación de la estrategia óptima para el control del riesgo. xx



Hay un número de métodos que se pueden emplear para conducir una evaluación de riesgo y para identificar actividades del control del riesgo. La sección 8 proporciona la dirección para desarrollar y poner un acercamiento útil de la ejecución de la evaluación de riesgo. Desarrolle el plan de la evaluación de la línea base. Usando la presentación de la evaluación de riesgo (o de una evaluación de la investigación), un plan se desarrolla para tratar los riesgos más significativos y para determinar la integridad del sistema de la tubería. Este plan debe tratar actividades de la evaluación integral (e.j., inspección o prueba de presión interna), así como cualquier preventivo y las acciones atenuantes del control del riesgo identificado en el proceso de la evaluación de riesgo. Para los segmentos de la tubería que podrían afectar HCAs, 49 CFR 195.452 requieren que un plan documentado del despiece de la línea de base esté preparado con la técnica que los identifica internamente en la inspección, la tecnología de prueba de presión, u otra que será utilizada para determinar la integridad de líneas, el horario para conducir estas evaluaciones, y la justificación para el método de la evaluación integral seleccionada. La sección 9 proporciona una descripción de las varias técnicas internas de la inspección disponibles, y la dirección a los operadores de la ayuda en seleccionar un método de evaluación integral estableciendo un horario para la inspección o la prueba de presión periódica. Inspección y/o mitigación. En este elemento, se ponen en ejecución las actividades del plan de evaluación de la línea de base, se evalúan los resultados, se hacen las reparaciones necesarias para asegurar los que los defectos que pudieran causar una falla sean eliminados. La sección 9 COPYRIGHT 2003 instituto Americano de Petróleo Amoco/5928366101

proporciona la dirección para las características al dar la prioridad identificada por la inspección interna para el examen y la reparación. El apéndice B proporciona una descripción de las técnicas comúnmente usadas de la reparación para tratar el diverso tipo de defectos que se pudieron descubrir durante la evaluación integral. Según lo observado previamente, una evaluación de riesgo puede identificar otros riesgos que deban ser tratados. Por ejemplo, si eran el daños de la excavación identificado como riesgo significativo en un área particular, el operador puede elegir para conducir vigilancia adicional, para aumentar la comunicación pública, para mejorar la línea de marca, para mejorar la separación del derecho de paso, para contratar activamente a comisiones locales del planeamiento, y/o realzar su programa del conocimiento del excavador para reducir la probabilidad del daño de tercera persona (TPD) a su línea. Un menú de las actividades del control del riesgo y de las opciones atenuantes para tratar amenazas comunes de la integridad también se proporciona en la sección 10. Actualización, Integración, y revisión de datos. Después de que se hayan realizado las evaluaciones integrales iniciales, el operador ha mejorado en información puesta al día sobre la condición de la línea. Esta información se conserva y se agrega a la base de datos de la información usada para apoyar los gravámenes de riesgo y las evaluaciones futuras de la integridad. Además, a medida que el sistema continúa funcionando, el funcionamiento adicional, el mantenimiento, vigilancia, y otros datos son recogidos para así ampliar y mejorar la base de datos histórica de la información para apoyar al manejo integral. Revalúe el riesgo. Las evaluaciones de riesgo se deben realizar periódicamente para recoger datos de funcionamiento recientes, xxi El documento proporcionado por IHS Licensee=BP usuario =, 02/21/2003 de 14:22:58 MST , preguntas o comentarios sobre este mensaje: llame por favor a Grupo de Gerencia de la Política del Documento en1-800-451-1584.

considerar cambios al diseño del sistema de la tubería (e.j., válvulas nuevas, segmentos de tubería o proyectos nuevamente substituidos de la rehabilitación, etc.) y la operación (e.j., un cambio en el flujo o el perfil de la presión hidráulica), y analiza el impacto de cualquier cambio externo que pueda haber ocurrido desde la evaluación de riesgo anterior (e.j., usurpación de la población en nuevas áreas). Los resultados de las evaluaciones de la integridad, tales como inspección o prueba de presión interna, se deben también descomponer en factores en las evaluaciones de riesgo futuros, para asegurar aquello que refleja el proceso analítico y la última lectura de la condición de la tubería Plan de revisión de la mitigación y de la inspección El plan de despiece de la línea base se debe transformar en un plan en curso de la evaluación integral que se pondrá al día periódicamente con la nueva información que reflejará la condición actual de las amenazas a la integridad. Como nuevos riesgos o nuevas manifestaciones de riesgos previamente sabidos son identificados, preventivos adicionales o las acciones atenuantes para tratar estos riesgos se deben realizar. Además, los resultados actualizados de la evaluación de riesgo se deben también utilizar para apoyar programas de evaluaciones integrales futuras. La sección 11 discute la puesta al día del plan de evaluación integral. La sección 9 proporciona una discusión de métodos a la frecuencia interna de la inspección del plan y de la prueba de presión. Evalúe el programa. El operador debe recoger la información del funcionamiento y evaluar periódicamente el éxito de sus técnicas de evaluación, de las actividades de reparación de la tubería, y de otras actividades preventivas y atenuantes del control del riesgo. El operador debe también COPYRIGHT 2003 instituto Americano de Petróleo Amoco/5928366101

evaluar la eficacia de sus sistemas y procesos de manejo en el soporte de decisiones de manejos integrales sanos. La sección 13 proporciona la dirección para las medidas de funcionamiento que se convierten de evaluar la eficacia del programa, y la dirección para las intervenciones que conducen a los programas de manejo integral. Maneje el cambio. Los sistemas de tuberías y el ambiente en el cual funcionan nunca son estáticos. Un proceso sistemático se debe utilizar para asegurarse de que los cambios al sistema de la tubería, diseño, operación, o mantenimiento se evalúa para sus impactos potenciales del riesgo antes de la puesta en práctica, y asegurarse de que los cambios en el ambiente en el cual la tubería funciona estén evaluados. Además, después de que se hayan realizado estos cambios, deben ser incorporados, apropiadamente, en las evaluaciones de riesgo futuras para estar seguros que las direcciones del proceso de la evaluación de riesgo está encaminada al sistema como está actualmente configurado, operado, y mantenido. La sección 14 discute los aspectos importantes de cambios de manejo mientras que se relacionan con el manejo integral. Pues este elemento final indica que el manejo de integridad de la tubería no es un proceso de una sola vez. Como se muestra en la porción más baja del cuadro 5-1, un programa de manejo integral implica un ciclo continuo de supervisar la condición de la tubería, de identificar y de determinar riesgos, y de tomar la acción para reducir al mínimo las amenazas más significativas. Las evaluaciones de riesgo deben ser periódicamente actualizadas y revisadas según las condiciones actuales que reflejan el estado de la tubería así que los operadores pueden utilizarlas con la mayor eficacia posible en sus recursos finitos para alcanzar la meta de la operación sin error, xxii El documento proporcionado por IHS Licensee=BP usuario =, 02/21/2003 de 14:22:58 MST , preguntas o comentarios sobre este mensaje: llame por favor a Grupo de Gerencia de la Política del Documento en1-800-451-1584.

sin derrames. Finalmente, la sección 12 de este estándar identifica algunas de las consideraciones especiales para la instalación del sistema de la tubería con excepción de la cañería, tal como estaciones de la bomba y terminales que deben ser considerados al desarrollar un programa comprendido e integralmente completo del manejo integral. Mientras que el mismo marco según se representa en el cuadro 5-1 se aplica a estas instalaciones, hay algunas consideraciones asociadas a la evaluación integral de riesgo, probada, y a las acciones preventivas y atenuantes que son únicas. La sección 12 proporciona la dirección específica de las estaciones y los terminales de la bomba. 6 Áreas de Alto Riesgo 6.1 IDENTIFICACIÓN DE LAS ÁREAS DE ALTO RIESGO Las áreas de alto riesgo, que comúnmente se denominan como HCAs, son esas zonas en donde un derramamiento de la tubería puede tener impactos adversos significativos en la población, el ambiente, o a la navegación comercial. HCAs son definidas bajo CFR 49 de 195.450 y se describen en el preámbulo de este estándar. Las definiciones para los varios tipos de HCAs se reevalúan periódicamente y los operadores deben estar familiarizados con las regulaciones actuales para la integridad de manejo del sistema de la tubería y las definiciones de HCAs. El gobierno federal, a través de la oficina de la seguridad de la tubería (OPS de USA), hace los mapas y las bases de datos que describen HCAs disponible para la industria de la tubería en las oficinas encargadas de esta regulación. Un operador debe considerar el HCAs federal prescrito al desarrollar un programa de manejo integral de la tubería. La localización física de alguna HCAs cambiará en un cierto plazo con la nueva

población y con los datos ambientales de los recursos disponibles. Por consiguiente, se espera que los mapas que delinean las localizaciones de HCAs sean puestos al día. Por lo tanto, es importante que el operador se asegure periódicamente de que su programa de manejo integral considere la información más reciente de la zona de HCA proporcionada por el gobierno. 6.2 USAR INFORMACIÓN SOBRE ÁREAS DE ALTO RIESGO La información de la sobre HCAs se utiliza en varios elementos dominantes sobre datos del programa de manejo integral. - Recolección de datos. - Evaluación de riesgo - Inspección y mitigación. La información de HCAs se debe también incorporar en un plan de respuesta del operador. 6.3 DETERMINAR SI UN SEGMENTO DE LA TUBERÍA PODRÍA AFECTAR UN ÁREA DE ALTO RIESGO Como parte de la recolección y de la integración de los datos, los operadores de la tubería deben determinar la probabilidad de que un segmento particular, varios segmentos, o el sistema de la tubería puedan afectar un HCAs en el acontecimiento de un derramamiento. Los operadores deben mirar las HCAs en los cruces del segmento de la tubería, así como esas HCAs en proximidad al segmento o al sistema. Además el derecho de paso de la tubería, los operadores necesitan evaluar cualquier zona de impacto de la tubería y las localizaciones asociadas a la estación de bomba y las zonas de entrega. Las zonas de impacto variarán de tamaño y complejidad. Al determinar una zona potencial de impacto los operadores deben considerar (http://ops.dot.gov): xxiii



1. Las consecuencias de salud y de seguridad de un lanzamiento, incluyendo la necesidad posible de la evacuación. 2. La naturaleza y las características del producto o los productos transportados (los productos refinados, petróleo crudo, los líquidos altamente volátiles, etc.). 3. Las condiciones de funcionamiento de la tubería (presión, temperatura, caudal, etc.). 4. La topografía de la tierra se asocia al HCA y al segmento de la tubería. 5. El gradiente hidráulico de la tubería. 6. El diámetro de la tubería, del volumen potencial del lanzamiento, y de la distancia entre los puntos del aislamiento. 7. El tipo y las características del HCA cruzado por el segmento o en proximidad a este. 8. Caminos físicos potenciales entre la tubería y el HCA. 9. Fuerzas naturales potenciales inherentes al área (zonas de la inundación, zonas del terremoto, áreas de hundimiento, etc.). 10. Capacidad de respuesta (hora de detección, de confirmación y de localización de un desalojo; hora de respuesta; naturaleza de la respuesta; etc.). El Desarrollar una comprensión de la zona potencial del impacto le asegura que los operadores incluyan la información apropiada de HCA para el uso en la evaluación de riesgo. 6.4 DOCUMENTACIÓN DE LA INFORMACIÓN DE HCA Los mapas y bases de datos de HCA proporcionado por la oficina de la seguridad de la tubería incluirá la información sobre la calidad del mapa o de los datos de HCA. Los comúnmente llamados operadores de “meta datos” o los datos sobre los datos, deben documentar los “meta datos” para la información de HCA cada vez que adquieren información de HCA de la oficina de la seguridad de la tubería o de otras fuentes. COPYRIGHT 2003 instituto Americano de Petróleo Amoco/5928366101

Además de la información de HCA obtenida de OPS, los operadores deben documentar cualquier área de HCA identificada durante las evaluaciones de riesgo conducidos por un operador rutinario, la vigilancia del derecho de paso u otra actividad relacionados con HCAs. 7 REUNIÓN, REVISIÓN, E INTEGRACIÓN DE DATOS El objetivo de esta sección es proporcionar una metodología sistemática para los operadores de la tubería para obtener los datos necesarios para manejar la integridad del sistema de la tubería. La mayoría de los operadores encontrarán que muchos de los elementos de datos sugeridos aquí se están recogiendo ya. Esta sección proporciona una revisión sistemática de datos potencialmente útiles para apoyar un programa del manejo integral. Sin embargo, debe ser reconocido que todos los elementos de datos delineados en esta sección no son necesariamente para todos los sistemas. Los tipos de datos requeridos dependen de los tipos de defectos y de modos de fallo que se anticipen. El operador debe considerar no solamente los modos de fallo sospechosos actualmente en el sistema, pero también debe considerar si el potencial existe para otros modos de fallo no experimentados previamente en el sistema. Esta sección incluye las listas de muchos tipos de elementos de datos. Se han organizado estas listas usando modo de fallo (o defectos potenciales) como herramienta de organización que puede ser provechosa en definir y utilizar la información. Mientras que diversos tipos de datos se enumeran, los tipos comunes de defectos y de modos de fallo relacionados se indican. El propósito de indicar los defectos y modos de fallo es ayudar al usuario a entender la necesidad y la importancia para el tipo relacionado de xxiv El documento proporcionado por IHS Licensee=BP usuario =, 02/21/2003 de 14:22:58 MST , preguntas o comentarios sobre este mensaje: llame por favor a Grupo de Gerencia de la Política del Documento en1-800-451-1584.

datos. Todos los defectos y modos de fallo posibles no se enumeran necesariamente, así que el operador es responsable de evaluar su sistema para identificar aquellos que puedan ser preocupantes. Esta sección cubre la reunión, la revisión, y la integración de los datos para el manejo integral de la tubería. La discusión se separa en cinco subdivisiones que traten fuentes de datos, identificación y localización de datos, establecimiento de un sistema común de referencia, colección y revisión de datos, y la integración de los datos. 7.1 FUENTES DE DATOS El primer paso en recopilar datos es identificar las fuentes de los datos necesarios para el manejo integral de la tubería. Estas fuentes se pueden dividir en cinco clases diferentes. Diseño, material, y expedientes de construcción. La información del diseño se utiliza para identificar la presión del diseño y otras cargas, diámetro nominal de la tubería, y grueso de pared del diseño. La información material debe incluir el grado del acero, el tipo de autógena, el tipo de procedimiento de soldadura, el tipo de capa, y el fabricante de la tubería, tan bien como todos los expedientes materiales de certificación disponibles. Los expedientes de construcción importantes incluyen los dibujos de cómo fue construido, los procedimientos de postura de la tubería, procedimientos para hacer los doblajes, las autógenas, el tipo de relleno, y profundidad de la cubierta en el campo. La lógica excesiva de la protección de la presión para el estado constante y las condiciones transitorias tiene también valor. Expedientes del derecho de paso. Los expedientes actuales del derecho de paso se utilizan para identificar la localización de la tubería. Esta información es esencial para COPYRIGHT 2003 instituto Americano de Petróleo Amoco/5928366101

determinar las áreas que se pueden afectar por la tubería, estableciendo programas de patrullaje, y para proteger la tubería contra Daño de Terceras Personas (TPD). Operación, mantenimiento, inspección, y expedientes de reparación. Los datos de funcionamiento y los procedimientos del control se utilizan para identificar las presiones de funcionamiento máximas (MOPs) y las fluctuaciones de la presión, las materias transportadas, las temperaturas de funcionamiento, el control y las comunicaciones hardware y software, calificación y entrenamiento del operador, etc. Los expedientes del mantenimiento se utilizan para determinar la eficacia de la protección de corrosión y de otras actividades para asegurar la integridad de la tubería. Datos en línea y otros datos de la inspección se utilizan para identificar áreas de corrosión, de abolladuras, de grietas, y de otros defectos. Los expedientes de reparación identifican los problemas que han ocurrido en el pasado y podrían potencialmente ocurrir en el futuro. Estos expedientes también identifican las localizaciones específicas en donde estos problemas se han eliminado del sistema. Expedientes para determinar las porciones de la tubería que pueden afectar áreas de alto riego u otras áreas sensibles. Esta información se utiliza para desarrollar zonas del impacto y la relación de tales zonas del impacto con las diferentes áreas a lo largo de la tubería (véase Sección 6). Cualquier informe que determina consecuencias para el medio ambiente se debe incluir como una de las fuentes de datos. Informes del incidente y de riesgo. Los impactos de un desalojo involuntario en el ambiente y la población son esenciales para un análisis completo de la consecuencia. Las preocupaciones de la respuesta de seguridad y de la emergencia deben ser incluidas. xxv El documento proporcionado por IHS Licensee=BP usuario =, 02/21/2003 de 14:22:58 MST , preguntas o comentarios sobre este mensaje: llame por favor a Grupo de Gerencia de la Política del Documento en1-800-451-1584.

7.2 IDENTIFICACIÓN DE DATOS Y SU LOCALIZACIÓN 7.2.1 Identificar necesidades de los datos El tipo y la cantidad de datos a ser recolectados dependerán del sistema individual de la tubería, de la metodología de la evaluación de riesgo seleccionada, y de las decisiones que deben ser hechas. El acercamiento de la colección de datos seguirá la trayectoria de la evaluación de riesgo determinado por el equipo de expertos inicial montado para identificar los datos necesarios para el primer paso en la evaluación de riesgo (véase la sección 8). La cantidad de tubería que se evaluará y los recursos disponibles pueden incitar al equipo del análisis del riesgo a comenzar su trabajo con un análisis de la descripción o de la investigación de las ediciones más críticas que afectan la tubería con el intento de destacar los riesgos más altos. Por lo tanto, el esfuerzo inicial de la colección de datos incluirá solamente la información relevante necesaria para apoyar este análisis del riesgo. Como el proceso del análisis del riesgo se desarrolla, el alcance de la colección de datos será ampliado para apoyar un análisis más detallado y para mejorar resultados. Así como el operador repasa esta sección, un muestreo de los tipos de datos potenciales se presentará a los lectores para ayudar a formular sus planes al emprender el identificación de las fuentes de datos de la tubería. 7.2.2 Localización de los datos requeridos Los datos del operador están disponibles en diversas formas y formatos. No pueden ser almacenados o ser puestos al día físicamente en una sola localización basada en el uso actual o necesaria para la información. El primer paso es hacer una lista de todos los datos requeridos para el aseguramiento de la COPYRIGHT 2003 instituto Americano de Petróleo Amoco/5928366101

integridad y localizarlos. Los datos incluyen generalmente: -Diagramas de la tubería y de la instrumentación (P&ID). -Dibujos de la alineación de la tubería. -Mapas aéreos de la tubería. -Disposiciones de la instalación y los mapas. -Dibujos de la construcción. -Informes de la encuesta y los dibujos. -Procedimientos de operación y mantenimiento. -Procedimiento de respuesta en emergencias. -Informes de inspección. -Datos de riesgo e incidentes. -Expedientes de reparación y mantenimiento. -Reportes de pruebas y records. -Informes de incidente e historia de la operación. -Expedientes reguladores y de conformidad. -Reportes de diseño e ingeniería de las tuberías. -Estudios técnicos. -Estándares del operador y sus especificaciones. -Expedientes del equipo. -Estándares y especificaciones industriales. 7.3 ESTABLECIMIENTO DE UN SISTEMA COMÚN DE REFERENCIA Como parte del proceso de montaje de los datos, las unidades de datos de fuentes múltiples con estándares múltiples de la referencia necesitan ser traducidas y ser correlacionadas a un sistema al que se refieran constantemente para poder alinear características de los datos para la observación de acontecimientos y de localizaciones coincidentes. Las referencias comunes (ejemplos en paréntesis) que se utiliza para juntar información asociada a las tuberías incluyen: - Coordenadas GPS (longitud, latitud). - Lecturas del odómetro (100.387 metros). xxvi El documento proporcionado por IHS Licensee=BP usuario =, 02/21/2003 de 14:22:58 MST , preguntas o comentarios sobre este mensaje: llame por favor a Grupo de Gerencia de la Política del Documento en1-800-451-1584.

- Poste Miliar (10.5 millas). - Estación de la ingeniería (136 20). - Referencias de superficie (300 pies norte de FM 12). Lo concerniente a la exactitud de los datos serán dictadas por la resolución del proceso del análisis del riesgo (discutido más adelante en la sección 8). La exactitud del sistema común de la referencia debe estar de acuerdo con la exactitud de las fuentes de datos. El poder poner datos recogidos en un sistema común referido es esencial para integrar o sobreponer datos para el análisis según lo discutido en la sección 7.5. 7.4 RECOLECCIÓN DE DATOS Cuando el esfuerzo de la colección comienza, cada esfuerzo se debe hacer para recoger datos de la calidad y consistencia más altas. Cuando datos calidad o consistencia sospechosa se encuentran, tales datos deben ser abanderados para que durante el proceso del análisis se pueda poner en la consideración apropiada a estas preocupaciones. Ninguna decisión se debe tratar solamente en los datos sospechados. La resolución de los datos de entrada debe también ser considerada. La resolución de los datos trata el excedente de la longitud específica sobre que datos afectan la tubería y se registran. Cada esfuerzo se debe hacer para utilizar datos mientras que realmente existan a lo largo de la tubería (es decir, no asuma que un sistema entero tiene características uniformes cuando se sabe más información localizada). Las asunciones extensas de los datos deben ser reducidas al mínimo, pues no aumentarán la exactitud total del análisis. La resolución será manejada durante el análisis del riesgo (véase la sección 8). En caso de que el acercamiento del análisis del riesgo necesite los datos de entrada que no están fácilmente disponibles, el operador debe notificar la COPYRIGHT 2003 instituto Americano de Petróleo Amoco/5928366101

ausencia de la información. El equipo de la evaluación de riesgo puede entonces discutir la necesidad y la urgencia de recoger la información que falta. Los datos que se recogen típicamente se pueden dividir en grupos del cinco según lo indicado en la tabla 7.1. En esta tabla, los tipos de datos que muchos operadores de la tubería han encontrado para ser útiles en el manejo integral y los factores importantes para la consideración en la relación con esos datos se enumeran. Un operador individual de la tubería no necesitará generalmente recoger cada tipo de datos enumerado en la tabla. Además, un operador puede necesitar recoger tipos de datos que no se enumeren. Los tipos de datos que se recogerán se deben basar en la metodología del análisis del riesgo seleccionada (véase la sección 8) y las amenazas específicas de la integridad que son apropiadas a un sistema particular de la tubería. 7.5 INTEGRACIÓN DE LOS DATOS La calidad de una evaluación de riesgo en curso, tan bien como un programa de mantenimiento de datos confía fuertemente en el uso de la información disponible y en la supervisión de condiciones durante un tiempo. Una cantidad substancial de inspección y de datos de la supervisión se recoge sobre la vida de una tubería. Los ejemplos de tales datos son cheques catódicos de la estación de la protección, encuestas sobre cercanas el potencial del intervalo, resultados en línea de la inspección, inspecciones de capa de la tubería, datos de la válvula incluyendo tarifa del encierro, datos de prueba para el encierro apretado del escape, volúmenes estimados del derramamiento, etc. Estos datos pueden residir dentro de varios departamentos y el esfuerzo considerable se puede implicar para recoger, para compaginar, y para arreglar xxvii El documento proporcionado por IHS Licensee=BP usuario =, 02/21/2003 de 14:22:58 MST , preguntas o comentarios sobre este mensaje: llame por favor a Grupo de Gerencia de la Política del Documento en1-800-451-1584.

estos datos en un formato que permita la comparación ya lista. El número de los puntos de referencias puede llegar a ser grande, especialmente con el uso de un sistema basado en la evaluación de riesgo y la reparación de la tubería, mantenimiento, inspección, y supervisión de datos. Los datos de la integridad se deben almacenar en una base de datos electrónica. El diseño de informes y de la salida de datos es una consideración importante al diseñar la base de datos. Esto simplifica grandemente la comparación de valores medidos contra valores del diseño durante la evaluación integral de la tubería. La fuerza de una evaluación de riesgo está en su capacidad de comparar los datos existentes para la ocurrencia coincidente de condiciones o de acontecimientos de riesgo elevado ya sospechados. El usuario recogerá los datos que indican condiciones de aumento de riesgo, así como las actividades que confirmarán o niegan el impacto de las condiciones sospechadas del riesgo. La integración de datos es una parte integral de este acercamiento. Se demuestra abajo un ejemplo de cómo la integración de datos se utiliza para contestar a la pregunta, "cuál es la probabilidad de TPD en una localización de la tubería?"

- Cantidades extensas de inspección en línea y de información no en línea de la inspección puede ser almacenado. - No perder de vista cambios y la puesta al día de puntos de referencia son datos más fáciles. - Datos de diversas herramientas pueden ser referida como ya hecha (e.j., una tubería que contiene una abolladura puede además ser corroída, allí aumentaría la severidad de la abolladura). - La información puede ser combinada más fácilmente entre los resultados en línea y otras técnicas de inspección o de evaluación (e.j., corrosión de la inspección en una travesía del río o cerca de los cables de alta tensión). - La información y los datos pueden ser clasificados, filtrados, o buscados (e.j., enumere todos los defectos de la corrosión con profundidades del 40% en HCAs). - El descubrimiento e identificación de datos necesarios para el proceso de evaluación de riesgo se hace más fácil. - la capacidad para importar los documentos, fotografías, videos, dibujos, etc., permite la visualización más fácil de localizaciones de anomalías (exhibiciones de cuadros aéreos del terreno con los mapas sobrepuestos y dibujado en tubería con defectos seleccionados representados). Ejemplo de integración: Potencial para TPD Indicadores de incremento Confirmación de actividades Las - La integración de los módulos del de riesgo (confirmación o negación) ventajas Frecuencia de vigilancia del defecto (cálculos Inspección en línea (ILI) despiece Profundidad de cubierta abolladura incluyendo la presión de Construcción o trabajo Encuesta funcionamiento) permite clasificar las decampo Historia de escapes por Historia de escapes por terceras personas anomalías para dar la prioridad terceras personas Informes de exposiciones de basadas en los cálculos del MOP. Actividad de un llamado ltubería Pregunta: ¿Cuál será la probabilidad de TPD en una zona - Las anomalías pueden ser priorizadas específica a lo largo de la tubería? basados en la información combinada adicionales de usar un sistema de manejo de (e.j., un punto de la corrosión en una datos para la integración de los datos localización específica y conjuntamente con incluyen: un medidor). - Los datos de la integridad pueden ser compatibles con otros sistemas de manejo de datos. xxviii COPYRIGHT 2003 instituto Americano de Petróleo Amoco/5928366101


- Los datos integrados pueden ser utilizados en el empleado, el contratista, y en educación pública y entrenamiento. Construir las bases de datos estándar de acuerdo con grandes empresas o empresas a nivel industrial ofrece ventajas numerosas al permitir que los operadores comparen su propio funcionamiento con las compañías comparables o a través de la industria de la tubería (también vea la sección 13).

Al establecer un programa de evaluación de riesgo, un operador de la tubería debe considerar muchas características que son únicas a sus sistemas y operaciones para determinar qué acercamiento es el más apropiado. La última meta de la evaluación de riesgo es identificar y dar la prioridad a riesgos en el sistema así que el operador de la tubería puede determinar cómo, dónde, y cuándo asignar recursos de la mitigación del riesgo para mejorar la integridad del sistema de la tubería. El operador debe decidir qué información podría ser útil en la ejecución de el despiece y cómo esa información se puede utilizar para maximizar la exactitud y la eficacia de la evaluación de riesgo.

8 Implementación de la evaluación de Riesgo. 8.1 DESARROLLO DE UN ACERCAMIENTO A LA EVALUACIÓN DE RIESGO

Tabla 7-1-Tipos de datos a ser Recolectados Tipo de datos

Factores de Ejemplo

Datos de diseño, material y construcción Nombre e identificación del segmento de la tubería Coordinación de la ruta de la tubería Diámetro de la tubería Grueso de pared de la tubería. Grado de la tubería Diseño de presión de funcionamiento y factores de seguridad Tipo de tubería - Resistencia eléctrica soldada con autógena (ERW) - Las autógenas de alta frecuencia se utiliza en la línea de tubería moderna - Las autógenas D.C. o de frecuencia baja fueron utilizadas en una más vieja línea de tubería -Llas autógenas del flash fue utilizada en una vieja línea de tubería - Arco sumergido soldado con autógena (SAW) - las autógenas sumergidas doble del arco (DSAW) se utiliza en la línea moderna de tubería - las solas autógenas sumergidas del arco (SSAW) fueron utilizadas en una más vieja línea de tubería - las solas autógenas sumergidas del arco (SSAW) fueron utilizadas en una más vieja línea de tubería Fecha de producción y manufactura de la tubería Fecha o época de construcción Calidad de envejecimiento y construcción Tipo Capa Condición de la capa Tipo de protección catódica Condición de protección catódica Estación de bomba, aumentador de presión y terminal Localización de válvulas, pruebas requeridas y tiempos de cierre. Tipos de suelo (arena, roca, barro, etc.) Arreos, rebordes, guarniciones, y líneas de instrumentación Corrosión, correctos externos corrosión, anchura

Etiquetas de identificación HCA, Estaciones Ingeniería, GPS, Postes de milla Tensión, volumen potencial de derrame MOP, TPD MOP MOP, TPD Dureza, defectos de grietas, anomalías metalúrgicas

rangos

Problemas históricos Estado del arte Falla por envejecimiento Corrosión externa SCC Corrosión externa Corrosión externa Corrosión externa Potencial volumen de derrame Potencial volumen de derrame Corrosión externa, presión Rangos Correctos de corroción

xxix COPYRIGHT 2003 instituto Americano de Petróleo Amoco/5928366101


Datos del Derecho de Paso Grados de a profundidad de las derecho-de-vía Profundidad de entierro Condiciones del derecho de paso Frecuencia de vigilancia - línea vuelo - conduciendo - caminando Usurpación de que y mitigación Signos y marcaciones de la tubería Lista legal de descripción y dueños de tierras Descripción de uso de la tierra -rural, urbano, granja, industrial Cruce de carretera y ferrocarril encajonado, desencajado Río, riachuelo y lago Tubería y otros cruces utilitarios, corredor de derecho de vía compartido Relación de la comunidad Conciencia pública de la tubería Uso del sistema de Uno-llama, eficacia, y tiempo de respuesta Presencia durante la excavación del personal operador Reportes de la exposición de la tubería Datos de Operación, Mantenimiento, Inspección y Reparación Resultados de la inspección en línea (ILI) Resultados de la evaluación de la anomalía de ILI Datos de las pruebas de presión hidrostática SCADA y detección de derrame

TPD TPD TPD, ingreso/egreso TPD

TPD TPD Educación Pública TPD Corrosión externa, TPD Consecuencias y control de derrame Corrosión interferencia, TPD Educación pública, TDP Educación pública, TDP TPD Condición de la tubería, corrosión externa, TPD Condición de la tubería, corrosión externa, TPD Condición de la tubería, corrosión externa, TPD Condición de la tubería, corrosión externa, TPD Condición de la tubería, corrosión externa, TPD Potencial volumen de derrame, tiempo de respuesta Prevenciòn de desague Error de operación Tiempo de respuesta, minimización de escapes

Procedimiento para el control de las condiciones de cuarto y campo Plan de respuesta a emergencia, perforación y enterramiento

Tabla 7.1 Tipos de Datos a ser Recolectados (Continuación) Tipos de Datos

Factores de ejemplo

Plan de manejo del derrame Plan de reserva para la comunicación y los apagones. Calificación de los operadores y plan de entrenamiento Contenido de la línea de presión o servicio (petróleo crudo, gasolina, combustible para jets, HVL) Perfil y ciclos de la presión

Control de derrame, consecuencias, HCA Error de operador Error de operador Consecuencia

Temperatura de operación Temperatura ambiente Datos y condición atmosférica Lectores de tubería para suelo Encuesta de intervalos cerrados Condición e inspección de la capa Inspección catódica de protección Profundidad de la inspección Redirección, sección de reemplazo, disminución de la línea Protección de la tubería n río, riachuelo, lagos y vías fluviales Protección de la tubería y monitoreo en suelo inestable Record para determinar porciones de tubería que pueda afectar áreas sensibles Proximidad de agua potable: entre 500 y 2500 pies, 1, 5 a 10 millas

Falla de la tubería, fatiga, sobrepresión, protección Falla de la tubería, daño de la capa, SCC Desalojo de propiedadescaracterísticas. nube de vapor, fluido del producto Corrosión externa Corrosión externa Corrosión externa Corrosión externa Corrosión externa TPD TPD TPD, consecuencias Desalojo por prevención. Consecuencias, HCA

xxx COPYRIGHT 2003 instituto Americano de Petróleo Amoco/5928366101


Proximidad a un área poblada Proximidad a Hábitat Proximidad a aguas para recreación Proximidad a otra vía fluvial o agua en uso Proximidad a fincas Proximidad a parques y bosques Proximidad a zonas de pesca comercial Proximidad a áreas sensibles Proximidad a otras zonas importantes Datos de riesgos e incidentes:

Consecuencias, HCA Consecuencias, HCA Consecuencias, HCA Consecuencias, HCA Consecuencias, HCA Consecuencias, HCA Consecuencias, HCA Consecuencias, HCA Consecuencias, HCA

Historia de incidentes, goteos y fallas cercanas

Modo de falla, desalojo por prevención y control

Localización  Raíz de la causa y causa de fracasos Ñ Consecuencias Acciones remediales Historia de reparación Historia de usurpación Programa de muestras de suelo, aire y agua Potencial de seguridad humana Potencia de desalojo en cañones Potencial de impacto ambiental(suelo, aire y agua) Potencial de fuego Potencial de pérdidas financieras Seguridad humana, lesiones y fatalidades Daño de agua, suelo y aire Pérdidas funcionales, gastos legales, multas y daños punitivos Costos de aprovisionamiento de agua potable, tiempo muerto de tuberías y cotos de combustible Historia de otros sistemas en compañías e industrias

Consecuencia, corrosión Consecuencia HCA Consecuencia Consecuencia HCA Consecuencia HCA Consecuencia HCA

Modo de falla

Notas: HCA= áreas de alto riesgo MOP= Máxima presión de operación TDP= Daño a terceras personas SCC= grietas por presión-corrosión Esta tabla lista datos que varios operarios han usado en manejo integral de tuberías. Un operador individual probablemente no necesitará todos los tipos de datos listados. Además un operador puede llegar a necesitar tipos de datos no listados en esta tabla. Ejemplos de factores relevantes son dados para ayudar a ilustrar el porqué los datos se necesitan. El operados debe considerar factores para su sistema al momento de decidir que tipo de datos recolectar. .

Un programa de manejo de riesgo es el más eficaz proceso continuo si está integrado totalmente en la operación diaria de una compañía. Las ventajas de la integración eficaz de los datos (que compara los resultados de las localizaciones en línea de la anomalía y de la inspección, el funcionamiento catódico de la estación de la prueba de protección, resultados cercanos de la encuesta sobre el intervalo, proximidad a COPYRIGHT 2003 instituto Americano de Petróleo Amoco/5928366101

HCAs, y estudios del riesgo, etc.) la voluntad realza en gran medida la capacidad de un operador de planear un mantenimiento eficaz y las actividades de la mitigación así como identificar las circunstancias que podrían dar lugar a un lanzamiento inintencional. Los operadores necesitan evaluar el alcance de la entrada de datos inicial, así como la actualización en curso de datos, el análisis eficaz de los datos de un individuo xxxi El documento proporcionado por IHS Licensee=BP usuario =, 02/21/2003 de 14:22:58 MST , preguntas o comentarios sobre este mensaje: llame por favor a Grupo de Gerencia de la Política del Documento en1-800-451-1584.

calificado, y el diseño y la puesta en práctica de las actividades de la reducción del riesgo. En seleccionar los tipos de datos que el operador va a utilizar para la evaluación de riesgo el operador debe considerar lo siguiente (véase también la tabla en la sección 7): Lo completo de los datos. Para que un sistema de datos sea útil para una evaluación, el modem debe ser tan completo y constante como sea posible a través de la porción del sistema de la tubería dentro del alcance del despiece. Usar datos incompletos introducirá incertidumbre en la evaluación, posiblemente dando unos resultados pobres y engañosos. Sin embargo, algunas evaluaciones de riesgo preliminares se pueden realizar con la información mínima o incompleta para defender rápidamente una colección grande de activos, y para centrarse en el análisis inicial del riesgo en las áreas de la preocupación más alta. El uso de datos incompletos se debe contemplar apropiadamente bajo el intento del análisis. Este paso de evaluación de riesgo inicial, o investigación del riesgo, se puede utilizar, por ejemplo, para desarrollar un plan de la inspección de la línea de fondo y/o para dar la prioridad a sistemas de la tubería o a porciones de los sistemas para evaluaciones de riesgo más completos. El alcance, el propósito, y los objetivos de tal evaluación se deben comunicar claramente de modo que los responsables no interpreten los resultados de una evaluación de riesgo de la investigación como un grado más alto de exactitud que el posible, dada la información contemplada en la evaluación. la calidad de los datos. Los datos que no han estado constantemente y se han COPYRIGHT 2003 instituto Americano de Petróleo Amoco/5928366101

preparado regularmente, se han puesto al día, y no se han mantenido pueden también introducir error en la evaluación que puede ser perjudicial a alcanzar el objetivo. Los operadores deben esforzarse por utilizar los datos que reflejan lo mejor posible las condiciones de localización específicas sabidas, reales en la tubería. En lo posible, los operadores deben evitar el uso de las asunciones globales de los datos (por ejemplo, la eficacia en sistema entero uno-llame se define como "bueno"). Esto apoyará una evaluación de riesgo que discrimine áreas problemáticas potenciales en el sistema, y permite que los riesgos resultados sean basados en las condiciones "reales" que cambian a lo largo de la longitud de la tubería. La puntualidad de los datos. Las condiciones a lo largo de la tubería cambian con el tiempo. Los tipos de información tales como densidad demográfica y actividad de tercera persona de la excavación se deben supervisar y poner al día para el uso en evaluaciones de riesgo. Los datos semejantemente catódicos de la protección que se recogen periódicamente y se repasan anualmente se deben incorporar en las evaluaciones de riesgo. El usuario debe considerar las condiciones que cambian de los datos dominantes al usar y operar los resultados de las evaluaciones de riesgo en la toma de decisiones. La importancia de los datos específicos de la tubería. No toda la información sobre una tubería se considera de valor igual en una evaluación de riesgo. El operador de la tubería debe decidir qué nivel de importancia será puesto en datos de la tubería específica. Los métodos de la evaluación de riesgo deben considerar xxxii El documento proporcionado por IHS Licensee=BP usuario =, 02/21/2003 de 14:22:58 MST , preguntas o comentarios sobre este mensaje: llame por favor a Grupo de Gerencia de la Política del Documento en1-800-451-1584.

los mecanismos históricos de la falla del sistema específico, templados con la industria más amplia y otras guías técnicas y prácticas de ingeniería probadas La evaluación de riesgo es un proceso analítico muy importante en un programa del manejo integral. Aunque hay un número de diversos métodos para realizar evaluaciones de riesgo, todos los acercamientos deben contestar a las preguntas básicas siguientes: ¿Qué clase de acontecimientos y/o condiciones puden conducir a una pérdida de integridad del sistema de la tubería? ¿Qué tan probable es que estos acontecimientos y/o condiciones ocurran? ¿Cuál es la naturaleza y la severidad de las consecuencias si ocurren estos acontecimientos y/o condiciones? ¿Qué riesgos totales hacen estos acontecimientos y/o condiciones presentes? Al seleccionar un método apropiado de evaluación de riesgo, un operador debe contestar a algunas preguntas dominantes: ¿Qué decisiones de manejo serán tomadas basados en los resultados de la evaluación de riesgo? ¿Qué resultados específicos se requieren de la evaluación de riesgo para apoyar el proceso de toma de decisión? ¿Qué nivel de la comisión y los recursos (interno y externo) se requieren para la puesta en práctica acertada? ¿Qué tan rápido se necesita que los resultados estén disponibles? 8.2 DEFINICIÓN DEL RIESGO DE LA TUBERÍA El riesgo total a una tubería es una función de la probabilidad de un acontecimiento o de una condición a conducir a una fuga (e.j.,daños severos por corrosión), y la consecuencia en el acontecimiento de una fuga (e.j., petróleo COPYRIGHT 2003 instituto Americano de Petróleo Amoco/5928366101

bruto que entra en un canal). Ambos componentes del riesgo deben ser considerados al conducir una evaluación de riesgo y en tomar decisiones prudentes basadas en el riesgo. El cuadro 8-1 proporciona una pintura simple del riesgo. 8.3 RIESGO ESTIMANDO USANDO MÉTODOS DE EVALUACIÓN DE RIESGO Muchos programas de manejo integral y riesgo de la tubería utilizan los métodos de evaluación de riesgo que recogen y procesan lógicamente datos para llegar a un resultado de la valoración del riesgo. Los métodos del gravamen de riesgo son las herramientas que definen una relación entre las amenazas que pueden reducir la integridad del sistema (es decir, corrosión, fuerza exterior) y las consecuencias en el acontecimiento de una fuga con una variedad de datos y de asunciones sobre cómo un sistema se diseña, construye, funciona, y se mantiene, así como los factores ambientales y externos que pueden afectar el riesgo. Métodos de evaluación de riesgo predicen el valor de la variable de salida (e.j., riesgo) basada en los valores de la entrada de más esas variables facilmente medidas o evaluadas (e.j., resultados de bombeo, condiciones del suelo, grueso de pared de la tubería, condición de capa, etc.). La calidad de la predicción es dependiente de la calidad de las entradas y la validez de las relaciones lógicas inherentes en el método de evaluación de riego usado para evaluar las condiciones de la entrada y de la salida. Es importante distinguir entre un proceso de manejo de riesgo y un método de evaluación de riesgo. La evaluación de riesgo es la valoración del riesgo para los propósitos de la toma de decisión. El xxxiii El documento proporcionado por IHS Licensee=BP usuario =, 02/21/2003 de 14:22:58 MST , preguntas o comentarios sobre este mensaje: llame por favor a Grupo de Gerencia de la Política del Documento en1-800-451-1584.

manejo del riesgo es el proceso total que incluye la evaluación de riesgo, la actividad del mantenimiento, y la reintegración de datos en evaluaciones de riesgo subsecuentes. Los métodos de la evaluación de riesgo pueden ser herramientas analíticas de gran alcance para integrar datos y la información, y ayudan a entender la naturaleza y las localizaciones de riesgos a lo largo de una tubería. Sin embargo, los métodos de evaluación de riesgo solamente no se deben confiar para establecer riesgo, ni solamente determinan decisiones sobre cómo los riesgos deben ser tratados. Los métodos de evaluación de riesgo se deben utilizar como parte de un proceso que implique a personal bien informado, experimentado que repasa críticamente la entrada, las asunciones, y los resultados. Esta revisión debe integrar la salida del desparte de riesgo con otros factores no considerados por la herramienta, el impacto de las asunciones dominantes, y el impacto de las incertidumbres creadas por la ausencia de datos o de la variabilidad en entradas de la evaluación antes de llegara las decisiones sobre riesgo y acciones para reducir riesgo. Una

variedad de diversos acercamientos al la evaluación de riesgo se ha empleado en la tubería así como otras industrias. Las diferencias principales entre acercamientos se asocian: a: mix relativo del conocimiento, de los datos, y de sus relaciones lógicas dentro del método de evaluación de riesgo la complejidad y el detalle del método de evaluación de riesgo la naturaleza de la salida (probabilidades contra medidas relativas del riesgo). La independiente del método del gravamen de riesgo ha usado, todas las técnicas e incorpora los mismos componentes básicos: 1. Identifique los acontecimientos o las condiciones potenciales que amenazan la integridad de sistema. 2. Determine el riesgo representado por estos acontecimientos o condiciones determinando la probabilidad de una fuga y las consecuencias de ella 3. Alinee los resultados del gravamen de riesgo. 4. Identifique y evalúe las opciones de la mitigación del riesgo (reducción del riesgo de la red y los análisis de beneficio/costo).

Figure 8-1—Descripción Simplificada del riesgo

xxxiv COPYRIGHT 2003 instituto Americano de Petróleo Amoco/5928366101


Región de alto riesgo

Alto

Consecuencia Medio Medio

Bajo

Región de bajo riesgo

Bajo

Medio

Alto

Probabilidad de ocurrencia

5. Integre los datos del proyecto del mantenimiento (es decir, un lazo de regeneración). 6. Valore de nuevo el riesgo. En última instancia, es la responsabilidad del operador aplicar el método del análisis del riesgo este mejora las reuniones de los requisitos de la tarea de la evaluación de riesgo. Por lo tanto, está en el mejor interés del operador de la tubería el desarrollar una comprensión cuidadosa de los varios métodos de la evaluación de riesgo en uso y disponible, tanto como las fuerzas y las limitaciones respectivas de los diversos tipos de métodos, antes de desarrollar una estrategia a largo plazo.

8.4 CARACTERÍSTICAS DE UN ACERCAMIENTO A LA EVALUACION DE RIESGO SANO La evaluación de riesgo deben ser: Estructurado. La metodología subyacente se estructura para proporcionar un análisis cuidadoso. Algunas metodologías emplean una estructura más rígida que lo otras. Estructuras más flexibles pueden ser más fáciles de utilizar; sin embargo, requieren generalmente más entrada de expertos del tema. Sin embargo, todos los métodos de evaluación de riesgo identifican y utilizan lógica para determinarse cómo los datos considerados contribuyen al riesgo en términos de afectar la probabilidad y/o las consecuencias de incidentes potenciales. xxxv



Recursos adecuados dados. El personal apropiado y el tiempo adecuado deben ser asignados para acoplarse al nivel del detalle del análisis. Basado en la experiencia. La frecuencia y la severidad de los últimos acontecimientos (en el sistema sujeto o similar) deben ser consideradas. La evaluación de riesgo debe entenderse y explicarse en cualquier acción correctiva que se haya hecho para prevenir desgracias similares. La evaluación de riesgo debe considerar la historia del funcionamiento del sistema específico y el otro conocimiento sobre el sistema que ha sido adquirido por el campo, las operaciones, y el personal de la ingeniería. Profético. La evaluación de riesgo debe ser un investigador en la naturaleza, intentando identificar amenazas previamente desconocidas para canalizar la integridad. Debe hacer uso de acontecimientos anteriores, pero el foco en el potencial para las desgracias futuras, incluyendo los panoramas que nunca pudieron haber sucedido antes. Utilice los datos apropiados. Algunas decisiones del análisis del riesgo son llamados de juicio. Sin embargo, los datos relevantes y particularmente los datos sobre el sistema bajo revisión deben afectar el nivel del confianza puesto en las decisiones. Capaz de prever y de identificar medios de la regeneración. El análisis del riesgo es un proceso iterativo. Los acontecimientos del campo y los esfuerzos reales de la colección de datos se deben utilizar para validar (o invalidar) las asunciones hechas. 8.5 PRIMER PASO EN EL PROCESO DE EVALUACIÓN DE RIESGO Un paso común en el acercamiento a la evaluación de riesgo es recoger a un grupo representativo de expertos de la compañía para identificar los acontecimientos o las COPYRIGHT 2003 instituto Americano de Petróleo Amoco/5928366101

condiciones potenciales que podrían conducir para canalizar falla, las consecuencias de estas fallas, y las actividades de la reducción del riesgo para el sistema de operarios. Estos expertos dibujan en los años de experiencia, del conocimiento práctico, y de las observaciones por experiencia ingenieros, reguladores de la operación de la tubería, operaciones de campo y personal del mantenimiento para entender donde las amenazas de la integridad pueden residir y qué se puede hacer sobre ellos. Tal grupo consiste típicamente en la representación de: manejos de riesgo, operaciones, control de la corrosión, ingeniería y construcción, mantenimiento, conformidad de seguridad, ambientales, reguladores y departamentos del manejo del derecho de paso. Este grupo de expertos se centrará en los problemas y las actividades potenciales del control del riesgo que serían eficaces en un programa de manejo de riesgo y no se estorbarían por la presencia o la ausencia de datos mano. Durante un paso más reciente en el proceso del desarrollo del método de evaluación de riesgo, la disponibilidad de datos, y el valor incremental de recoger datos específicos serán manejados. La meta fundamental de este grupo es capturar y construir en el método de evaluación de riesgo, la experiencia de este grupo diverso de expertos individuales de modo que el proceso de evaluación de riesgo capture e incorpore la información que puede no estar disponible en bases de datos del operador. Hay un número de técnicas empleadas por estos equipos de expertos que han comprobado lo útil de asegurar una revisión sistemática y cuidadosa. Éstos incluyen: -La reunión de reflexión de la forma libre de temas y los riesgos potenciales. -Conducción de una revisión de segmento por segmento a lo largo de la línea usando xxxvi El documento proporcionado por IHS Licensee=BP usuario =, 02/21/2003 de 14:22:58 MST , preguntas o comentarios sobre este mensaje: llame por favor a Grupo de Gerencia de la Política del Documento en1-800-451-1584.

las hojas o los mapas de la alineación de la tubería. -Usar listas de preguntas de comprobación o diseñó de sistemas estructurados. -Sacar la información sobre una lista comprensiva de riesgos potenciales de las ediciones de la integridad usando matrices simples del riesgo para retratar y para comunicar cualitativamente la probabilidad y las consecuencias de diversos acontecimientos 8.6 LA EVALUACIÓN DE RIESGO Cada uno de los métodos de la evaluación de riesgo usados comúnmente tiene sus propias fuerzas y limitaciones. Algunos acercamientos se satisfacen bien con los usos y a las decisiones particulares, pero pueden no ser provechosos en otras situaciones. En la selección o la aplicación de métodos de evaluación de riesgo, hay un número de preguntas que deben ser consideradas. Algunas de las más significativas se resumen abajo: ¿Alcanza el método de evaluación de riesgo a abarcar causas y riesgos significativos de la falla a lo largo del sistema de la tubería? ¿Si no, cómo pueden los riesgos que no se incluyen en el método de evaluación de riesgo ser determinado y ser integrado en el futuro? ¿Deben ser analizados todos los datos mientras que realmente existen a lo largo de la tubería? (los datos deben ser especificados en la localización para poder determinarse efectos aditivos de las diferentes variables del riesgo). ¿Puede la resolución del análisis ser alterado en la evaluación (es decir, estación por estación, milla por milla) dependiendo de las necesidades? ¿Cuál es la estructura lógica de las variables que se evalúan para proporcionar los resultados cuantitativos de evaluación de riesgo?

¿Esto promueve la colección y el mantenimiento directos de datos? ¿Hacen los pesos numéricos del uso del método de evaluación de riesgo y otros factores empíricos derivar las medidas y los resultados del riesgo? ¿Estos pesos se basan en la experiencia operacional del sistema, del operador, o de la industria? ¿Requiere las variables básicas de la entrada del método de evaluación de riesgo que los datos están disponibles para el operador? ¿Los procedimientos de actualización de los sistemas de datos del operador y de los datos de la tubería proporcionan la suficiente ayuda para aplicar el método de evaluación de riesgo con eficacia? ¿Cuál es el proceso para poner al día los datos de evaluación de riesgo para reflejar cambios en la condición de la tubería, la nueva experiencia de funcionamiento, y otros nuevos datos? ¿Cómo los datos de entrada se validan para asegurarse de que la cobertura sea más exacta, más actualizada del sistema de la tubería esté reflejada en la evaluación de riesgo? ¿Proporciona la salida de evaluación de riesgo la ayuda adecuada para la justificación técnica de decisiones basadas en riesgo? ¿Los resultados y la salida de evaluación de riesgo se documentan adecuadamente para apoyar la justificación técnica de las decisiones tomadas usando esta salida? ¿ Permite el método de evaluación de riesgo el análisis de los efectos de incertidumbres en los datos, la estructura, y los valores de parámetro en el método saliente y las decisiones que son apoyadas? ¿Qué sensibilidad o análisis de incertidumbre es apoyado por el método de evaluación de riesgo? xxxvii



8.7 BASE DE LOS COMPONENTES DE LA METODOLOGÍA DE LA EVALUACIÓN DE RIESGO Esta sección describe las características comunes de los varios métodos de evaluación de riesgo que se utilizan actualmente para determinar riesgo del sistema de la tubería. Hay muchas técnicas y métodos disponibles pero todos tienen

elementos comunes. Una técnica de evaluación de riesgo se basa típicamente en un proceso lógicamente estructurado que recoja y analice los datos para las causas comunes de la falta de la tubería, así como consecuencias de la falla a lo largo de la tubería. El cuadro 8-2 proporciona un ejemplo simplificado de la jerarquía lógica que demuestra la relación entre las variables

Tabla 8.2 JERARQUÍA SIMPLIFICADA DE EVALUACIÓN DE RIESGOS Riesgo Relativo

Posibilidad de falla

Daño a terceras partes

Corrosión

Consecuencia de las fallas

Salud y Seguridad

Diseño

Medio Ambiente

Servicio Confiable

Tipo Capa Condición de la capa Protección Catódica Tipo de suelo

en muchos métodos de evaluación de riesgo. Los métodos de evaluación de riesgo incluyen típicamente un número diverso de diseño, operación, y variables del mantenimiento que puedan ser importantes al afectar la probabilidad de la falla de la tubería, así como las variables que reflejan condiciones en los alrededores (Ej., densidad demográfica, recursos ambientales sensibles, etc.). Las cuentas variables o los valores se

asignan basados en la presencia o la ausencia de estas variables para cada segmento de la tubería. Estas variables se determinan según su importancia y se combinan para determinar el grado del riesgo representado por ese segmento. La valoración del riesgo es el proceso de combinar estimaciones de la frecuencia y de la severidad en un valor del riesgo. La frecuencia y la consecuencia estimada para cada uno de los varios xxxviii



acontecimientos identificados, o las secuencias de evento, se combinan en un valor del riesgo para esa secuencia del acontecimiento. Los valores del riesgo para todos identifican secuencias del acontecimiento que se pueden combinar en un valor total del riesgo para el sistema o el segmento de la tubería. Los valores del riesgo pueden ser cualitativos, cuantitativos, o una combinación de ambos, dependiendo de los procesos usados para el análisis de la frecuencia y de la consecuencia, y las metas del programa de manejo de riesgo de operadores. La sensibilidad de los métodos de evaluación de riesgo es una función del número de variables y de la capacidad de estimar el riesgo que cambia a lo largo de la longitud de la línea. Algunas técnicas requieren que el usuario evalué secciones largas de la línea usando un sistema uniforme de características, mientras que otras integran el efecto localizado de cambiar los datos del funcionamiento (es decir, valores catódicos de la protección, número de las anomalías en línea de la inspección, etc.). En muchos métodos de evaluación de riesgo, se estima la probabilidad usando una combinación de variables en categorías tales como el siguiente: -Corrosión externa -Corrosión interna. - TPD. -Movimiento de tierra. -Diseño y materiales. -Sistema operacional. La consecuencia se estima como combinación de variables en categorías por ejemplo: -Receptores ambientales. -Población -Interrupción de negocios. -Tamaño del derrame. -Peligro del producto. COPYRIGHT 2003 instituto Americano de Petróleo Amoco/5928366101

Los valores usados en un método de evaluación de riesgo se determinan basados en el conocimiento y la experiencia de los operarios de tubería con los sistemas que implicaban el funcionamiento de aumento o que disminuía del riesgo de una variable. Por ejemplo, un operador puede considerar una capa más vieja un riesgo más alto que una capa más nueva, o una línea un riesgo más alto de la de presión alta que una línea de baja presión. Para la valoración relativa del riesgo, el valor numérico asignado a una condición no es crítico; sin embargo, un operador debe tener cuidado para asegurar que los valores relativos asignados a diversos reflejos de las condiciones mejoren la comprensión de las contribuciones relativas de diversas condiciones al riesgo. El método de evaluación de riesgo está buscando la ocurrencia coincidente de las características de aumento del riesgo múltiple. Los métodos de evaluación de riesgo pueden considerar muy pocas o muchas variables en el análisis dependiendo de los datos disponibles, del propósito de evaluación de riesgo y de la disponibilidad del recurso para la evaluación de riesgo. Los niveles del riesgo pueden ser cualitativos si solamente un número limitado de variables se utiliza. Los niveles del riesgo pueden llegar a ser más cuantitativos como el número de las variables usadas en el aumento del análisis. La exactitud cuantitativa se puede realzar más a fondo si se vuelve a leer el efecto de las asunciones (es decir, efecto del tipo del suelo, de la edad de capa, de la edad de la tubería, del etc.) cuando se recogen los datos del funcionamiento que sugieren un mecanismo de la falla específica no es activo (es decir, la encuesta sobre cercanía del intervalo indica que el funcionamiento adecuado o los resultados en línea de la inspección no indica anomalías). Los métodos cuantitativos del xxxix El documento proporcionado por IHS Licensee=BP usuario =, 02/21/2003 de 14:22:58 MST , preguntas o comentarios sobre este mensaje: llame por favor a Grupo de Gerencia de la Política del Documento en1-800-451-1584.

gravamen de riesgo son ésos donde las características de los segmentos de la tubería y de los alrededores se utilizan para derivar una estimación real del riesgo para ese segmento. La probabilidad se estima como la probabilidad de la falta a lo largo del excedente del segmento al período del tiempo dado (típicamente por año). Los niveles previstos reales de consecuencias en diversas categorías (humano, ambiental, económico) se estiman y se pueden combinar usando algún métrico. El riesgo total para el segmento se estima como el producto de la probabilidad de la falla y de las consecuencias previstas dadas por la falla. Algunos métodos de evaluación de riesgo calculan la probabilidad de diversos modos de fallo de la tubería (Ej., escape pequeño, escape grande, ruptura), y después estiman el riesgo total sumando el producto a la probabilidad de la falla en cada modo de fallo y de las consecuencias previstas dadas estas de ese modo. Una vez que se haya desarrollado un método de evaluación de riesgo, el operador organizará e incorporará la información conocida sobre el sistema de la tubería en el proceso del análisis del riesgo. Cuando la determinación de los riesgos de un grupo de activos funcionó por una sola compañía, esos activos se pueden dividir en segmentos distintos para permitir la comparación de los riesgos relativos de esos segmentos a través de la compañía. Esto permitirá al operador asignar recursos usando el priorización basada en riesgo para reducir riesgo total de la manera más eficaz. De igual manera, al determinar los riesgos de un solo activo grande tales como una tubería a campo traviesa el sistema se puede dividir en segmentos geográficos o de organización para comparar los riesgos de los segmentos respectivos de la tubería para determinarse cómo asignar recursos a través del sistema de la tubería. El operador decide cuánto

tiempo estarán los segmentos y la localización lógica de límites entre los segmentos. Los factores que conducen estas decisiones incluyen: -Alcance de la evaluación de riesgo: es decir, que los activos son incluidos o excluidos de la evaluación. -Equipo de límites tales como estaciones de bomba o válvulas de bloqueo. -Límites geográficos tales como líneas estatales o ríos. -Longitud mínima o máxima deseada de cualquier segmento (es decir, pie, milla, etc.). -Cómo se instalan y se organizan las bases de datos del sistema; esto es importante puesto que los datos serán transferidos a partir de una o varia bases de datos en los cambios del diseño. -El método de evaluación de riesgo (es decir, grado, grueso de pared, tipo de capa, etc.). -La población, la densidad y tipo de cambios -La presencia ambiental de áreas sensible o de población sensible (es decir, las escuelas, las iglesias, etc.). Una vez que los datos para cada segmento de la tubería se hayan recogido y hayan estado montados, el método de evaluación de riesgo se puede utilizar para analizar factores de riesgo de diversas maneras. Primero, los segmentos individuales pueden ser alineados: por el nivel total del riesgo, por categoría individual de la probabilidad, o por el nivel de la consecuencia. Un perfil del riesgo que varía a lo largo de la tubería se puede crear, destacando las áreas susceptibles a las amenazas particulares. Estas graduaciones se pueden utilizar por un operador para centrar la atención en áreas problemáticas potenciales. Un número de análisis comparativos se pueden realizar, por ejemplo: xl



-La comparación del riesgos de diversas causas de la falla (Ej.,corrosión) a lo largo de la tubería. -La comparación de los riesgos de la tubería por región geográfica. -La comparación de diversos riesgos del sistema de la tubería dentro de una compañía. - La comparación del perfil del riesgo de la tubería con un estándar predefinido, tal como conformidad con regulaciones o un operador definitivo estándar. Algunos criterios adicionales para evaluar los resultados de un análisis del riesgo son : ¿Son los datos y los análisis manejados competentemente y constantemente a través del sistema? (¿puede la lógica seguir fácilmente?) ¿Es el análisis presentado de una manera organizada y útil? ¿Son todas las asunciones identificadas y explicadas? ¿Son las dudas importantes (Ej., debido a los datos faltantes) identificadas? ¿La evidencia, análisis y justificaciones están adecuadamente concluidas y recomendadas? 8.8 IDENTIFIQUE Y RECOPILE LOS DATOS REQUERIDOS PARA LA EVALUACIÓN DE RIESGO Para cada mecanismo potencial de la falla de la tubería o se identifican el factor de riesgo (es decir, corrosión externa, corrosión interna, etc.), las características o las variables que potencialmente podrían afectar el riesgo/beneficioso y al contrario. Durante el proceso de evaluación de riesgo, las características de riesgo-aumento específicas de la tubería son generalmente cualquier variables ambientales (es decir, influencias exteriores que actúan en el sistema de la tubería) o variables del diseño (es decir, características asociadas a las características COPYRIGHT 2003 instituto Americano de Petróleo Amoco/5928366101

físicas o a las prácticas de la instalación usadas para fabricar la tubería). En cualquier caso, estas variables son características del sistema en servicio de la tubería y no se alteran fácilmente. Una lista de la muestra es expuesta en tablas 8-1 y 8-2, categorizando e influenciando el tipo de factor. Las variables se deben considerar basadas individualmente en cómo afectan un factor de riesgo específico. Esto significa que las variables se podrían utilizar en diversas maneras, y con influencias potencialmente contradictorias dentro de evaluación de riesgo. Para esas variables que caracterizan cambien con el tiempo, (Ej., presión, tipo del producto, caudal) aconsejan al operador considerar el valor peor razonable del caso para esas variables. Debajo están algunos ejemplos que ilustran la importancia de considerar los diversos impactos que una sola variable puede tener en riesgo. Una vez que la probabilidad de las características de aumento del riesgo se evalúe, el paso siguiente es incorporar resultados de la inspección de la tubería (es decir, las medidas catódicas de la protección, inspección en línea resultante, el equipo de supervisión del movimiento, los cupones de la corrosión, los resultados de la inspección visual, el de tierra, etc.) en la probabilidad de la valoración de la falla (LOF). Las variables directas de la integridad tienen la capacidad de aumentar el LOF (es decir, si se identifica el daños de la corrosión) o disminuyen el LOF en caso que no se identifique ningunas anomalías adversas o a las condiciones. Los impactos en riesgo se deben basar como fundamentales sanos de la ingeniería. El riesgo total es determinado combinando los factores que afectan el LOF con el impacto asociado a la consecuencia de la falla. El proceso total proactivo para evaluar e identificar el potencial de condiciones de riesgo-aumento antes del inicio de un xli El documento proporcionado por IHS Licensee=BP usuario =, 02/21/2003 de 14:22:58 MST , preguntas o comentarios sobre este mensaje: llame por favor a Grupo de Gerencia de la Política del Documento en1-800-451-1584.

lanzamiento es el objetivo primario de la evaluación de riesgo. 8.9 VALIDACIÓN Y PRIORITIZATION DE LOS RIESGOS Independientemente del proceso usado para realizar una evaluación de riesgo, el operador debe realizar una revisión del control de calidad de la salida para asegurarse de que la metodología ha producido los resultados constantes con los objetivos de evaluación. Esto se puede alcanzar con una revisión de los datos y de los resultados de evaluación de riesgo por un individuo bien informado y experimentado, o, preferiblemente, por un equipo funcional que consiste en una mezcla del personal con los sistemas de la habilidad y el conocimiento basado en la experiencia de los sistemas o de los segmentos de la tubería que son repasados. Esta validación del método de evaluación de riesgo se debe realizar para asegurarse de que el método ha producido los resultados que tienen sentido al operador. El operador puede desear realizar análisis de la sensibilidad o de la incertidumbre para asegurarse de que las decisiones son fuertes y puede soportar escrutinio técnico. Si los resultados no son constantes con entender de los operadores y expectativas de la operación y de los riesgos de sistema, el operador debe explorar las razones por las que y hace ajustes apropiados al método, a las asunciones, o a los datos. Una vez que se haya validado el método y el proceso de evaluación de riesgo, el operador tiene la información necesaria para dar la prioridad a riesgos. Para hacer esto, el operador clasifica los segmentos de la tubería en orden del nivel total del riesgo de cada segmento. Los segmentos de la tubería del nivel de un riesgo más alto se deben dar una prioridad más alta al decidir a donde poner acciones de la mitigación en ejecución del riesgo. Para COPYRIGHT 2003 instituto Americano de Petróleo Amoco/5928366101

determinar qué acciones de la mitigación del riesgo se deben tomar, el operador considera qué sistemas de la tubería (o segmentos de sistemas) tienen el riesgo más alto y entonces mira las razones por los que los riesgos son más altos para estos activos. Lo que hacen estos factores de riesgo se conoce como conductores del riesgo puesto que conducen el riesgo a un nivel más alto para algunos activos que otros. Por ejemplo, cuando en vista de un segmento de la tubería que tiene el riesgo total más alto, el operador encontró que dos factores de riesgo tenían una influencia mucho mayor en la determinación del riesgo que cualquiera de los otros factores de riesgo. Para este segmento, los factores que condujeron el riesgo a un nivel más alto que el resto de los segmentos considerados eran corrosión y densidad demográfica externas. La evaluación de riesgo identifica un LOF más alto debido a la corrosión externa porque la tubería tiene capa de una más vieja, y de más mala calidad cuando se compara con al resto de los segmentos del sistema de la tubería. También, la evaluación de riesgo identifica una consecuencia potencial más alta de la falla debido a un desarrollo residencial grande de la cubierta en la vecindad inmediata de este segmento de la tubería. Estos conductores del riesgo fueron combinados en el método de la evaluación de riesgo para dar lugar al nivel total más alto del riesgo para los activos considerados. Esta información sobre conductores del riesgo se puede entonces utilizar para planear qué actividades de la mitigación del riesgo serían eficaces en la reducción del riesgo para este segmento de la tubería específica. Este proceso se discute en la sección siguiente. Los métodos de evaluación del proceso o de riesgo de evaluación de riesgo se pueden aplicar en diversas etapas del proceso de evaluación y xlii El documento proporcionado por IHS Licensee=BP usuario =, 02/21/2003 de 14:22:58 MST , preguntas o comentarios sobre este mensaje: llame por favor a Grupo de Gerencia de la Política del Documento en1-800-451-1584.

de la evaluación de la integridad. Por capa de una más vieja, de menor calidad ejemplo, puede ser aplicado a la ayuda cuando está comparada al resto de los selecta, dar la prioridad, y programar a las segmentos del sistema de la tubería. localizaciones para conducir inspecciones También, la evaluación de riesgo identifica internas. Puede también ser realizado una secuencia potencial más alta de la falla después de que el interno considere qué debido a un desarrollo residencial grande de sistemas de la tubería (o los segmentos de la cubierta en la vecindad inmediata de este sistemas) tenga el riesgo más alto y después segmento de la tubería. Estos conductores mire las razones de por qué los riesgos son del riesgo fueron combinados en el método más altos para estos activos. Lo hacen estos de evaluación de riesgo para dar lugar al factores de riesgo se conocen como nivel total más alto del riesgo para los conductores del riesgo puesto que conducen activos considerados. Esta información sobre el riesgo a un nivel más alto para algunos conductores del riesgo se puede entonces activos que otros. Por ejemplo, cuando en utilizar para planear qué actividades de la vista de un segmento de la tubería que tiene mitigación del riesgo serían eficaces en la el riesgo total más alto, el operador encontró reducción del riesgo para este segmento de que dos factores de riesgo tenían un la tubería específica. Este proceso se discute influencia mucho mayor en la determinación en la sección siguiente. Los métodos de del riesgo que cualesquiera de los otros evaluación del proceso o de riesgo de factores de riesgo. Para este segmento, los evaluación de riesgo se pueden aplicar en factores que condujeron el riesgo a un nivel diversas etapas del proceso de evaluación y más alto que el resto de los segmentos de la evaluación de la integridad. Por considerados eran corrosión y de densidad ejemplo, puede ser aplicado a la ayuda demográfica externas. La evaluación de selecta, dar la prioridad, y programar las riesgo identifica un LOF más alto debido a la localizaciones para conducir inspecciones corrosión externa porque la tubería tiene Tabla 8.1 – Muestras Variables del Medio Ambiente Factor de Riesgo

Variable

Características del ejemplo

Corrosión Externa

Tipo de suelo

Arcilla

Greda

Corrosión Interna

Contenido interno de agua

Ninguno <0.5%

Arena

Roca

<1%

>1%

Impacto en terceras personas Profundidad en tierra de la cubierta <12” 12”–24” 24”–36” >36” __________________________________________________________________________________________________

Tabla 8.2 – Muestras Variables del Medio Ambiente Factor de Riesgo

Variable

Características del ejemplo

Corrosión Externa

Tipo de Capa

FBE

Alquitrán de carbón

Movimiento Del Suelo

Fallas sísmicas

si

no

Operación

Válvulas y desagüe

No desagüe

SCADA

Cinta

Pelado

Válvula

Cierre a

xliii COPYRIGHT 2003 instituto Americano de Petróleo Amoco/5928366101


del sistema

de cierre principal

remoto

Tabla 8.3 –Variables de Riesgo que Afectan la Tubería

· la resistencia del suelo afecta la distribución actual y la eficacia del sistema de protección catódico · La textura del suelo puede afectar el daño de capa y la corrosión prematura. · La acidez del suelo puede atacar la capa y aumentar grandemente el rango de corrosión. · aunque no es preferida por las razones antedichas, suelos más estables tales como roca pueden ser

Tipo de Suelo

preferible en áreas propensas al movimiento de tierra.

_______________________________________________________________ Grueso de Pared · El incremento del grueso de pared incrementa la resistencia de TPD y amplía la profundidad de picaduras antes de que ocurra un derrame.

· El aumentó del grueso de pared se prefiera sobre las cruces del camino por protección catódica · El incremento de la relación D/t aumenta el potencial de daño por movimiento de tierra __________________________________________________________________________________________________ Peso/Acentamiento

· El peso aumenta el potencial para la corrosión de la grieta, abrasión de capa, y la protección catódica del escudo.

· El peso y los asentamientos reducen el riesgo del movimiento de tierra asociado a las ediciones de la flotabilidad y a la inestabilidad de la ladera. __________________________________________________________________________________________________

internas. Puede también ser realizado después del interno la inspección se termina para conducir un gravamen de riesgo más comprensivo que incorpore una información más exacta sobre la condición de la tubería. 8.10 Los métodos de evaluación de riesgo CONTROL Y DE MITIGACIÓN DEL RIESGO También son herramientas importantes para ayudar a operadores a tomar las decisiones rentables y sanas para controlar riesgos en sus sistemas. Una vez que se haya identificado un riesgo potencial, los métodos del gravamen de riesgo se pueden utilizar para predecir la reducción o las ventajas previstas del riesgo que serán alcanzadas. El proceso mímico es típicamente un trabajo de flujo actual de los operadores al proponer proyectos de mantenimiento. Cuando están combinados con valoraciones de costos del proyecto, los métodos de la evaluación de riesgo pueden comparar los resultados de

costo/beneficio de varios proyectos propuestos para ayudar a una compañía a determinar si el proyecto es la mejor solución para el período bajo consideración. Las actividades capitales y del mantenimiento potencial de la mejora pueden dar la prioridad para apoyar la toma de decisión de la gerencia. Esta sección proporciona una descripción de este proceso. Después de que los resultados de la evaluación de riesgo estén disponibles, el paso siguiente es examinar los riesgos más significativos en el sistema, tan bien como otras oportunidades más eficientes del control de riesgos y determinar qué acciones preventivas o atenuantes pudieron ser deseables. Debe ser observado que muchos que arriesgan actividades de la mitigación pueden no requerir una evaluación cuidadosa o extensa y puede ser puesto en ejecución según lo juzgado apropiadamente por el operador. El proceso de evaluación del xliv



control y de la mitigación del riesgo puede implicar los pasos siguientes: -La identificación de las opciones del control del riesgo que bajan la probabilidad de un incidente del sistema de la tubería, reduce las consecuencias, o ambas (es decir, las actividades preventivas o atenuantes). -Evaluación y comparación sistemáticas de esas opciones para cuantificar el impacto de la reducción del riesgo de la selección -Proyecto y puesta en práctica de propuestas de la estrategia óptima para el control del riesgo. Este proceso se describe brevemente abajo: Típicamente hay muchas maneras de tratar un riesgo particular. Por ejemplo, las mejoras o las modificaciones se pueden hacer a la configuración del hardware o de equipo del sistema, a la operación y a las prácticas de mantenimiento, de las inspecciones y de la prueba, entrenamiento del personal, control de la tubería e interfaz los métodos de supervisión, respuesta de la emergencia, y con el público y otras organizaciones externas. La sección 10 de este estándar proporciona una discusión de las opciones del control del riesgo que se utilizan con frecuencia para reducir amenazas de la integridad de la tubería. Para encontrar el acercamiento óptimo y no arriesgar el control, es importante que una variedad de opciones, y quizás de combinaciones de actividades, sean consideradas, más bien que apenas se toma la primera idea que es propuesta lo cuál ha sido siempre costumbre. Esto permite que la gerencia considere las soluciones innovadoras y quizás las nuevas tecnologías que pueden ser más eficaces en la dirección de riesgo. Muchos operadores han encontrado que un proceso estructurado para identificar opciones del control del riesgo y animar soluciones innovadoras esto ha producido penetraciones únicas y ha contribuido a un manejo de riesgo más

eficaz. Después de identificar el riesgo controle las opciones disponibles, el paso siguiente es evaluar y comparar la eficacia de los diversos alternativas. Esta evaluación y comparación se realiza a menudo en más de un nivel. Por ejemplo, una compañía puede desear seleccionar el mejor acercamiento entre varias opciones para tratar un riesgo específico. Sin embargo, en una escala más amplia, la compañía puede necesitar evaluar las ventajas relativas de un número de proyectos de reducción de riesgo y de actividades como parte de su proceso y del presupuesto. En cada caso, la base para la comparación y la graduación deben considerar ambos la magnitud de ventajas de la reducción del riesgo esperadas tan bien como los recursos expendidos. Muchos operadores utilizan un cociente del ventajacosto (donde está la reducción la ventaja prevista del riesgo) para evaluar y para alinear proyectos potenciales del control del riesgo. Esto puede proporcionar una medida simple, fácil de entender o que permite que los proyectos con las ventajas diversas sean comparados. Al conducir una graduación de los proyectos basados en una ventaja al acercamiento del costo, una evaluación y un proceso comprensivos de la comparación deben también incluir una revisión de los riesgos del sistema de la tubería para estar seguros que los riesgos relativamente altos no están pasados por alto simplemente porque los proyectos del control del riesgo propuestos no tienen un alto cociente de ventaja-costo. Esto puede señalar la necesidad de considerar otras opciones del control del riesgo. El proceso debe también considerar la cantidad de reducción del riesgo que es alcanzada para estar seguro de que se están proponiendo los proyectos más eficaces. Hay muchos otros factores prácticos que se consideran típicamente al xlv



evaluar y dando la prioridad a actividades. Éstos pueden incluir: - Incertidumbres en la reducción del riesgo y las valoraciones de costos. - Valor tecnológico de una opción particular (E.J.., empleando un dispositivo interno de la inspección de la nueva generación). - Valor a largo plazo, estratégico del activo de la tubería a la compañía. - Apremios del recurso humano y del equipo. - Ediciones logísticas y de la puesta en práctica (E.J., retraso en la capacidad del vendedor de proveer el equipo necesario o la inhabilidad de tener acceso a la tubería durante una estación particular debido al tiempo o a las preocupaciones ambientales del recurso). - Preocupaciones de las organizaciones del gobierno y de otros tenedores de puestos externos. Muchos operadores han encontrado que una metodología estructurada y constante para evaluar las ventajas relativas de diversas opciones o actividades ha conducido a un uso más eficaz de recursos en sus organizaciones. Hay un número de graduación y las herramientas y los acercamientos de priorización que se emplean para proporcionar, aunque resumido en una manera linear para este estándar, el control del riesgo y proceso de la mitigación, como el proceso de evaluación de riesgo, son altamente interactivos en estructura y consistencia de la naturaleza a este proceso de la evaluación. Éstos incluyen las revisiones del equipo de expertos, métodos de evaluación de riesgo, matrices de la prioridad, y se atribuyen modelos para uso general. Se utiliza cualquier acercamiento, es importante que el proceso utiliza constantemente los criterios establecidos y claros de las entradas definidas, de los pasos analíticos específicos, de decisión, y salida documentada. Las decisiones de la

inspección de la integridad y de la mitigación del riesgo que son producidas por este proceso se utilizan para preparar el plan de la línea de fondo, o modificarel plan existente, según lo descrito en la sección 9. 8.11 Evaluación de riesgo EVALUACIÓN DE RIESGO CONTÍNUO No es un acontecimiento de una sola vez y debe haber un proceso establecido para repetir el gravamen de riesgo en una cierta frecuencia definida por el operador-. El proceso y los métodos usados para realizar la evaluación de riesgo se deben repasar periódicamente para asegurarse de que el proceso es apropiadamente riguroso y rinde los resultados constantes con los objetivos del programa de la gerencia de la integridad de los operadores. El método usado para realizar la evaluación de riesgo será ajustado y mejorado con cada uso mientras el operador incorpora una información más detallada y más actual sobre el sistema de la tubería. El operador de la tubería aprende más sobre los riesgos del sistema de la tubería con cada evaluación de riesgo. Usando este conocimiento, el operador debe repasar y actualizarse periódicamente, según lo necesitado, un horario para la nueva valoración de cada sistema de la tubería o segmento. Algunos de los factores que un operador debe considerar en la determinación de cuando realizar una nueva valoración de un sistema específico de la tubería o el segmento incluye: -Número de las reparaciones requeridas durante la inspección, la prueba, y la actividad anteriores de la mitigación. - El tipo de defectos encontrado durante inspecciones y pruebas anteriores. -Las causas de defectos encontradas durante inspecciones y la prueba anterior. xlvi



- Índice de la degradación de la tubería (cuando está sabido). – Consecuencias potenciales de las fallas más probables de la tubería. - Cantidad y calidad de la información sabidas sobre la tubería. (menos información en medios disponibles a la mayor incertidumbre en entender el riesgo. Por lo tanto, los riesgos potencialmente significativos podían ser desconocidos). las secciones de la tubería. - Exhibición de característica en un campo común a la tubería nuevamente descubierta. -Cambio en servicio o cambio significativo en parámetros de funcionamiento. 9.Desarrollo y puesta en práctica iniciales del plan de evaluación de la línea de fondo 9.1PLAN INICIAL DE LA LÍNEA DE FONDO El plan de la línea de fondo se desarrolla como resultado de la reunión de los datos y del gravamen de riesgo iniciales (véase las secciones 7 y 8), y consiste en un plan inicial de la inspección y posiblemente algunas actividades de la mitigación incluyendo un horario para estas actividades. Para desarrollar el plan de la línea de fondo, la técnica más apropiada de la inspección se debe identificar para cada activo, y el trabajo debe ser dado la prioridad y programar. La inspección de cada segmento del activo o de la tuberíaesto se podía lograr por la prueba hidrostática, la inspección en línea, otras tecnologías equivalentes, o una combinación de estas técnicas. La evaluación de riesgo inicial proporcionará la dirección para determinarse qué factores se deben considera (véase sección 8). Esta sección proporciona la información sobre técnicas de la inspección. El plan de la línea de fondo, una vez que esté desarrollado, identificará qué examinar, cómo examinar y cuándo examinar. El plan inicial de la línea de fondo

puede también incluir una lista de las actividades de la mitigación. Éstas son acciones, identificadas durante la evaluación de riesgo inicial, que mejorará integridad de la tubería y confianza y reducirá riesgos, y no requieren datos adicionales de la inspección determinarse si se justifican. Estas acciones podían incluir actividades para prevenir derramamientos, para proporcionar la detección temprana de derramamientos, o para reducir al mínimo consecuencias. La sección 10 también proporciona la información a la ayuda en el desarrollo de las estrategias de la mitigación. El operador debe considerar los factores siguientes al desarrollar el plan de la línea de fondo: 1. Canalice las anomalías que pueden afectar al contrario integridad de la tubería. 2. Varias técnicas de la inspección usadas típicamente para las tuberías subterráneas. 3. Metodología para la evaluación de los datos en línea de la inspección. 4. Metodologías de la reparación de la tubería, y otras actividades de la mitigación que pueden mejorar la integridad de la tubería. Apéndice 9.2 ANOMALÍAS Y DE LOS DEFECTOS DE LA TUBERÍA Contornea las varias anomalías de la tubería que pueden ocurrir en su sistema. Una comprensión de las anomalías de la tubería, y las condiciones bajo las cuales ellas pueden ocurrir es esencial para seleccionar la técnica más apropiada de la inspección. La tabla 9-1 contiene una matriz de los defectos de la tubería y de las tecnologías apropiadas de la inspección disponibles para detectarlas. 9.3 LA TECNOLOGÍA INTERNA DE LA INSPECCIÓN Y DE LA PRUEBA DE LA TUBERÍA xlvii



Esta sección presenta una descripción de dos técnicas del gravamen de la integridad de la tubería; inspección en línea y prueba hidrostática. Se anima al operador que consulte el Informe Técnico del Comité de NACE, Inspección en Línea no Destructiva de Tuberías y Prueba de Presión de Tubería Líquidas del API 1110, para una información más detallada. La tecnología en línea de la inspección se está desarrollando constantemente y la única manera confiable de determinar el estado plus ultra es permanecer en contacto con los vendedores, los investigadores de ce ntro de la tecnología, y otros operadores. 9.3.1 Las herramientas internas de la inspección. Desde los años 60, la industria de la tubería ha sido la que usaba y desarrollaba las herramientas en línea de la inspección de la tubería para identificar anomalías de la tubería. Las herramientas que desarrollaron la corrosión tratada y la deformación de la tubería, se habían limitado a sus capacidades. Los avances en tecnología han mejorado la gama, la aplicabilidad, y la exactitud de las herramientas de la corrosión y de la deformación y han permitido identificar otras anomalías tales como grietas. Antes de funcionar la evaluación de la línea de fondo sobre un segmento de la tubería, un operador de la tubería debe examinar la historia del segmento y considerar la causa de la raíz de fallas, si las hay. El operador debe también considerar otros factores, tales como el tipo y la edad de la tubería y de la capa, de la presión de funcionamiento, del funcionamiento de los sistemas de protección catódicos y de ediciones ambientales antes de seleccionar una herramienta interna de la inspección o una combinación de las herramientas para una evaluación. Una inspección en línea COPYRIGHT 2003 instituto Americano de Petróleo Amoco/5928366101

interna es un método para determinar la integridad de una tubería. Diversas tecnologías en línea de la inspección existen para diversas clases de anomalías. Cuando la inspección en línea se selecciona para verificar la integridad de un segmento de la tubería, la inspección se debe conducir usando la tecnología apropiada para detectar anomalías que el operador tiene razón de creer que pueda existir en una tubería dada. La inspección múltiples funciona usando diversas herramientas que deben demostrar ser beneficiosas más que cualquier herramienta sola para detectar defectos y anomalías. Las herramientas en línea de la inspección están solamente disponibles en ciertos tamaños y una cierta línea de segmentos que no pueden ser acomodados. En ese caso, las técnicas alternas de la inspección serán consideradas. La exactitud y la confiabilidad de las herramientas en línea de la inspección varía con cada herramienta, condiciones de la tubería y otros factores. Al conducir un programa en línea de la inspección, el operador debe evaluar las capacidades de las herramientas disponibles de la inspección para el uso previsto y formular un plan para validar los resultados. Suficientes excavaciones de verificación de se deben hacer para demostrar que la herramienta es exacta y confiable. Entonces y solamente entonces, el operador puede tener la confianza adecuada que las anomalías perjudiciales críticas serán encontradas para poder ser quitadas o reparadas. 9.3.1.1 Herramientas de Metal Suelto (herramientas de corrosión) Resolución estándar de la salida magnética del flujo. La primera la generación de las herramientas internas de corrosión para inspección utilizó imanes y electroimanes permanentes para inducir un campo xlviii El documento proporcionado por IHS Licensee=BP usuario =, 02/21/2003 de 14:22:58 MST , preguntas o comentarios sobre este mensaje: llame por favor a Grupo de Gerencia de la Política del Documento en1-800-451-1584.

magnético axialmente orientado en la pared de la tubería mientras que la herramienta atravesó la tubería. Los sensores miden la salida magnética del flujo (MFL) de la pared de la tubería en el interior de ella y registran cualquier desviación en densidad del flujo. Tales desviaciones son el indicador de un cambio en el grosor o la otra anomalía que causa un disturbio del campo magnético, tal como metal ferroso en proximidad a la tubería. Esto es un método deductivo puesto que las características de las anomalías tienen que ser deducidas de las características de la salida del flujo. Hay ciertas limitaciones a la detección y a la capacidad de cuantificar pérdida longitudinalmente orientada del metal usando esta técnica. Esta herramienta divulga anomalías probables de la corrosión como luz, moderación o profundidad severos basados en el estimad de la anomalía, E.J. Astro de luz 10% a 30% grosor de pared, moderado 30% a 50%, y un ser severo sobre el 50%. Las herramientas estándares de la corrosión de la resolución han estado en uso por un número de años y han demostrado ser eficaces. La mayoría de los operadores que utilizan las herramientas estándares de la resolución excavan y examinan las anomalías severas y moderadas divulgadas. MFL de alta resolución. Las herramientas magnéticas de alta resolución de corrosión de flujo funcionan en los mismos principios que las herramientas estándares de la resolución con la diferencia que es que las herramientas de alta resolución tienen más sensores con un espaciamiento más cercano a las desviaciones de la medida en el campo magnético. Esto permite que la herramienta recoja y almacene datos más exactos de la longitud y de la profundidad para cada anomalía. Usando la fuerza restante de los cálculos corroídos de la tubería, los datos de MFL se pueden utilizar para determinar la

fuerza restante aproximada de la tubería. Las herramientas de alta resolución pueden también determinar si una anomalía de la corrosión es interna o externa a la pared de la tubería. Hay limitaciones a la detección de la pérdida longitudinalmente orientada del metal usando esta técnica. La ventaja de las herramientas de alta resolución de la corrosión es una medida mejorada de la corrosión y de otras anomalías de la pérdida del metal. Esta mejora da lugar a una evaluación más exacta y más confiable sobre la integridad de la tubería; permitiendo que un operador centre esfuerzos y recursos en la reparación de esas anomalías que, de hecho, tienen un efecto deletéreo en la integridad de la tubería. Generalmente, un operador tendrá que realizar pocas excavaciones y reparaciones, una consideración importante en áreas del acceso limitado o difícil. Ultrasónico. Las herramientas ultrasónicas de la corrosión funcionan usando traductores de transmisión/recepción para transmitir un pulso ultrasónico en la pared de la tubería, y registran los tiempos de la reflexión de sus superficies internas y externas, permitiendo para la medida directa del grosor de pared y de la discriminación interna y externa del defecto. Las herramientas ultrasónicas proporcionan la medida directa y linear del grosor de pared que se puede utilizar para aproximar, con cálculos apropiados, la fuerza restante de la tubería corroída. Las herramientas tienen la ventaja de ser una descripción más directa de una anomalía con respecto a la herramienta magnética del flujo, que es una medida deducida de una anomalía. Con una herramienta ultrasónica, es crítico que la señal acústica esté junto con la identificación de la tubería. Ésta puede ser una edición en algunas líneas del petróleo crudo con una estructura de parafina en la identificación de la tubería, y algunos xlix



líquidos con las características ultrasónicas inadecuadas tales como etanol.

tecnología requiere una evaluación más detallada de la anomalía.

9.3.1.2 Herramientas de la detección de Grieta Las herramientas en línea de la inspección de grieta se han desarrollado recientemente para detectar las grietas y la grieta longitudinalmente orientadas como características, tales como grietas por corrosión de tensión y para coser las grietas a lo largo. Estas herramientas utiliza cualquiera las ondas ultrasónicas del esquileo o tecnología magnética (transversal) circunferencial del flujo. Detección de grieta ultrasónica. Las herramientas ultrasónicas funcionan introduciendo un pulso ultrasónico en la pared de la tubería en ángulos tales que generan una onda del esquileo que viaja circunferencial a través de la pared de la pipa mientras que se refleja de las superficies de la identificación y del OD de la tubería. Si el pulso encuentra una grieta, se refleja detrás a lo largo de la misma trayectoria y se recibe en el transductor. La herramienta ultrasónica es capaz de detectar defectos tales como carencia de fusión, grietas del gancho grieta por tensión-corrosión y vacíos, así como la corrosión axial estrecha. El nivel de detección, de discriminación, apresto que ha sido alcanzado por tales herramientas es superior a la prueba hidrostática. Al rotar los traductores por 90¡, las herramientas se pueden modificar para detectar las grietas y las grietas circunferenciales como características. MFL Transversal. Las herramientas transversales de MFL magnetizan la pared de la tubería circunferencial y han detectado las grietas y la carencia de la fusión. Estas herramientas pueden también detectar la corrosión longitudinalmente orientada de la costura. Aunque esta tecnología se está desarrollando rápidamente, el uso de esta

9.3.1.3 Herramientas de geometría Las herramientas de la geometría se utilizan típicamente para encontrar desviaciones en la geometría (deformación), el daño, el radio de curva, el hundimiento y el movimiento mecánicos de la tubería. Estas herramientas también se utilizan para trazar tuberías usando tecnología de los GIS (SOLDADOS ENROLADOS EN EL EJÉRCITO), así como para determinarse si el paso de las herramientas en línea de la inspección tales como MFL y de las herramientas ultrasónicas es posible. Herramientas del calibrador. El calibrador filetea desviaciones de medida en la geometría de un diámetro de la tubería. Las herramientas del calibrador utilizan un sistema de dedos mecánicos (brazos) ese surco contra la identificación de la tubería o de los métodos electromagnéticos para detectar la ovalidad de la tubería. Cualquier cambio en la geometría del diámetro de la tubería causará un movimiento relativo de los brazos o un cambio en la lectura electromágnetica y será registrado. Los cambios en la geometría del diámetro de la tubería pueden ser debidos a las curvas de la tubería, las abolladuras, las hebillas, puerta o las válvulas de cheque, o los cambios en el grosor de la pared. Las herramientas del calibrador se utilizan para verificar que las tuberías son capaces de pasar otras herramientas tales como herramientas de la corrosión y para examinarlas y saber si hay hebillas o abolladuras en la tubería Las hebillas y las abolladuras pueden ser el resultado del establecimiento de la tubería durante o después de la construcción, o el resultado de TPD. Las herramientas del calibrador pueden determinar si una abolladura es una "abolladura lisa" que no es l



generalmente una preocupación o una "abolladura aguda" que pueden ser una preocupación, particularmente si hay un formón asociado que podría fallar eventualmente debido a la fatiga. Herramientas de la deformación. Las herramientas de la deformación proporcionan el mismo tipo de información que las herramientas del calibrador de la adición de la localización circunferencial de la abolladura o de la otra anomalía. Las herramientas de la deformación pueden proporcionar datos de alta resolución, dando por resultado una medida más exacta de abolladuras más pequeñas y más complejas formadas. Herramientas de trazo. Estas herramientas se basan en la navegación de inercia usando los giroscopios y los acelerómetros incorporados y establecen los coordenadas geográficos de la tubería. La información incluye las coordenadas de las autógenas de la circunferencia y es útil para crear mapas de la alineación de la tubería, poblar sistemas de información de los GIS y determinar el movimiento de tierra de la tubería.

según lo revelado por las lecturas del plomo de prueba, lecturas potenciales de la tuberíasuelo, requisitos actuales, consumo del ánodo (o toda del precedente), temperatura de funcionamiento de la tubería; tipo de suelo que observa especialmente las condiciones que pudieron causar la protección catódica del escudo tal como fosos de la roca, y la historia de los escapes o de las rupturas anteriores causados por la corrosión externa. Observe que las canalizaciones verticales de la tubería en condiciones del suelo mojado son propensas a la corrosión externa debido a la carencia de la integridad de capa en el interfaz del aire del suelo. Corrosión interna. Cuando en vista de la necesidad de una inspección inicial para la corrosión interna, el operador debe considerar la edad de la tubería, el grosor de pared, la naturaleza del producto transportado especialmente tomando la nota de la presencia posible del agua, salinidad del agua, CO2, H2S, las bacterias, o sedimento, el estado de las puntas de prueba de la corrosión o las cupones, si o los cerdos de limpieza se han utilizado en los intervalos regulares, las cantidades de productos de la corrosión se recuperaron al limpiar se han funcionado los cerdos, los índices de corriente en la tubería, observando especialmente períodos ociosos con el producto en la tubería, el uso o el no uso de inhibidores o las biosidras, y la historia anteriores de escapes o de rupturas causadas por la corrosión interna. Abolladuras o hebillas. Cuando en vista de la necesidad de una inspección inicial para las abolladuras o las hebillas, el operador debe considerar la edad de la tubería, las condiciones del rellenar, el cociente del grosor del pared del diámetro, la gama y el número de los ciclos de la presión del servicio aplicados a la tubería, y la historia

9.4 DETERMINACIÓN DE LA INSPECCIÓN DEL INTERVALO/ FRECUENCIA 9.4.1 Inspecciones Iniciales de la del de la Al decidir si y cuándo conducir una inspección inicial, el operador considera los resultados de evaluación de riesgo y el tipo o los tipos de anomalías sospechadas. Corrosión externa. Cuando en vista de la necesidad de una inspección inicial para la corrosión externa, el operador debe considerar la edad de la tubería; grosor de pared; tipo de capa, condición de la capa según lo revelado por observaciones directas o por los exámenes eléctricos o los requisitos catódico-protección-actuales (o por todos éstos), el estado de la protección catódica li COPYRIGHT 2003 instituto Americano de Petróleo Amoco/5928366101


de escapes o de rupturas anteriores causado por las abolladuras o las hebillas. Debe ser observado que la información adicional sobre abolladuras y hebillas se puede obtener del funcionamiento de las herramientas para otros propósitos tales como ésos diseñados para detectar pérdida del metal o las grietas longitudinales. La información que correlaciona cruzada de tipos múltiples de dispositivos de la inspección puede proporcionar la información esencial en la severidad de abolladuras, en detalle. El operador debe también considerar el valor de conducir una inspección de una tubería nueva para localizar daño de la construcción, curvas con la ondulación leve, y los lugares en donde la tubería puede afectar a rocas. Más información se puede encontrar en el API 1156 Efectos de las abolladuras lisas y de la roca en tuberías líquidas de petróleo. Y Grietas longitudinales, defectos de costura, corrosión selectiva de la costura. Cuando en vista de la necesidad de una inspección inicial para las grietas longitudinales, la costura deserta, o corrosión selectiva de la costura, el operador debe considerar la edad de la tubería, la metalurgia, las características mecánicas, el tipo de costura longitudinal, el rango y el número de los ciclos de presión, los niveles de presión de pruebas y épocas de las pruebas hidrostáticas anteriores, el tipo de capa, y la historia de escapes anteriores y de rupturas causados por las grietas longitudinales, los defectos de la costura, y/o la corrosión selectiva de la costura. los modelos de los fractura mecánicas están disponibles para determinar los efectos de la fatiga inducida por el ciclo de presión en el crecimiento de grietas longitudinales. Éstos se pueden utilizar para determinar la necesidad de la inspección. Agrietamiento de tensión de corrosión (SCC). Ésta es una forma de agrietarse COPYRIGHT 2003 instituto Americano de Petróleo Amoco/5928366101

asistido ambientalmente. Los factores que influencian este tipo de anomalía incluyen la edad de la tubería, tipo de capa, las condiciones y los niveles catódicos del sistema de protección, las tensiones del suelo, tipo del drenaje y grado de ciclos de la presión. Estos factores junto con los datos de la excavación, si los hay, permitirán la identificación de cualquier susceptibilidad de una tubería. Los modelos mecánicos de la fractura se pueden utilizar con tarifa de crecimiento de grieta para determinar la necesidad y la sincronización de la inspección si la tubería tiene grietas de la corrosión de tensión. 9.4.2 FIJAR LOS INTERVALOS DE REINSPECCIÓN Los modos en curso de deterioro tales como corrosión externa e interna y el crecimiento de defectos como resultado la fatiga del ciclo de presión inducida o agrietamiento ambiental hará necesario la inspección repetida. Los ejemplos de los métodos para determinar intervalos de la re-inspección siguen. Otros métodos para fijar intervalos de la re-inspección pueden ser apropiados. Corrosión externa o interna. Las excavaciones en respuesta a una inspección inicial de la pérdida de metal revelarán las localizaciones afectadas por la corrosión y la naturaleza y el grado de la pérdida del metal. De acuerdo con profundidades reales de la pérdida del metal, y la reinspección subsecuentes, el operador debe poder estimar una tarifa de la corrosión. De acuerdo con estas tarifas estimadas, los intervalos de la re-inspección se deben programar basados en el cálculo no más que de la mitad de la vida restante del metal de más profunda corrosión que es la más irremovible e irreparable pérdida del a menos que otros factores o evaluaciones críticos indiquen que una frecuencia de inspección alterna es apropiada. Otros factores que pueden lii El documento proporcionado por IHS Licensee=BP usuario =, 02/21/2003 de 14:22:58 MST , preguntas o comentarios sobre este mensaje: llame por favor a Grupo de Gerencia de la Política del Documento en1-800-451-1584.

influenciar intervalos de la re-inspección incluyen el producto transportado, potencial para el desarrollo de las picaduras aisladas en redes, el mantenimiento, uso del inhibidor, protección y calidad catódica del sistema de capas, edad del grosor de pared de la tubería, tamaño de la tubería (tamaño potencial del derramamiento), localización relacionada con el movimiento de tierra potencial, perfil hidráulico (presión de funcionamiento), las localizaciones de HCA historia del escape, tensión de funcionamiento, detección del escape, ayuda física de un segmento, y otros factores que podrían cambiar el índice de la pérdida del metal. El código de tubería de la inspección del API 570, sección 7.1Ñ, El rango de corrosión determinado ofrece la dirección en esta área. A este punto, el operador tiene varias opciones por ejemplo: - reinspecciona la tubería. - reduzc el MOP de la tubería. - Comprende las reparaciones adicionales. Después de que se haya realizado una segunda inspección, especialmente si la misma tecnología se utiliza para ambas inspecciones, las comparaciones de las anomalías irreparables mientras que aparecen en ambos expedientes de la inspección pueden proporcionar la información sobre pérdida del metaladicional. Grietas longitudinales. Donde hay una preocupación de que las grietas longitudinales estén pasando desapercibidas y agrandadas por fatiga de presión ciclo-inducida los modelos de las fracturas mecánicas se pueden utilizar para determinar el intervalo apropiado para la reinspección. Está más allá del alcance de este documento el proporcionar la dirección en el uso de los modelos de las fracturas mecánicas.

Grietas de la corrosión de tensión. la Reinspección se debe determinar por los modelos de la fractura y los datos basados en los mecánicos de la excavación. Después de una segunda inspección, si no hay sitios nuevos del SCC que se convierten en la tubería, es posible que la inspección pueda ser suspendida o ser pospuesta. Hay dos tipos de SCC, alto pH y acerca a neutral pH SCC. El tipo de SCC podía afectar el acercamiento tomado para la gerencia de la integridad. Vea el apéndice A para una descripción más completa de los mecanismos de la tubería SCC. Herramientas de geometría. los intervalos de la Re-inspección para las herramientas de la

liii COPYRIGHT 2003 instituto Americano de Petróleo Amoco/5928366101


Tabla 9 Tipos se Anomalías y Herramientas para Detectarlas HERAMIENTAS PARA PÉRDIDA DE METAL PROPOSITO DE ILI

Salida Magnética del Flujo (MLF)

HERRAMIENTAS DETECCIÓN GRIETAS

Ultrasonido

Ultrasonic

Transverso

(Onda Comprimida)

(Onda cortante)

MFL

Detección 2 del

Detección 2 del

Detección2 del

Detección2 del

Tamaño4

tamaño3

tamaño3

No Detección

No Detección4

Detección 2, Medida3

No Detección

No Detección

No Detección

Resolución Estandar

Resolución Alta (HR) MFL

PERDIDA DEL METAL (CORROSIÓN)

(SR) MLF Detección1, Medida3.10

Corrosión Externa

No ID/OD

Corrosión Interna

Dscriminación

CORROSION EXTERNA DEL AXIAL

HERRAMIENTAS GEOMÉTRIC. Calibrador

Trazo

tamaño3

No Detección

No Detección

Detección2, Medida3

Detección 2, Medida3

No Detección

No Detección

Detección,

Detección,

No Detección

No Detección

Tamaño

Tamaño

Detección y tamaño

No detección

No Detección

No Detección

ESTRECHO (NAEC) DEFECTOS DE GRIETAS Y POSIBLES GRIETAS Grieta por tensión de corrosión Grietas por Fatiga Imperfecciones de la Costura Autógena Longitudinal Fusión Incompleta (Falta de Fusión) Grietasde Dedos GRIETAS

No Detección

Detección 5 y

Detección7.

Tamaño5 Detección 7, Medida

Detección 7, Medida

Detección7, Medida

Detección 7, Medida

No confiables

No confiables

No confiables

No confiables

CIRCUNFERENCIALES ARRUGAS EN LAS ABOLLADURAS DE LAS HEBILLAS DOBLADAS

No Detección

si es modificado

En caso de detección, Posición Circunferencial es dada FORMONES LAMINACIÓN O INCLUSIÓN

REPARACIONES PREVIAS

ANOMALÍAS RELACIONADAS CON MOLINOS DOBLAJES

Detección1.2, pero no discriminación como Formones Detección Detección Limitada Limitada Detección y tamaño3 Ünica Det. Detección de Mangas Remiendos

Detección y Detección 8,10 y

Tamaño

Tamaño

No Confiable No Detección

Detección y tamaño3 Ünica Det. Remiendos

Detección y tamaño

No Deteccióm

No Detección

No Detección

No Detección

de Acero y Remiendos

de Mangas de Acero

de Mangas de Acero

Detección de Mangas de Acero y Remiendos

otros solo con

y remiendos

y remiendos

otros solo con

Soldados a la Tubería

Soldados a la Tubería

Marcas Ferrosas

Detección

Detección

Detección Limitada

No detección

No detección

No Detección

No Detección

No Detección

Detección y

Detección y

Marcas Ferrosas Detección Detección limitada Limitada No Detección

No Detección

Tamaño3

Tamaño3

OVALIDADES

No Detección

No Detección

No Detección

No Detección

No Detección

Detección y

Detección y

Tamaño3,11

Tamaño3,9

COORDINACIÓN DE TUBERÍA

No Detección

No Detección

No Detección

No Detección

No Detección

No Detección

Detección y Tamaño3

1. Limitado por el mínimo deppérdida de metal detectable

7. Confiabilidad reducida dependiendo del tamaño y la forma de la abolladura

2. Límitado por el mínimo de profundidad, longitud y grosor de los defectos

8. Dependiendo de la configuración de la herramienta, también posición circunferencial

3 Definido por el tamaño adecuado de la herramienta.

9. Si está equipado por medidas ovales.

Si el grosor es más pequeño que el defecto mínimo detectable por la herramienta

10. Disponibles en herramientas con correas

5. Reducción de la Probabilidad de detección (POD) para grietas apretadas

11. Si está equipado con medidas de doblaje

6. Traductores a ser rotados en 90°

geometría tales como el trazo de las herramientas y las herramientas del calibrador dependen de una evaluación de la probabilidad de la actividad adicional en el área que podría conducir al daño mecánico de tercera persona, los acontecimientos y las ediciones sísmicos sabidas acerca de la estabilidad del suelo. la Re-inspección que usa el tipo herramientas en línea de la deformación de la inspección se basa en los resultados del análisis de riesgo. 9.5 PRUEBA HIDROSTÁTICO 9.5.1 Valor de la Prueba Hidrostática Las prueba hidrostática se ha aceptado de cómo un método de prueba de la integridad de tuberías. Las líneas de prueba hidrostáticas que han estado en servicio son complicadas debido a la interrupción del servicio y a la dificultad en adquirir los permisos para adquirirlas, para tratar, y para disponer del agua que se pudo haber contaminado por el producto que es transportado. Sin embargo, la prueba hidrostática sigue siendo una alternativa viable que se considerará por un operador para la integridad que prueba si la tubería no puede acomodar el paso de una herramienta en línea de la inspección, la historia del segmento demuestra que las anomalías que no son perceptibles por las herramientas internas de la inspección u otros métodos de la inspección de la metodología de evaluación no proporcionan una confianza satisfactoria en la integridad de la línea. La prueba hidrostática valida la integridad a la hora de la prueba demostrando la integridad de una tubería con respecto a el MOP establecido y la tirantez del escape de una tubería método del cálculo de la presión de funcionamiento (E.J.., B31G, B31G modificado, RSTRENG). - pérdida predicha del metal de el 50% de la pared nominal en

la línea extranjera travesías. – pérdida predicha el 50% en áreas con la corrosión extensa círculo-conferencial, es decir el tipo del metal de la corrosión donde el cargamento axial puede ser una preocupación o donde la mitigación de la corrosión continuada puede ser importante mantener el MOP. - Anomalías de la autógena con una pérdida predicha el 50% del metal de pared nominal. - Indicaciones de las grietas probables que sobre la excavación se determinan para ser grietas. - Corrosión selectiva de la costura o a lo largo de las autógenas detectadas de la costura. - formones o surcos posibles mayor de 12.5% de la pared nominal. Un operador debe tomar en la consideración las exactitudes estadísticas indicadas los vendedores en línea de la inspección, técnicas del análisis, y los operadores experimentan en la determinación de un programa eficaz de la investigación de la anomalía. Una vez que todos sobre anomalías de la pérdida del metal se traten, el operador documentará todas las indicaciones restantes e integrará esta información en el modelo del gravamen de riesgo. Las anomalías situadas adentro o las cubiertas cercanas, cerca de travesías extranjeras de la tubería, las áreas con la protección catódica sospechada, o HCAs deben tomar precedencia sobre otras localizaciones de la tubería con indicaciones similares. El daños y la corrosión mecánicos se asociaron a una costura longitudinal deben tomar generalmente prioridad sobre daño de la corrosión. La sección 451.6 de ASME/ANSI B31.4 proporciona los límites específicos para la disposición de ciertos defectos. la parte 195.452 de 49 CFR proporciona los límites específicos para la disposición de ciertos defectos.

ETRATEGIAS DE REPARACION PRIMARIAS Disposiciòn del metal de Soldadura

Anomalìas Externo Perdidade Metal £ 80% w.t.

Pèrdida de Metal Interno £ 80% w.t.

Pèrdida de Metal Externo > 80% w.t.

Pèrdida de Metal Interno > 80% w.t.

Grietas y goteras, Defectos del contorno y soldadura del arco

Abolladuras por tensiòn Concentrados

Abolladuras Planas

Uniòn de de Tuberìa Soldadura del contorno Cuerpo de la Tuberìa Dobleses Uniòn de Tuberìas Soldadura de Contorno Cuerpo de la Tuberìa Dobleses Uniòn de Tuberìas Soldadura de Contorno Cuerpo de la Tuberìa Dobleses Uniòn de Tuberìas Soldadura de Contorno Cuerpo de la Tuberìa Dobleses Uniòn de Tuberìas Soldadura de Contorno Cuerpo de la Tuberìa Dobleses Abrasadera con Rosca Uniòn de Tuberìas Soldadura de Contorno Cuerpo de la Tuberìa Dobleses Uniòn de Tuberìas Soldadura de Contorno Cuerpo de la Tuberìa Dobleses

Mangas de Tipo 1 Si

Mangas de Tipo2 Si

Si

Si

Si

Si

Si

Si

No

No

Si 3 Si

No

No

No

No

No

No3

Si Si Si

Si Si Si

No8 No8 No8

Si

No8

No

No

No

No

No

No

No

No3

No

No

No

No

No

No

No

No

No

Si Si Si Si Si Si Si 3 Si Si Si

Refuerzo de Compuesto

Grifo Caliente

Yes

No

Yes

No

Yes

Si

Yes4

Si

No

No

No

No

No

Si

No

Si

No8

No

No8

No

No8

Si

No8

Si

No

No

No

No

No

Si

No

Si

No

No

No

No

No

No10

Si 3

No

No10

No

Not Practical

No

No

No

Si 5,6

Si 6

No

No

No

Si 5,6

Si 6

No

No

No

Si 5,6

Si 6

No

Si 11

No

Si 3,5,6

Si 3,6

No

Si 11

No

Si 5

Si

No7

No

No

Si 5

Si

No7

No

No

Si 5

si

No7

Si 11

No

Si 3,5

Si s3

No

Si s11

Si 3 Si Si Si

9,6 ESTRATEGIA PARA RESPONDER A ANOMALIAS IDENTIFICADAS POR INSPECCIONES EN-LINEA Debido a la complejidad de datos preliminares de inspección en-línea, el vendedor de herramientas evalúa típicamente esta información y proporciona al operario de tubería con los resultados. Es entonces la responsabilidad del operario, revisar y evaluar estas interpretaciones y desarrollar una estrategia de reparación y mitigación. Lo siguiente ayudará al operario a desarrollar una estrategia para la evaluación de anomalías identificadas por un instrumento de la inspección de la en-línea. Un operario tomará medidas para dirigir la tubería integral concerniente identificada durante la evaluación de datos de inspección en-línea. Si una condición existe en la tubería que re presenta una preocupación inmediata (definida abajo), el operario iniciará las acciones de mitigaciòn dentro de cinco días para continuar operando la parte afectada del sistema. La acción de mitigación se basa en los requisitos regulativos, en las pautas de la compañía, y en la evaluación del riesgo. Cuándo una tubería es inspeccionada por un instrumento de inspección en-línea, los resultados de la inspección final deben ser proporcionados al operario dentro de seis meses. Sin embargo, ciertos tipos de defectos potenciales deben ser traídos a la atención del operario por un informe preliminar. El siguiente podría presentar una preocupación inmediata y debe ser informado por el vendedor de la inspección en-línea tan pronto como sea posible, pero dentro de treinta días. -La pérdida de metal de más del 80% de pared nominal a pesar de las dimensiones. Estas anomalías pueden ser mitigadas temporalmente por control local, por la prueba de escape, por la reducción de la presión, o por otras acciones de mitigación

hasta que la anomalía se haya excavado, valorada, y ha sido reparada, si es necesario. -Quedándo la fuerza que tiene el tubo como resultado de una presión predicha del chorro que es menor que la MOP en la ubicación de la anomalía que utiliza un método restante conveniente del cálculo de la fuerza. Las acciones temporarias de mitigaciòn incluyen la reducción en la presión operativa con la reposiciòn concurrente de los puntos de referncia de los dispositivos de alivio de presión, o de otras acciones de mitigaciòn hasta que la anomalía pueda ser excavada, pueda ser valorada y pueda ser reparada si es necesario6. La cima de las abolladuras de la línea (encima de cuatro y ocho posiciones del punto) con pérdida indicada de metal. Las acciones temporarias de mitigaciòn incluyen la reducción en la presión operadora con la reposiciòn concurrente de los dispositivos de alivio de presión, o de otras acciones de mitigaciòn hasta que la anomalía se pueda excavar, puede ser valorada, y puede ser reparada si es necesario. – La anomalía significante que encuentra otros criterios establecidos por el operario para la acción inmediata. La condición de las acciónes de mitigaciòn se basará en el análisis de datos de inspección en-línea sin verificación de excavación. La acción temporaria de mitigación (las acciones) será iniciada tan pronto como sea posible; dentro de cinco días de recibo del informe preliminar de la inspección enlínea y se quedará en el lugar hasta que la anomalía se pueda excavar y pueda ser valorada. La acción permanente de mitigación tal como las reparaciones, si es requerido, debe ser alcanzado dentro de treinta días de recibido el informe preliminar de la inspección en linea. Las áreas siguientes se deben evaluar, deben ser reparadas o de otro modo deben ser mitigadas, si es necesario, dentro del transcurso de seis meses de recibo del

informe final de la inspección en-línea. Las acciones de Mitigación, si son necesarias, para estos defectos pueden parecer a las de los defectos evaluados por la excavación: -Las abolladuras con la pérdida de metal o rodamientos que afectan la curvatura de tubo en una soldadura longitudinal discernida de la unión. –Las abolladuras localizados en la cima del tubo de la línea entre cuatro y ocho puntos donde la profundidad de la abolladura excede: . 2% del diámetro del tubo para NPS 12 y más grande. 0,250 en. para conducir por tubería los diámetros menores de NPS 12. -Abolladuras con profundidades informadas de más de 6% del diámetro del tubo. -Quedándose la fuerza del tubo tiene como resultado una presión operativa segura que es menos que la corriente MOP establecida en la ubicación de la anomalía que utiliza un seguro conveniente. 9.7 LAS INSPECCIONES DE LOS MÉTODOS DE LA REPARACIÓN conducidas por un plan de la gerencia de la integridad del operador identificarán las anomalías que deben ser evaluadas. Un número de estas anomalías requerirán la reparación. Esta sección y apéndice B proporcionan la dirección para la reparación. La información en este estándar no se debe considerar un resumen completo de cada tipo de reparación, sino una descripción de algunas de las técnicas más con frecuencia hoy usadas en la industria. En ausencia de los procedimientos detallados de la compañía para el reemplazo o la reparación de la pipa, el manual de reparaciones en servicio de la tubería debe ser consultado. La tabla 9-2 proporciona una referencia lista para los individuos que determinan la estrategia apropiada de la reparación para cierto tipo de defecto en cierta localización (costura, cuerpo, autógena de la circunferencia) de la línea pipa. Todos los serán reparadas con los materiales que resuelven o exceden el MOP de la porción

afectada de la tubería y se conforman con regulaciones aplicables. 10 opciones de la mitigación un programa de la gerencia de la integridad de los operadores incluirán actividades aplicables de la mitigación para prevenir, para detectar, y para reducir al mínimo las consecuencias de lanzamientos involuntarios. Las actividades de la mitigación no requieren necesariamente la justificación con datos en línea adicionales de la inspección. Las acciones atenuantes se pueden identificar durante la operación normal de la tubería, durante el gravamen de riesgo inicial, durante la puesta en práctica del plan de la inspección de la línea de fondo, o durante la prueba subsecuente. Las actividades de la mitigación presentaron en esta sección incluyen la información encendido: - Prevención de TPD. - corrosión que controla. -detección de lanzamientos involuntarios. - deducción al mínimo de las consecuencias de lanzamientos involuntarios. - reducción de la presión de funcionamiento. Los operadores deben entender a fondo las fuerzas y las limitaciones en el uso y el funcionamiento de las opciones de la mitigación. 10 La PREVENCIÓN DEL DAÑO TPD DE TERCERAS PARTES Es una causa importante de los lanzamientos de la tubería. Los datos actuales del PUNTO de los E.E.U.U. indican que áspero un cuarto de todos los incidentes divulgados de la tubería es causado por TPD. Las actividades siguientes de la mitigación deben ser consideradas. 10.1. “Uno-llama” Es un operador para uso general de la tubería de los sistemas de localización que la participación en unollama sistemas de localización para uso general es muy importante. Actualmente, cada estado excepto Hawaii y el distrito de Colombia tiene una ley subterránea de la prevención de daños de la facilidad para

gobernar las actividades de operadores y de excavadores de la mayoría de las utilidades enterradas. En la orden para que este sistema sea eficaz, un operador de la tubería debe asegurarse de que todas las tuberías en el sistema están incluidas en apropiado unollaman mapas y la documentación de la jurisdicción, y que equipan y están entrenado al personal señalado para localizar exactamente y marcar la tubería en respuesta a cada uno-llama la investigación. Nota: Actualmente, todos sino siete estados (Connecticut, Iowa, Massachusetts, Maryland, Maine, New Hampshire, y Vermont) han concedido excepciones a una variedad de organizaciones. En organizaciones generales, exentas no se requieren para participar en un programa de la prevención del daños de la excavación de los estados. Las exenciones se han concedido a los departamentos del transporte del estado; ferrocarriles; operaciones de explotación minera; ciudad, estado, y gobiernos federales; cementerios; bases militares; y tierras americanas nativas. 10.2 La línea mejorada Esta línea es parte de la primera línea de defensa contra incidentes de tercera persona. Los marcadores adicionales hacen la tubería más visible a los terceros que trabajan en la vecindad. La línea marcadores se debe requerir generalmente en ambos lados de cada camino, carretera, ferrocarril, y travesía del agua. En áreas de la alta actividad de tercera persona, la línea intermedia marcadores debe estar En el análisis de beneficio de costo el estudio encontró que puede haber más justificación para válvulas de bloqueo adicional en segmentos largos de tubería ( De más de diez millas). Sin embargo, el estudio notó que el terreno natural y otros factores (Ej. Proximidad a poblaciones densas, áreas sensibles ambientalmente ,etc.) afectan cada segmento de la tubería diferentemente.

10.3 DESCUBRIENDO Y MINIMIZANDO DESCARGOS IMPREVISTOS DE LA TUBERÍA En caso de un descargo del producto imprevisto desde dentro un sistema de tubería, las consecuencias pueden minimizarse a través de: *Reducir el tiempo requerido para el descubrimiento del descargo. *Reducir el tiempo requerido para localizar el descargo. *Reducir el volumen que puede soltarse. *Reducir tiempo de contestación de emergencia. 10.3.1 Reducción de volumen perdido por descargos involuntarios El papel del descubrimiento del descargo es minimizar el tiempo Requerido para descubrir el producto de que está soltándose activamente del sistema de la tubería. Es importante evaluar y entender el volumen potencial del producto de la tubería que podría ser el prior soltado antes de un evento de alarma de un sistema de descubrimiento de descargo. La tecnología y equipos de descubrimiento de descargo proporcionan un Amplio rango de sensibilidad y fiabilidad. Para lograr el sitio específico del segmento de tubería, los objetivos del descubrimiento del descargo, a veces puede ser necesario utilizar de tecnologías de descubrimiento de descargo complementarias. La selección de un sistema de descubrimiento de descargo depende de la aplicación específica requerida de la tubería. Los factores para considerarse antes de la selección y aplicación incluyen: la longitud y tamaño de tubería, el tipo de productos contenidos en la tubería, la complejidad de instalación y mantenimiento, HCAs,

criterios de desempeño aceptables del sistema de descubrimiento de descargo, el riesgo, resultados de la valoración y otros datos de manejo integral tales como los resultados de inspección en la línea. Ya que alarmas falsas excesivas corroen la confianza en el desempeño del descubrimiento del descargo, el potencial para los eventos de falsas alarma también deben ser considerados con cualquier sistema. Los fabricantes de sistemas de descubrimiento de descargo, y/o representantes de los fabricantes, debe proporcionar a operadores de la tubería, las descripciones escritas de las expectativas de las capacidades y desempeño del sistema para aplicación cada segmento específico de tubería. Las expectativas de desempeño deben describirse en las condiciones de volumen del producto soltado contra tiempo para la detección. Las limitaciones potenciales del sistema de descubrimiento de descargo, o preocupaciones por la conveniencia de servicio específico, también deben proporcionarse al operador de la tubería. La actuación y fiabilidad de los sistemas de comunicaciones pueden afectar significativamente el desempeño y tiempo de la contestación de algunos sistemas de descubrimiento de descargo. El operador debe evaluar los procesos de comunicaciones para sistemas críticos dónde la acción debe tomarse dentro de marcos de tiempo relativamente cortos. Donde sea aplicable, mejoras a estos sistemas puede reducir el tiempo requerido para descubrir y responder a un descargo imprevisto, así reduciendo las consecuencias. Todo el personal responsable por supervisar las funciones de alarmas y datos del sistema de descubrimiento del descargo

Deben estar apropiadamente entrenados en el funcionamiento y mantenimiento del sistema. El entrenamiento del director de la tubería debe incluir el proceso para reconocer y analizar alarmas de descubrimiento de descargo y conceptos básicos de la hidráulica de la tubería (estado permanente y temporal). La tecnología para descubrir los descargos imprevistos de las tuberías está sufriendo desarrollo y mejora continúa. Por consiguiente, tecnología nueva y mejorada debe ser considerada con cualquier decisión de descubrimiento de descargo. 10.3.2 Tipos de Sistemas de Descubrimiento de Descargo Una descripción breve de sistemas de descubrimiento de descargo actuales incluye: El modelo de flujo dinámico. Este modelo simula básicamente las condiciones de operación de la tubería a través de los cálculos hidráulicos, después compara las presiones computadas (basados en una tasa de flujo, temperatura, perfil de la cañería, y densidad) contra los datos de tiempo real obtenidos de varios puntos de la medición a lo largo de la tubería. Se comparan las desviaciones contra los puntos de instalación de la alarma. Cuando las desviaciones exceden los puntos fijados para las alarmas del sistema. Estos sistemas normalmente se integran con la tecnología de comunicaciones SCADA de tuberías. Información de la situación de la gotera no se proporciona. El químico de trazo. Este abordaje requiere mezclar una cantidad muy pequeña ( ppb al ppm del volumen total) de un trazo de químico volátil específico con los contenidos de una tubería. El trazo de químico no es un componente de los contenidos de la tubería y

no ocurre naturalmente en el suelo. Después de la inoculación de la tubería con el químico de trazo, las muestras del vapor contenido en la tierra fuera de la tubería es reunido. Las muestras de vapor del suelo son obtenidas de sondas u otros dispositivos instalados intermitentemente a lo largo de la tubería. Las muestras del vapor se analizan por un cromatografía de gas para el químico de trazo específico que fue mezclado con los contenidos de la tubería. La presencia del químico del trazo en la muestra sólo puede ocurrir a través de un descargo activo del producto de la tubería mezclado con el de trazo en el suelo. Estos sistemas pueden proporcionar pruebas de la rigidez del líquido sencilla o continúa y proporcionará información de la ubicación del descargo . Cable de detección de descargo. Los cables censores de detección de descargo están diseñados para alarmar después de contacto con líquidos hidrocarburos a cualquier punto a lo largo de su longitud. La presencia de hidrocarburos crea un circuito entre dos alambres censores y dispara la alarma. Típicamente, el cable de descubrimiento de gotera se instala en Canalización de PVC con ranuras que se entierra en la trinchera de la cañería a lo largo de o debajo de la tubería. Estos sistemas proporcionan monitoreo continuo a través de unidades del mando electrónicas capaces de unirse con tecnología SCADA y puede proporcionar información de la situación de la gotera. Descubrimiento de descargo cerrado ( estático ). Esta técnica básicamente consiste en una prueba de presión, con la tubería llena con sus contenidos normales. Entre los embarques, la tubería se presiona contra las válvula(s) cerrada(s). Esta herramienta de descubrimiento de descargo permite al operador analizar la tubería en un

modo estático (sin flujo), sin las complicaciones de funcionamientos de la tubería. Con la tubería bloqueada, la presión (compensada por las fluctuaciones de temperatura) en una sección debe permanecer constante. La presión se supervisa entonces para cualquier pérdida de presión inexplicada. Esta prueba no proporciona información de situación de gotera. Software de detección de descargo y análisis de punto de presión. El software para este sistema incorpora dos métodos independientes de descubrimiento de descargo: el análisis de punto de presión y equilibrio de masa. Se usan patrones de Algoritmos de reconocimiento que distinguen eventos operativos normales de las goteras. Cuando se usa con un sistema de comunicaciones, el análisis de punto de presión puede proporcionar la la situación calculada de un descargo. 10.3.3 Contestación de Emergencia mejorada La información sobre eventos de descargo imprevisto activos ocurriendo en una tubería pueden presentarse a un operador a través de alarmas de funcionamiento del sistema de tubería, pruebas de descubrimiento de descargo, observaciones de terceros, agencias de contestación de emergencia, etc. Es importante desarrollar los procedimientos de la contestación para cada uno. Éstos procedimientos deben definir un plan de acción que incluya: *Definición de líneas organizacionales de responsabilidad y notificación de la contestación a los descargos imprevistos. *Entrenamiento de todo el personal responsable para eventos de descargo imprevistos. * Verificación Inmediata de descargos imprevistos, si es necesario.

* Aislamiento y control de la fuente del descargo imprevisto. *Control del producto soltado según los procedimientos desarrollado para los impactos medioambientales específicos y volúmenes de descargo imprevistos.

Los procedimientos para verificar alarmas de descargos imprevistos y las notificaciones deben ser bien definidas y practicadas. Si la verificación es necesaria, el proceso debe ser completado en el tiempo más corto posible. Entonces no debe haber duda por parte del operador para ejecutar medidas de control para descargos activos.

10.3.4 Líneas organizacionales de Responsabilidad y notificación para la contestación de descargo Imprevisto Todo el personal operacional de la tubería involucrado con el descargo imprevisto necesita tener clara la definición de su la autoridad y responsabilidad personal. Ellos necesitan saber exactamente entonces con cual personal del operador y agencias externas notificar la información de un evento de descargo imprevisto . 10.3.5 Entrenamiento de Todo el Personal Responsable para Los Descargos imprevistos El personal debe ser entrenado para actuar en respuesta a una variedad de descargos imprevistos potenciales que puedan ocurrir dentro de sus áreas de responsabilidad . Un entrenamiento para ser comprensivo debe incluir: *Procedimientos de notificación del personal de la compañía y agencias externas. *La tecnología, el equipo, y los procedimientos usados para minimizar la consecuencia de un descargo imprevisto *Recursos adicionales disponibles para el control y la mitigación del descargo no deseado. *Simulacros de emergencia deben ser conducidos con equipos de respuesta establecidos para proporcionar capacitación para el operador y el personal de la agencia externa.

10.7.3 Control y aislamiento de la fuente de descargo La fuente de un descargo imprevisto activo necesita ser inmediatamente controlada. Las medidas de control pueden variar dependiendo del volumen del descargo, tasa, ubicación, y capacidades operacionales de la tubería. Los operadores de la tubería deben tener procedimientos que aborden cada uno de estos problemas para todos los segmentos de la tubería. Los métodos primarios de control de fuente para un descargo imprevisto activo son: *Reducción de la presión operando en la tubería *Cierre total del flujo del producto de la tubería y cierre de las válvulas de la línea del área de la fuente del descargo, cuando sea aplicable. *Aislamiento del segmento de línea conteniendo el descargo cerrando las válvulas principales de bloqueo de línea u otros mecanismos. El personal del operador con la autoridad y responsabilidad para reducir las presiones de operación y/o detener el flujo del producto de la línea necesitan ser claramente definidos y accesibles todo el tiempo. Los criterios para restringir y parar el flujo del producto de la línea durante un evento de descargo imprevisto deben ser claros y concisos. La restricción del flujo debe entonces ser implementada inmediatamente cuando la situación de garantía.

10.3.6 Verificación de descargo

10.3.7.1 Válvulas de chequeo o revisión

Las válvulas de chequeo o revisión (Un tipo de dispositivo de emergencia que restringe el flujo) puede servir para restringir el flujo en la ubicación del descargo. Sin embargo, debe notarse que las válvulas de chequeo o de bloqueo son sólo capaces de minimizar un componente de volumen de descargo imprevisto- El volumen debajo del drenaje. En muchas situaciones, segmentar la línea puede reducir el volumen de escape improvisto. Esto puede ser hecho añadiendo válvulas de bloqueo o chequeo intermedias, pero tales decisiones son tomadas dependiendo de muchos factores tales como el terreno, acceso, productos, etc. 10.3.7.2 Dispositivos de emergencia que restringen el flujo (EFRD) EFRDs tales como las válvulas de línea principal (Manuales y operadas por control remoto), y las válvulas de revisión pueden ser usadas para minimizar la magnitud del descargo involuntario. En un evento de descargo imprevisto, el volumen resultante depende de un número de variables: características físicas del producto descargado, el volumen de los contenidos dentro de la línea, el perfil de la línea (Topografía del suelo), el volumen del drenaje de la línea, etc. Ya que un terreno natural y otros factores afectan partes de la línea diferentemente, los segmentos de la línea deben ser analizados por un rango de tasa de flujo de descargo. Sin embargo, si los volúmenes del descargo imprevisto resultantes son inaceptables, válvulas de bloqueo adicional deben ser consideradas, al tiempo que el método de actuación de válvula. 10.3.7.3 Limitaciones de EFRDs Válvulas automáticas o manejadas por control remoto pueden causar descargos imprevistos adicionales ya que las válvulas a veces gotean o funcionan mal. Además, las válvulas pueden ser cerradas sin

intención, como resultado de aparato dañado de cierre con control remoto o automático, causando otros problemas operativos incluyendo sobre presión y posible ruptura de la línea. Un estudio de dirección de fuego en el estado de california en 1993 de más de 7,000 millas de tuberías de líquidos peligrosos regulados interestatal e intra estatal analizaron la efectividad de las válvulas de bloqueo. Este estudio encontró que había menos correlación estadística entre el espacio de la válvula de bloqueo y el tamaño de derrame resultante. Este estudio encontró que por cada 50% de los incidentes , el volumen de derrame fue menos que un uno por ciento del volumen total entre las válvulas de bloqueo adyecentes. En el análisis de beneficio de costo el estudio encontró que puede haber más justificación para válvulas de bloqueo adicional en segmentos largos de tubería ( De más de diez millas). Sin embargo, el estudio notó que el terreno natural y otros factores (Ej. Proximidad a poblaciones densas, áreas sensibles ambientalmente ,etc.) afectan cada segmento de la tubería diferentemente.

10.3.8. Control del producto emitido: Cuando el volumen y la ubicación de una emisión no deseada garantiza medidas inmediatas de control en el sitio, el equipo de respuesta del operador y los equipos terceros de respuesta necesitan ser enviados. Los criterios de tiempo máximo de respuesta deben ser desarrollados para todas las secciones de la tubería. El personal debe estar equipado y entrenado, o tener acceso a recursos de contrato, para contener emisiones no deseadas de varios volúmenes.

El personal del operador o agencias externas designadas para autoridad de comando puede variar según los factores como el volumen de emisión imprevisto, la ubicación, los impactos ambientales potenciales, impactos potenciales al público y a las jurisdicciones externas de la agencia. Por consiguiente, los procedimientos para identificar y mantener el personal a cargo de una emisión imprevista en varias ubicaciones deben desarrollarse y comunicarse a todos los participantes potenciales para eliminar disputas e indecisión durante un evento activo de emisión. Esto es normalmente cumplido usando un incidente o un sistema de comando unificado. 10.4 REDUCCIÓN DE PRESIÓN EN LA TUBERÍA OPERANDO: La reducción de presión en la operación se usa como medida tanto ocasional como permanente para reducir el riesgo. La reducción de presión en la operación es una acción temporal, pero de atenuación inmediata, para reducir el riesgo hasta que un defecto pueda evaluarse por medio de excavación, reparación o remoción. En algunos casos, el operador puede determinar que las consecuencias de la falla son lo suficientemente significativas para diseñar un nivel más alto de seguridad que el normalmente proporcionado por ASME B31.4. Una reducción de presión en la operación puede proporcionar beneficio similar a una prueba hidrostática, pero una margen más grande de reducción de presión puede ser necesaria. 11 Revisión del plan de manejo integral Inspecciones realizadas bajo un plan de manejo integral del operador producirá datos que deben analizarse e integrarse con los datos recogidos previamente. Esto es adicional a los otros tipos de datos relacionados con manejo integral que se

están recogiendo constantemente, actualizados, revisados e integrados a la base de datos del operador (vea Sección 7). El resultado de esta integración continuada de datos, y la valoración de riesgo periódica producirán la revisión de planes de atenuación nuevos o modificados, y las valoraciones de integridad subsecuentes. El análisis de los datos de inspección probablemente resultará en una serie de actividades de atenuación adicionales. Algunas de estas actividades de atenuación pueden requerir acción inmediata mientras otras pueden fijarse en un plan a largo plazo. La relevancia de las acciones de atenuación y la programación de las mismas dependerá de los resultados de integrar esta información a una valoración de riesgo del operador. 12. Manejo integral de las estaciones de bombeo y terminales de la tubería. Conceptualmente, el manejo integral de las estaciones de la tubería y las terminales es similar al de la línea principal de la tubería que cruza el país. Los elementos del armazón descritos en la Sección 5 aplican a las estaciones y terminales de la tubería, así como a la propia tubería. Sin embargo, algunos aspectos de la recolección de datos, valoración de riesgo, herramientas y técnicas de inspección, y atenuación son específicos para las estaciones y terminales de la tubería. La sección 12 se refiere a los aspectos de la integridad de la tubería que son específicos a las estaciones y a las terminales de la tubería. Cualquiera de los métodos de riesgo usados para evaluar el riesgo de una tubería puede aplicarse a las estaciones y a las terminales de la tubería. Los datos usados en un modelo de facilidad variarán de aquellos usados para modelar una tubería. El hecho que las instalaciones ocupan un área geográfica limitada hace que la valoración

de riesgo sea una tarea más fácil comparado a la valoración de riesgo de un recurso geográficamente dispersado como una tubería en campo abierto . Por otro lado, la naturaleza relativamente más compleja de la tubería de instalación que incluye gran cantidad de válvulas múltiples, conexiones con pestaña, sistemas de protección catódica complejos, secciones de tubería de bajo flujo o secciones sin salida, y una tubería auxiliar y de instrumentación hacen la valoración integral un mayor desafío que tuberías en campo abierto, que consisten en cañería con una válvula ocasional. 12.1 RECOLECCIÓN DE DATOS 12.1.1 Historia incidente El proceso de valoración de riesgo para una instalación de tubería debe incluir una revisión completa de la historia incidente de la instalación y de instalaciones de diseño similar en el sistema de tubería. La naturaleza y características de emisiones en las instalaciones de tubería difieren y son más variadas que aquéllas de tuberías en campo abierto. La corrosión, que es una de las dos causas principales de escapes de tubería, también es un problema con las instalaciones pero es el tercero detrás de los errores de operación y fallas de equipo que no son de tubería. Las fallas de equipo que no son de tubería incluyen goteras de los sellos de la bomba, sellos en el origen de la válvula, y uniones de rosca. Daños por terceros, la causa principal de fugas, en las tuberías en campo abierto es raro en las instalaciones porque el acceso a terceros está muy limitado por cercas y otras medidas de seguridad. Un análisis completo de la historia incidente en una instalación, incluyendo el análisis de causa de raíz, es importante para entender la probabilidad y consecuencias de las fallas, así como para determinar la acción atenuante.

12.1.2 Datos de la instalación Los siguientes tipos de datos son útiles para llevar a cabo una valoración de riesgo para las estaciones y terminales: *Diseñar datos. Los datos pueden recogerse de dibujos originales y revisados, y especificaciones si están disponibles, de otra manera una visita al sitio proporcionará mucha información. El diseño de datos incluye: -Diseñar la presión que opera - La presión de operación normal. - Temperatura de operación -Los datos de la tubería, incluyendo el fabricante, el espesor de la pared, grado, dureza de la muesca, y el proceso industrial -La compatibilidad del Material -Los datos de las partes ( Pestañas, Accesorios, etc.), incluyendo niveles de presión ANSI. -Ubicación de la tubería: Sobre o bajo tierra. -Conecciones de la tubería: Soldado, con pestañas, o de rosca. - Manual de válvulas, operadores eléctricos o hidráulicos, - Tipos de tanque, construcción, capacidad, antigüedad, sistemas de control de vapor y ventilación. -Antigüedad de las tuberías, tanques, y partes. -Cobertura -Protección catódica - Dispositivos de liberación - Dispositivos de protección: válvulas, interruptores de presión, y alarmas de nivel. -Separadores de agua y aceite -Diques de contención de derrames y estanques de retención -Recolección/ Drenaje de aguas lluvias. -Tubería auxiliar y tubería de instrumentación -Sellos de equipo y contención de goteo de sello

-Distancias del equipo y la tubería a las líneas de propiedad. -Datos de corrosión. También deben recogerse datos sobre la naturaleza y efectividad del control de corrosión. Los datos de corrosión incluyen: -La cobertura de la tubería, tipo, antigüedad y condición. -Mecanismo de corrosión y resultados de monitoreo. -Aislamiento de tuberías, tipo, antigüedad y condición. -El sistema de protección catódica, antigüedad y condición -Resultados de la medición de intervalos cerrados. - Pintura de la superficie y sistemas de cobertura. *Información de seguridad. Tal información incluye: -Cercas -Sistemas de seguridad de monitoreo -Iluminación -Alrededores -Visibilidad -Señalización *La Información sobre el ambiente físico de la instalación. Tal información incluye: -Tipos de suelo -Medición de gas en el suelo -Profundidad hasta aguas subterráneas -Receptores con pendiente descendiente como estanques, lagos, arroyos, o humedales. * Monitoreo de aguas subterráneas, ubicaciones de pozos. -Calidad del agua -Hábitat de vida salvaje circundante -Fuentes de agua potable en los alrededores - Alcantarillas de lluvia y ubicación de alcantarillas sanitarias *Información sobre preocupaciones ambientales cerca de las instalaciones. Tal información incluye: -Población cercana en pendiente o en dirección del viento -Edificios públicos

- Carreteras y autopistas públicas -Rutas de evacuación -Canales navegables comerciales -Monitoreo de aguas lluvias, ubicaciones de pozos. -Calidad del agua. *La Información sobre las características de operación en las instalaciones. Tal información incluye: -Tipos de productos y características -Presiones de operación normales -Manipulación, humana o automática. -Procedimientos de operación -Frecuencia de inspecciones visuales a las instalaciones -Capacitación del operador -Historia de fallos controlados y errores de operación -Registros de mantenimiento preventivo -Informes de inspección de tuberías -Informes de fallas en los equipos *La Información sobre las capacidades para respuesta de emergencia en las instalaciones. Tal información incluye: -Capacidad de extinción de fuego en las instalaciones, incluyendo el equipo, y la capacitación. -Estaciones de bomberos cercanas, capacidades, y ubicación. 12.2 ASUNTOS CONCERNIENTES SÓLO A LAS OPCIONES DE ATENUACIÓN DE RIESGOS La atenuación de riesgos en las instalaciones involucra referirse tanto a la probabilidad como a la consecuencia del riesgo. Manejar el la probabilidad de una falla de refiere a prevención de gotera. Manejar el lado de la consecuencia se refiere a través del descubrimiento de fuga, contención, contestación, y remedio. Por ejemplo, las goteras del sello son una de las causas principales de emisiones involuntarias en las instalaciones. Manejar la probabilidad de una gotera del sello puede incluir reemplazo por un sello más fuerte de un diseño o

material diferente, o un reemplazo periódico previo a la falla usando técnicas de mantenimiento preventivo. 12.3 OPCIONES DE ATENUACIÓN Las opciones de atenuación para reducir las consecuencias de una emisión involuntaria pueden incluir: 36 API ESTÁNDAR 1160 *Un sistema de recolección de líquido como uno que recolecta el producto que gotea por medio de una válvula o conexión de instrumento que lo dirige a un pozo negro u otro dispositivo de recolección. *Inspección visual periódica de las instalaciones para descubrir goteras en el sello, mientras que cualquier cantidad del producto que pueda haber escapado en el ambiente sea pequeña, y su recuperación y solución sean relativamente fáciles. * Instrumentación o sistemas de que descubran la presencia del producto una vez ha escapado del conducto. 12.3.1 Inspecciones API 570 es un documento guiando aceptable para ayudar a un operador a desarrollar una estrategia de inspección. Pueden fijarse inspecciones visuales periódicas a las instalaciones. Un sitio para la inspección visual de una instalación debe incluir lo siguiente: *Goteras Obvias o indicaciones de una gotera como manchas alrededor de las válvulas o pestañas o tierra o arena gruesa manchada. *La Inspección de los pozos de instrumento para señal de goteo en las conexiones de tubería o corrosión de las tuberías o tuberías auxiliares. *Evidencia de vibración excesiva de la cañería o tuberías auxiliares que pudieran producir fallas relacionadas con uso excesivo.

*Pozos negros para los niveles de producto *Conexiones sueltas de uniones con pestaña o de rosca. *Separadores de agua y aceite. *Lustres del producto lustres en los estanques de retención. *Condición de cercado de seguridad, señales de vandalismo o acceso desautorizado. *Corrosión de interfaz de aire-tierra en la tubería. Las tuberías de las instalaciones pueden fijarse para pruebas periódicas no destructivas, incluyendo radiografía, ultrasónico y otras técnicas apropiadas. 12.3.2 Mantenimiento rutinario Dispositivos de Protección:

de

Las instalaciones incluyen un amplio rango de dispositivos de protección, incluyendo los reguladores de presión como las válvulas de control y los interruptores de presión, e indicadores del nivel producto, interruptores y alarmas. Estos dispositivos deben inspeccionarse periódicamente, calibrados, y probados para asegurar que ellos realizan su función correctamente. 12.3.3 Control de corrosión Los sistemas de protección catódicas deben mantenerse. Mediciones en intervalos cercanos pueden usarse para evaluar la efectividad de la protección catódica. La integridad de los sistemas de cobertura debe evaluarse. Si la corrosión interior es un problema, la necesidad de tratamientos inhibidores y bioácidos debe ser evaluada. Las tuberías con secciones sin salida deben ser identificadas, y el potencial de corrosión interna debe ser evaluado. 12.3.4 Tanques El API 653 Inspección de Tanque, Reparación, Alteración, y Reconstrucción

debe consultarse como guía en la inspección, mantenimiento, y reparación de tanques. 12.3.5 Descubrimiento de gotera Las acciones de atenuación potenciales para descubrir y reducir sus consecuencias incluyen: *Instalación de dispositivos/cables sensores de hidrocarburo. *Instalación de sensores de gas para descubrir vapores combustibles. *Prueba integral ( prueba de goteo, prueba hidrostática, prueba neumática, químicos rastreadores). 12.3.6 Capacidad de Contestación de emergencia Las acciones de atenuación potenciales para mejorar las capacidades de la contestación de emergencia para reducir las consecuencias de fugas involuntarias incluyen: *Equipo y material de contención de derramamiento en el sitio. *Sitios predeterminados de recuperación de contención del producto. *Participación en grupos de respuesta conjunta. *Entrenamiento en contestación de emergencia incluyendo la participación en simulacros de emergencia periódicos. 12.3.7 Consideraciones del diseño de las instalaciones Cuando se construyen nuevas instalaciones, o cuando las instalaciones existentes son restauradas o reconfiguradas, características de diseño mejoradas pueden ser incorporadas en las instalaciones, como: *Hacer accesibles las tuberías para inspección, por ejemplo limitando la cantidad de tubería enterrada. *Evitar conexiones de pestaña o de rosca enterradas . * Evitar secciones de bajo flujo o sin salida.

*Minimizar el número de grifos pequeños que estén sujetos a daño. *Instalar barreras impenetrables o revestimientos bajo tanques y tuberías. * Dirigir el desagüe de la superficie a través de estanques de retención de bajo flujo. *Instalar medidor remoto de tanque. 13 Evaluación del programa La intención de esta sección es proporcionar a operadores del sistema una metodología que pueda usarse para evaluar la efectividad del manejo integral. La meta del operador de cualquier tubería es operar la tubería de tal manera que no haya ningún efecto adverso en los empleados, el ambiente, el público, o sus clientes como resultado de sus acciones. Se necesitan hacer evaluaciones de manera periódica para revisar la efectividad del programa de manejo integral del operador. En el sentido más básico, una evaluación del programa debe ayudar al operador a responder las siguientes preguntas: ¿Hizo usted lo que dijo que iba a hacer? ¿ Fue lo que usted dijo que usted iba a hacer efectivo para abordar los problemas de integridad en su sistema de tubería? 13.1 MEDIDAS DE DESEMPEÑO El operador debe recolectar la información de desempeño y evaluar periódicamente la efectividad de sus métodos de valoración de integridad, sus actividades de control de riesgo atenuantes y preventivas, incluyendo reparación. El operador también debe evaluar la efectividad de sus sistemas de dirección y procesos en las decisiones de manejo integral de apoyo. Una combinación de las medidas de desempeño y auditorias del sistema es necesaria para evaluar la efectividad global de un programa integral de tubería.

Cada operador debe tener un mínimo de 10 medidas de desempeño. Estas diez medidas de desempeño deben incluir una distribución de medidas de dirección, retrazo, deterioración (vea 13.2 para una discusión de los tipos de medidas de desempeño). Estas diez medidas de desempeño serán parte del programa de manejo integral del operador, y debe estar basado en una comprensión de los mecanismos con fallas o amenazas a la integridad para cada sistema de tubería operado. De la diez medidas de desempeño requeridas las siguientes deben ser incluidas: 1. Una medida de desempeño y una meta para reducir el el volumen total de las fugas imprevistas con una meta última de cero. 2. Una medida de desempeño y una meta para reducir el el número total de fugas imprevistas (basado en un umbral de cinco galones) con una meta última de cero. 3. Una medida del desempeño y una meta que documente el porcentaje de actividades de manejo integral completado durante el año calendario. 4. Una medida de desempeño y una meta para rastrear y evaluar la efectividad de las actividades no solicitadas de la comunidad del operador. 5. Una descripción narrativa de la integridad del sistema de tubería, incluyendo un resumen de mejoras en el desempeño, tanto cualitativo como cuantitativo, en el programa de manejo integral del operador, preparado periódicamente. De la diez medidas de desempeño requeridas las cinco restantes debe incluir al menos los siguientes tipos: 1. Una medida de desempeño basada en auditorias internas del sistema de tubería del operador por 49 CFR Parte 195.

2. Una medida de desempeño basada en las auditorias externas del sistema de tubería del operador por 49 CFR Parte 195. 3. Una medida de desempeño basada en eventos operacionales (por ejemplo, ocurrencias de emisión, cierre de válvula no planeado, Cortes de electricidad SCADA, etc.) que tienen el potencial de afectar adversamente la integridad de la tubería. 4. Una medida de desempeño para demostrar que el programa de manejo integral del operador reduce el riesgo en el transcurso del tiempo con un enfoque en los artículos de alto riesgo. 5. Una medida del desempeño para demostrar que el programa de manejo integral del operador para las estaciones y terminales de la tubería reduce el riesgo con el tiempo con un enfoque en artículos de alto riesgo. 13.2 METODOLOGÍA DE LA MEDIDA DE DESEMPEÑO Todo la valoración de riesgo y métodos de atenuación discutidos anteriormente en esta norma son presentados con el fin de reducir las probabilidades y consecuencias de la fuga de un producto. Finalmente, la medida de desempeño del programa de manejo integral de un operador es el grado en que se eliminan los emisiones imprevistas. Sin embargo, un programa de manejo integral típico contendrá muchos elementos, y el programa operará en horizontes de tiempo largos. Así, un programa de manejo integral no puede evaluarse basado en una medida única. Esta sección describe un acercamiento al monitoreo de desempeño de los componentes de un programa integral con la expectativa que el progreso de componente se relacione con el éxito del programa en general. Las medidas de desempeño realmente forman una continuación de indicadores encabezando

(antes de escapes o fallas) a retrasados (después de escapes o fallas), e incluye medidas de proceso, medidas de deterioración, y medidas de fallas reales o escapes. La distinción entre muchas de estas medidas no siempre es clara. Medidas de proceso seleccionadas. La métrica que monitorea la vigilancia y actividades preventivas emprendidas por el operador. Estas medidas indican qué tan bien un operador está llevando a cabo los elementos varios del programa de manejo integral.. Estas medidas contestan la pregunta: “¿Una vez el programa ha sido definido, qué tan bien se están ejecutando los detalles?” Medidas de actividad deben ser seleccionadas cuidadosamente ya que no todas las medidas de actividad medirán el desempeño eficazmente. Las medidas de deterioración. Tendencias operacionales y de mantenimiento que indican cuando la integridad del sistema es reducido a pesar de las medidas preventivas. Algunas medidas de desempeño de este tipo pueden indicar que la condición del sistema se está deteriorando a pesar de las actividades preventivas bien-ejecutadas. Por ejemplo, otras medidas de desempeño pueden indicar que las tasas estimadas de pérdida de la pared por corrosión están dentro de parámetros esperados o no están dentro de los parámetros esperados. Las medidas de deterioración deben evaluarse con tiempo para comprender las tendencias. Las medidas de falla. Los ejemplos incluyen historia de gotera, Respuesta al incidente, costos de limpieza , pérdida del producto, y porcentaje de la recuperación, etc. Estas medidas son indicaciones claras que el último objetivo del programa no se ha logrado todavía, pero esperanzadamente indicará progreso hacia menos derramamientos, menos daños , la

contestación más rápida, y la limpieza más eficaz. Las medidas de fracaso deben evaluarse con el tiempo para entender las tendencias. La tabla 13-1 es un mapa que muestra ejemplos de la relación de medidas de desempeño a lo largo del continuo de liderazgo a retrazo. Este mapa también ilustra la relación de las tres categorías de medidas de desempeño y sugiere un acercamiento a las medidas de desempeño en relación a los mecanismos de falla de la tubería. Se anima a los operadores a generar sus propias medidas de desempeño. 13.3 MEDICIÓN DE DESEMPEÑO USANDO COMPARACIONES INTERNAS Cada operador debe evaluar su desempeño actual contra su desempeño en el pasado y establecer metas específicas. Las comparaciones internas con el tiempo son convenientes para analizar las tendencias. Por ejemplo, millas de cañería inspeccionadas durante los últimos doce meses pueden trazarse de manera ondulante una vez cada tres meses. Una tendencia creciente indicaría que el tiempo promedio de los datos de la inspección está mejorando. El porcentaje del sistema hidrostático probado o inspeccionado usando las herramientas de inspección en línea dentro de los últimos cinco años trazados en una base trimestral darían una indicación similar de la expansión de la prueba y datos de la inspección. Las comparaciones internas de una porción de un sistema de tubería contra otra porción del mismo sistema de tubería (por ejemplo, porciones del sistema dentro de HCAs designadas contra otras porciones

fuera de HCAs designado) puede usarse para evaluar la efectividad de las acciones preventivas o atenuantes. Las comparaciones internas de una región geográfica a otra región geográfica dentro de la misma compañía operando, o de una unidad comercial a otra unidad comercial pueden ser maneras útiles de identificar las áreas con deficiencias. 13.4 MEDICIÓN DE DESEMPEÑO USANDO COMPARACIONES EXTERNAS Las comparaciones externas pueden ser más difíciles de obtener. Esto es particularmente verdadero para la métrica relacionada a las acciones preventivas y a las acciones atenuantes. Puntos de referencia entre los operadores puede ser práctico cuando esos operadores no están en competición directa. Se necesita cuidado para asegurar que los puntos de referencia son conducidos de tal manera que esa información sea comparable entre los operadores o sistemas de los puntos de referencia. Los operadores también deben conducir evaluaciones periódicas de su la propio desempeño comparado con la fuente de datos de la industria. Por ejemplo, un operador debe revisar periódicamente su desempeño comparado con la base de datos manejada por la oficina de Seguridad de la Tubería basado en 49 CFR Parte 195, requisitos de informe de incidente. Los operadores también pueden tomar la ventaja de los programas de rastreo de desempeño voluntario tales como el del del Instituto de Petróleo americano a través de su iniciativa de rastreo de desempeño de tubería Para asegurar que operadores tengan acceso a las bases de datos externas, los operadores necesitan participar en iniciativas de datos,

tanto el punto de referencia del operador como las bases de datos de la industria. La industria de la tubería ha creado una base de datos de rastreo de desempeño voluntario, llamada la iniciativa de rastreo de desempeño de tubería. Una copia del conjunto estándar de campos de datos incidentes está adjunta al Apéndice C de este estándar. Los operadores individuales deben recoger información incidente interna que usando el campo de datos incidentes estándar aun cuando ellos no escojan contribuir la información del operador a bases de datos externas. Sólo a través del uso de los campos de datos estándar se pueden hacer comparaciones externas a operadores individuales. Para dirigir el análisis de la tendencia de incidentes, las características del sistema también necesitan ser capturadas usando un formato estándar (millas, millas por el diámetro, las millas por década de construcción, millas por el tamaño de la cañería, millas por presión operando, y volúmenes movidos). La industria de la tubería ha desarrollado campos de datos estándar para las características del sistema. Esos campos de datos estándar para las características del sistema (también llamados datos de infraestructura) se proporcionan en el Apéndice D de esta norma. Los operadores deben recolectar los datos de la infraestructura para el análisis de tendencia usando los campos de datos estándar aun cuando ellos no escogen aportar la información de infraestructura del sistema a las bases de datos externas. 13.5 AUDITORIAS Las auditorias de los programas de manejo integral son un elemento importante para evaluar la efectividad del programa e identificar las áreas para mejorar. Las auditorias pueden ser realizadas por el personal con la organización (auto valoraciones), o por interventores de

organizaciones externas. Ejemplos de preguntas que las auditorías del programa de manejo integral deben abordar incluyen: *¿Son actividades que se realizan como fueron perfiladas la documentación del operador? *¿Está alguien a cargo de la responsabilidad por cada área de trabajo? *¿Están las referencias apropiadas disponibles a aquéllos que las necesitan? *¿Están las personas que hacen el trabajo entrenadas en el área de trabajo? *¿Son usadas personas calificadas cuando lo requiere un código o ley? *¿Las actividades que se realizan están usando un marco de manejo integral apropiado como perfilado en esta norma (API 1160)? *¿Están todas las actividades requeridas documentadas por el operador? ¿ Se siguen los artículos de acción ? *¿Hay una revisión formal de la teoría usada para desarrollar los criterios de riesgo usado por el operador de la tubería? *¿Hay criterios establecidos para reparar, reclasificar, reemplazar, o redireccionar las

tuberías dañadas? ¿ Están los criterios establecidos para estas actividades mencionadas anteriormente para las terminales, las estaciones de bombeo, conducto asociado y sistemas de liberación? ____________________________________ 8 Otras actividades de datos de industria existen; por ejemplo, Los estándares de datos abiertos de Tubería. (PODS) es una base de datos correlativa diseñada para el uso de la industria de la tubería. Está diseñada para apoyar el gas natural ylas tuberías de líquidos así como sus vendedores y aplicación de diseñadores de software y proveedores de datos. La PODS es manejada por la industria de la tubería para la industria de la tubería. Se le pide a los operadores de tubería, vendedores, y proveedores de datos interesados que designen a representantes para que sirvan en comités que trabajan para construir y mantener al modelo. (La información extensa está disponible vía el internet: el http: / / www.pods.org /)

La tabla 13-1- Ejemplo de Categorías de medición de desempeño Liderando Mecanismo de falla La excavación tercerista, construcción, u otro trabajo al tiempo de falla

Medidas de proceso seleccionadas *Cumplimiento con 195.442 *Cumplimiento con “Suelo Común” *Número de llamadas

Indicador

Retrazo

Medidas de Medidas de falla Deterioración *Informes de patrulla * Gotera debido a daños aérea sin llamar causados por terceros *Seguimiento inadecuado de llamada *Cumplimiento con 195.442 *Daños causados por cerdos caminando

Excavación por terceros, construcción O otra actividad laboral ocurrida algo de tiempo antes de la falla *Más daños por *Cumplimiento con terceros, 195.442 incluyendo vandalismo, contacto de vehículo de tercero con la instalación, y otros actos con o sin intención Corrosión Corrosión externa *Cumplimiento con 195.236, 238,242,244,416 *Cumplimiento con NACE RPO 169

Corrosión interna

*Contenido de agua * Contenido deH2 S *Contenido de CO2

Fallas de materiales Materiales de Repaso de tubería, unión de propiedades tuberías, soldadura material de tubería, falla de soldadura de reparación Falla del equipo

*Informes de patrulla aérea sin llamar *Seguimiento inadecuado de llamada

*Daño causado por cerdos caminando * Notificación de daño en la tubería causado por terceros.

*Informes de patrulla * Gotera debido a daños aérea causados por terceros *Daños causados por cerdos caminando

*Caminado por cerdos con corrosión indicada *Informes de excepción de protección catódica anual *Mediciones con intervalos cercanos *Prueba de interferencia. *Pruebas de cupón *Caminado por cerdos con corrosión indicada *Intervalos de tiempo entre trabajo con rastrillo

*Goteo corrosión

debido

a

*Goteo causado corrosión

por

las *Resultado de uso de *Gotera o ruptura de herramientas * Pinchaduras por hidro-pruebas

Mal funcionamiento del equipo o falla de un componente diferente a tubería

*Especificaciones inapropiadas *Materiales inapropiados *Pruebas de eficiencia de bombas *Entrenamiento de mantenimiento *Análisis de falla de causa de raíz por problemas sistémicos *Procedimientos de mantenimiento

*Pruebas de válvulas de control *Pruebas de dispositivos de cerramiento de presión alta *Pruebas de válvulas de liberación *Falla de corrosión *Inspecciones API 653 *Inspecciones API 570

Error operacional *Excavación o *Entrenamiento apropiado daño físico a la *Llamadas internas instalación o a la tubería por operadores o contratistas del operador. Válvula dejada o ubicada en lugar equivocado Presión alta del *Revisión de programas de equipo o tubería entrenamiento * Cumplimiento con 195

Liderando Vehículo de motor Tanque sobre llenado

Otro error humano

*Goteo debido a fallas de empaque y sellamiento *Goteras de tanque de pozo negro

*Número de Fallos *Goteras próximos reportados. *Daño de las tuberías causadas por cerdos caminando.

*Falla de válvula de *Alta presión liberación *Goteras *Contaminación *Número de válvulas *Goteras de liberación operando

Indicador

Retrazo

*Procedimientos de *Mantenimiento de la operación adecuados alarma *Cambios en los horarios de entrega O entregas sin programar *Distanciamiento de *Goteras válvulas de liberación y dispositivos de cierre para largos períodos de tiempo

Fuerzas naturales Clima frío Inundaciones o lluvias *Inspecciones de cruce

*Tuberías expuestas

*Rupturas

fuertes Rayos Movimiento de tierra

de agua *Desastres *Número de cierre de estación debido a fallas de suelo * Número de *Cambio de suelos terremotos

*Fuego *Ruptura

Otro Otro

*¿Hay una revisión formal de los datos proveídos por las fuentes de datos federales, tales como la oficina de interventoría de la seguridad de tuberías relacionadas con las HCAs (Ubicación/Tamaños) que pueden haber cambiado y cuál es su frecuencia en esa revisión?

reportadas a aquellos individuos dentro de una compañía de operación que sean responsables por la integridad y operaciones de la tubería. El desempeño debe ser revisado al menos anualmente y los problemas deben ser abordados. 14. Cambio de manejo en un programa integral

13.6 MEJORA DE DESEMPEÑO. La evaluación del programa debe ser conducida con bases de tiempo progresivas. La información debe ser acumulada y documentada con le tiempo. Ya que los datos de los programas de manejo integrales del operador variarán, también deben cambiar el conjunto de medidas apropiadas de desempeño. La sección 13.1 identifica las medidas de desempeño para ser usadas por todos los operadores. Muchos operadores elegirán tener más de diez medidas de desempeño. Auditorías internas y externas deben ser usadas como fuentes de información adicional para comprender la efectividad de los programas de integridad de tuberías. Recomendaciones para la mejora de los programas de manejo integral deben ser desarrolladas basados en los resultados de la evaluación de desempeño, incluyendo medidas de desempeño y auditorías. Los resultados de las medidas de desempeño y las auditorías deben ser factores para prevención de riesgos futuros. Los resultados de las auditorías y las medidas de desempeño, incluyendo todas las recomendaciones de seguimiento, deben ser

Una vez que el programa de integridad de la tubería es establecido, es de suma importancia que el operador de la tubería monitoree y mejore el programa continuamente. Cambios a la tubería hechos por la compañía operativa, y cambios afectando la tubería hechos por otros, podrían afectar las prioridades del programa integral y las medidas de control de riesgo utilizadas. Para asegurar validez continúa del programa , los operadores deben: *Reconocer los cambios antes o poco después de ocurrir. *Asegurar que esos cambios no incrementen los riesgos necesariamente. *Actualice las porciones del programa integral de tubería afectadas. Los operadores con un programa de cambio de manejo existente (CDM) deberían verificar que los tipos de cambio mencionados en esta sección estén incluidos en el programa CDM. Para otros operadores, un sistema debe ser establecido para reconocer y manejar cambios relevantes al programa de integridad de tubería. 14.1 RECONOCIMIENTO CAMBIOS QUE AFECTAN PROGRAMA INTEGRAL

DE EL

Para mantener el programa integral de tubería actualizado, el operador debe identificar las maneras en como la tubería puede ser modificada que podría impactar cualquiera de los factores de riesgo identificados en el programa de integridad de tubería. Ejemplos de tales cambios son: ier control de derrame u otras medidas de atenuación empleadas. *Cambios en la tasa de flujo y /o en la presión de operación. *Recomenzar el equipo o sistemas que hayan estado fuera de servicio por un tiempo extendido y / o sistemas que no hayan sido mantenidos. *Cambios a los procedimientos existentes, o adición de nuevos procedimientos. * Cambios en el tiempo de ejecución, tales como cambios en el uso de la tierra. *Cambios de normas. El operador es responsable de reconocer estos cambios y asegurarse que estos cambios sean revisados apropiadamente. 14.2 ACTUALIZANDO PROGRAMA INTEGRAL TUBERÍAS

EL DE

Un cambio puede impactar algo o todo el programa de integridad de la tubería . Las secciones 6 a la 13 de este documento abordan los elementos del programa que puede impactarse por un cambio. Como parte de manejar un cambio, el operador debe evaluar los problemas del programa de integridad como: *¿Han sido los impactos potenciales o las zonas de impacto afectadas alterados? (Sección 6) *¿Se deben agregar, anular, o modificar datos? (Sección 7) *¿Este cambio impacta datos que fueron aportados o suposiciones hechas durante la valoración de riesgo? ( sección 8)

*Añadir, eliminar, o de otra manera modificar el equipo de tubería. *Cambios en los fluidos transportados y/o sus condiciones de operación en la tubería que puedan también afectar la prioridad de riesgo y cualqu *¿Este cambio afecta los planes de inspección, prevención, o atenuación? (Sección 10) *¿Debe cambio dirigir a una revisión del plan de manejo integral? (Sección 11) *¿Este cambio impacta el programa de integridad para las estaciones de tubería, terminales, y/o instalaciones de entrega? (La sección 12) *¿Este cambio impacta cualquier indicación de desempeño o criterio de auditoría? (Sección 13) Cualquier cambio que afecta el programa de integridad de tubería debe ser documentado. Las partes afectadas del programa de integridad de tubería deben ser modificados según lo necesario para reflejar el cambio.

APÉNDICE ATIPOS ANOMALÍAS, CAUSAS, PREOCUPACIONES

DE Y

qué aparece. Aunque hay varias formas diferentes de corrosión todas tienen factores comunes. *Un ánodo. *Un cátodo. *Un camino metálico que conecta el ánodo y el cátodo (típicamente la propia cañería). *Un electrolito (típicamente la tierra y el agua del suelo). Aunque ésta es una simplificación, no importa qué tipo de corrosión este presente, cada uno de los cuatro artículos listados arriba están siempre presentes. Eliminar cualquiera de los cuatro detendrá la reacción de corrosión electroquímica. La eliminación de uno de los cuatro factores comunes es la base para un programa de control de corrosión. Los métodos más comunes de control de corrosión son selección apropiada del material, capas de pinturas de protección, químicos de tratamiento de corrosión, aislamiento del dieléctrico, y protección catódica. Cada uno de estos métodos tiene ventajas y desventajas distintas. Todos deben ser considerados al planear un programa de control de corrosión comprensivo.

A.1 Pérdida de metal (Corrosión) A.1.1 CORROSIÓN EXTERNA La corrosión se define como la deterioración de un material, normalmente, un metal, por reacción con su ambiente. La proporción en qué un metal se deteriorará (corroerá) se gobierna principalmente por el ambiente en el cual este se ha puesto y también por las medidas preventivas que se han puesto en el lugar para mitigar el la reacción. Casi todos los tipos de ataque de corrosión (externo o interno) puede listarse bajo algunas categorías mayores. Quizás el rasgo más llamativo de la corrosión es la inmensa variedad de condiciones en la que ocurre y el número grande de formas en

Cuando una tubería se pone en la tierra, desarrolla típicamente sitios catódicos y anódicos, que se crearon por el proceso de manufacturación del acero , el ambiente circundante, otras instalaciones enterradas, y otros factores. La propia tubería es el camino metálico y la tierra es el electrolito. Típicamente, puede categorizarse la corrosión externa en las tuberías como “ Corrosión general” o “Corrosión localizada” La corrosión localizadas normalmente son confinadas a un área pequeña o algunas áreas pequeñas interconectadas. Localizada (o corrosión localizada)

pueden ser hoyos individuales o múltiples rodeados por la cañería que está en o cerca del espesor completo de la pared. La corrosión localizada es evaluada usando medidas de profundidad y de longitud para determinar la fuerza restante del acero. Las bacterias, concentraciones de oxígeno diferencial, las corrientes de interferencia perdidas, o simplemente la interacción entre las células galvánicas puede causar corrosión localizada. La corrosión localizada causa preocupación para la integridad de una tubería desde que el área atacada puede ser muy pequeña y la proporción de corrosión, en algunas situaciones, puede ser sumamente alta. La corrosión externase controla en las tuberías enterradas con el uso combinado de capas protectoras y protecciones catódicas. Las capas protectoras forman una barrera entre el acero de la cañería y la tierra así, aislando la cañería del electrolito. La protección catódica se usa en combinación con las capas para proporcionar control de corrosión dónde hay vacaciones o daño a la capa protectora, ya que la cañería de acero se expone el el electrolito corrosivo. La protección catódica esencialmente cambia las áreas anódicas en la superficie de acero en áreas catódicas, transfiriendo corrosión a una estructura externa diferente a la tubería que pueda ser fácil y periódicamente reemplazada. La corrosión actual perdida es corrosión (normalmente localizada) causada por la influencia de fuentes externas de corrientes eléctricas. A.1.2 CORROSIÓN SELECTIVA ERW

DE

UNIÓN

La corrosión de unión ERW selectiva, también llamada corrosión preferencial de unión, se crea cuando la cañería está experimentando corrosión causando pérdida

de metal, interna o externa, al oto lado de, o adyacente a una unión ERW. La acción corrosiva ataca la región de atadura de la unión en una proporción más alta que el metal circundante. El resultado es a menudo una grieta en forma de v o ranura dentro de la línea de la atadura. En algunos materiales de ERW, esta región de atadura exhibe dureza de fractura baja. La corrosión de unión selectiva y baja dureza crea un defecto serio que es más probablemente que cause una ruptura que corrosión coincidente en el cuerpo de la cañería. A.1.3 CORROSIÓN EXTERNA AXIAL ESTRECHA Aunque no exclusiva para uniones de tuberías longitudinales, la corrosión externa axial estrecha (CEAE) se encuentra a menudo en uniones de tubería soldadas de arco sumergido doble cubiertas con cinta de polietileno. La “conexión” permite la intrusión de agua y proporciona un ambiente que podría escudar la superficie externa de la cañería de protección catódica. Esta área protegida se orienta y limita axialmente al área inmediatamente adyacente a la soldadura de la unión. El defecto resultante parecido a una ranura más probablemente es una ruptura que una corrosión tenue típica. A.1.4 CORROSIÓN INTERIOR La corrosión interior sigue los mismos principios básicos de la corrosión externa. Los productos de petróleo refinados y aceite crudo pueden contener agua, bacterias, contaminantes químicos y escombros que pueden crear un ambiente corrosivo en la cañería interior. Como la corrosión externa, corrosión localizada y corrosión general

Son las formas típicos de ataque de corrosión. Protección catódica aplicada a la superficie externa es ineficaz Atenuando el ataque de corrosión interior. Mientras que la protección catódica aplicada internamente puede ser eficaz mitigando la corrosión interior (como dentro de un tanque de agua), es típicamente no usada internamente en las tuberías debido a las dificultades de aplicación, ruptura del flujo de la cañería, la presencia de válvulas, la inaccesibilidad, etc. Los químicos de tratamiento de Corrosión como los inhibidores, las bactericidas se usan a menudo para combatir la corrosión interior. Aplicándose a intervalos regulares, y a menudo junto con el tratamiento químico, es una técnica eficaz para quitar el agua y escombros de una tubería y ayuda a prevenir la corrosión interior. A.1.5 CORROSIÓN BAJO-DEPÓSITO La corrosión bajo-depósito es un forma de corrosión interior normalmente encontrada en el cuadrante del fondo de la cañería y puede o no actuar junto con la corrosión bacteriana. Las piscinas de agua, sobre todo en tuberías que transportan petróleo crudo semitratado, provee el electrolito para el proceso de corrosión y contiene corrosivos disueltos como cloruros y los gases agrios. Agua que se apoza en áreas bajas también actúa como un medio para proporcionar los nutrientes para el sulfato que reduce el crecimiento bacteriano. La corrosión localizada ocurre bajo estas condiciones a través de varios mecanismos: * Depósitos adherentes permiten la formación de regiones anódicas y catódicas que manejan el proceso de corrosión.

*Los Cloruros en salmuera dañan las capas pasivas e se hidrolizan para formar condiciones ácidas. *Gases disueltos crean soluciones ácidas y proporcionan reactantes anódicos a la célula de corrosión. El desarrollo de éstas células de concentración bajo un depósito puede llevar a la corrosión acelerada, normalmente en el fondo de la tubería. Este tipo de corrosión difícil de controlar porque el depósito ayuda a evitar que los corrosivos sean removidos por las fuerzas de flujo y evita que los inhibidores filmen áreas corroyéndose. Esta protección también evita que los bioácidos hagan contacto con los microorganismos corrosivos. A.1.6 OTROS TIPOS DE CORROSIÓN Como expresado anteriormente, hay varios tipos diferentes de ataques de corrosión. El tipo de ataque que una tubería puede encontrar depende principalmente del ambiente. Listado debajo, hay algunos ejemplos de otros tipos de corrosión. A.1.6.1 Corrosión Bacteriana (Corrosión influenciada microbiológicamente) Se encuentran las bacterias esencialmente en toda la tierra y agua, y algunas de ellas no presentan problemas en la medida en que a la corrosión de metales se refiere . Hay excepciones importantes sin embargo. Las dos categorías básicas de bacterias son aeróbicas ( que usan oxígeno) y anaeróbicas (que no usan oxígeno). Ambos tipos pueden estar presentes en el mismo ambiente dependiendo de la temperatura, la humedad, el suministro nutriente, etc. Las bacterias aeróbicas serán más abundantes donde oxígeno es abundante, y bacterias anaeróbicas serán más abundantes en los ambientes deficientes de oxígeno.

Los miembros de ambos grupos pueden contribuir a las condiciones que causan corrosión externa e interior de tuberías. Un consorcio de microorganismos típicamente influye en la corrosión de metales férreos. Estas bacterias consumen hidrógeno, bacterias reductoras de sulfato normalmente son llamadas como bacterias reductoras de sulfato o BRSs. Las bacterias no atacan directamente el acero, pero crean cambios en el electrolito que aumenta la actividad de corrosión. No sólo convierten sulfato en ácido sulfúrico que ataca la cañería pero también consumen hidrógeno que destruye el filme de polarización en estructuras protegidas catódicamente y aumenta el requisito de corriente para protección catódica eficaz. Las bacterias anaerobicas se encuentran en cuerpos de agua estancada, Tanto dulce como salada, en las tierras de arcilla pesada, pantanos, humedales, y en la mayoría de áreas que tienen la humedad, materiales orgánicos, oxígeno bajo, y alguna forma de sulfato. También se encuentran bacterias anaeróbicas en agua salada produciendo formaciones de varios miles de pies de profundo, y en muchas áreas es el factor mayor causando corrosión de pozos. Las bacterias aeróbicas también pueden crear ambientes corrosivos Para estructuras de acero enterrado cuando suficiente materia orgánica está disponible como suministro de comida. Varios ácidos orgánicos pueden ser formados dependiendo del tipo de bacterias y el material orgánico disponible. Cuando las bacterias producen gas carbónico, este se combina con el agua disponible para formar el ácido carbónico y compuestos de amoníaco que se oxidan en nitroso y ácido nítrico. Otros ácidos que pueden formarse bajo las condiciones apropiadas son lácticos, acéticos, cítricos, oxálicos, el butílicos, y posiblemente otros.

Se conoce que las bacterias aeróbicas atacan algunos materiales de las capas de la tubería hechas de materiales orgánicos y los usan como un La fuente de “Alimento”; éstos incluyen capas del asfalto y cebadores, cinta adhesiva , papel craft , y fieltros de la tubería. A.1.6.2 Galvánica La corrosión galvánica se define como corrosión asociada con la corriente que es el resultado del acoplamiento de dos o más metales disímiles en contacto con un electrolito común. Un metal será los anódico (el ánodo) el otro será catódico(el cátodo). Como expresado anteriormente, un pedazo de acero tiene áreas catódicas y anódicas. Estas áreas existen cuando las aleaciones diferentes como cobre y el acero inoxidable están en contacto con acero, o una nueva pieza de cañería está en contacto con la cañería más vieja. También pueden crearse células de corrosión galvánicas debido a metales disímiles usados al soldar la cañería. Adicionalmente, la corrosión galvánica también puede ocurrir como resultado de la introducción de tensión en la cañería como en las uniones soldadas, curvas de cañería mecánicas, o en una cañería que se haya dañado por los dientes de excavadora. Además, la presencia de hormigón en porciones de la tubería, ya que algunas áreas de acero son cubiertas con concreto y otras áreas no son cubiertas con concreto, puede llevar a la corrosión galvánica. A.1.6.3 Corrosión de presión Corrosión de presión que se agrieta (CPA) es un medio de formación de grietas ambientalmente asistido, en el que pequeñas grietas se alargan y ahondan despacio

durante un período de años. Las grietas individuales, qué pueden ocurrir en colonias, puede unirse en el futuro para formar grietas más grandes. CPA puede estar presente en una cañería por muchos años sin causar problemas, aunque una vez una grieta es lo bastante grande la tubería podría gotear o podría romperse. Tres condiciones deben estar presentes para que ocurra CPA: una microestructura sensible, un ambiente conducente, y una presión con tensión. 1. Microestructura –Todos los aceros normalmente usados en cañería de línea son susceptibles, aunque la susceptibilidad puede aumentar con la fuerza tensora. 2. El ambiente- formas específicas de CPA se asocian con tipos de la tierra y terrenos específicos, particularmente aquéllos que tienen condiciones de alternación mojadosecas y aquéllos a que tienden a dañar o desunir capas. Sin embargo, CPA puede ocurrir en casi cualquier tipo de tierra ya que la electroquímica local en la superficie de la cañería puede aislarse de las condiciones circundantes. Así, el tipo y condición de capa de cañería pueden ser un factor importante. 3. Nivel de tensión- La susceptibilidad a CPA aumenta con el nivel de tensión, aunque puede que no haya niveles de umbrales más baja tensión. Los niveles de tensión conducentes pueden ocurrir en las discontinuidades de estructura locales (por ejemplo, soldadura de extremos) o sitios de deformación debido a fuerzas externas (por ejemplo, abolladuras de la piedra). Alguna cantidad de ciclo de tensión puede promover el crecimiento de CPA rompiendo el filme de óxido que se forma en la superficie de la grieta, re-exponiendo la punta de la grieta al ambiente. La carga cíclica parece ser un factor importante en la iniciación de CPA.

Dos formas de CPA han sido identificadas: el alto-pH (clásico) y pH casi neutral (no-clásico) CPA. La forma de alto-pH tiende a ocurrir dentro de un rango de potencial catódico estrecho y un pH local sobre 9. Esto es asociado con las temperaturas aumentadas en la operación de la cañería. Los grietas tienden a ser estrechas y principalmente intergranulares. Tuberías con capas de alquitrán de carbón y asfalto son a veces susceptibles a este tipo de grietas. PH casi neutral de CPA tiende a ocurrir a un pH local de 5.5 a 7.5. Esto es asociado con las concentraciones leves de CO2 en el agua del suelo y los climas más fríos. Las grietas generalmente son transgranulares, anchas, y más corroídas que aquéllas encontradas en alto pH de CPA. Generalmente, los sistemas cubiertos con cinta son susceptibles a este tipo de ambiente. A.2 Daño de Construcción / Daño por terceros La cañería y defectos de soldadura de cañería pueden ocurrir durante la nueva construcción o mantenimiento. Estos defectos varían en tipo: las mellas, hoyos, debilitamiento, falta de fusión, falta de penetración, o grietas. El daño por terceros y fuerzas externas, como un movimiento de tierra y equipos de excavación pueden causar mellas, hoyos, arañazos, pérdida de apoyo de la tubería, cambio en la alineación de la tubería y pérdida de la tapa. A.2.1 MELLAS (ABOLLADURA) Pueden separarse las mellas en dos tipos básicos, las mellas llanas, y mellas que incluyen un concentrador de tensión. A.2.1.1 Mellas llanas

Las mellas llanas son un cambio local en el contorno de la superficie pero no acompañado por un concentrador de tensión, piedras en el relleno o impacto mecánico. Las mellas llanas pueden ser analizadas con las técnicas de uso en exceso existentes. A.2.1.2 Mellas con un concentrador de tensión

Los hoyos son ranuras largas o cavidades causadas por el levantamiento mecánico de metal. Un hoyo puede reconocerse por la agudeza de sus bordes. Los hoyos pueden ser muy perjudiciales para la integridad de una tubería. La corrosión tiene típicamente una forma parabólica o redondeada, mientras los hoyos tienen bordes más definidos.

Este tipo de defecto es una mella con concentradores de tensión tal como los grietas, hoyos, las ranuras, o arcos, localizados dentro de la mella. Estas mellas pueden mantener el punto de partida para una falla de cañería . Este tipo de defecto puede proponer un problema potencialmente serio al problema de integridad para una tubería. Las mellas con un concentrador de tensión deben ser separadas.

A.2.3 QUEMADURAS DE ARCO Las quemaduras de arco a veces son llamadas quemaduras de contacto. Normalmente una serie de hoyos pequeños o espacios adyacentes a o en la superficie de soldadura causada por arco entre el electrodo de la soldadura (Vara de la soldadura) o la superficie del suelo y de la cañería . A.2.5 PARTES SOLDADAS A LA LÍNEA

A.2.1.3 Mellas Dobles Las mellas dobles consisten en dos mellas que se sobreponen a lo largo del eje de la cañería que crea una área central de curvatura inversa en dirección longitudinal. Las grietas de uso en exceso se desarrollan en la región entre las dos mellas y a menudo se desarrollan a proporciones críticas más rápidamente que las grietas por uso en exceso en las mellas sencillas. A.2.1.4 Mellas Soldaduras

que

Afectan

las

Las Mellas que afectan las soldaduras de uniones de cañería longitudinales o soldaduras del cinturón pueden ser analizadas por las técnicas de uso en exceso existentes tales como el informe PRCI PR218-9822 “Parámetros para la valoración de Mellas en soldaduras” con propósitos de evaluar el riesgo y prioridad de la reparación. A.2.2 HOYOS

Una parte soldada a la tubería es cualquier estructura mecánica atada a la línea, es decir el uniones de tapón, conexión de rama, grifos, etc., A.2.5 CODOS CURVATURAS

ARRUGADOS

/

La arruga es una deformación local de la pared de la cañería causada por Tensión comprensiva longitudinal en la cañería, caracterizada por, Abultamiento hacia fuera menor o asimetría interior. La curva es una arruga que ha avanzado al régimen posterior de arruga . Un arruga se caracteriza por una gran deformación de la pared de la cañería con las amplitudes mayores de 1 pulgada. A.2.6 REPARACIONES ANTERIORES Algunos procedimientos usados en el pasado para reparar los defectos de la cañería no son

recomendados hoy. Por ejemplo, el “Puddle (Charco)”, se usaba soldadura para reemplazar el metal perdido o dañado y restaurar la continuidad de la cañería. La soldadura de “Puddle” no debe confundirse con la tecnología actual de metal de soldadura depositado, la cual ha mostrado producir reparaciones de calidad aceptable. Se pueden haber usado parches y envolturas medias para reparar goteo en las tuberías. Estas reparaciones ya no se recomiendan para la cañería de línea de alta-fuerza debido al punto débil potencial en la unión entre la soldadura de filete longitudinal y el parche o envoltura media. A.2.7 CRACKS (GRIETAS) Las grietas son separación del metal inducidas por tensión que, sin cualquier otra influencia, no es lo bastante grande para causar la ruptura completa del material. Debido a que el crecimiento potencial de la grieta en el servicio de tubería de líquido a través de uso en exceso y corrosión intergranular, las grietas representan una preocupación mayor para los operadores de la tubería. A.2.8 ANOMALÍAS RELACIONADAS CON MOLINOS Los defectos de cañería pueden ocurrir durante el proceso industrial. Estos defectos incluyen pero no se limitan a aquéllos nombrados a continuación: La ampolla. Una mancha levantada en la superficie de la cañería causada por expansión de gas en una cavidad dentro de la pared de la cañería. Marcas expansivas. Las marcas expansivas son causadas debido al funcionamiento frío del acero en el molino. Estas marcas son normalmente de menos de 1/8 inches.

y normalmente no afectan la vida de servicio de la tubería. Ovalidad: Cañería que es oval o con forma de huevo y en que los ejes mayores y/o menores están respectivamente en exceso o menos que las tolerancias permitidas en la norma de la cañería designada en el especificaciones de orden de compra. Laminación o inclusión. Una separación metálica interna creando capas generalmente paralelas a la superficie. Algunas laminaciones son causadas por un encogimiento de la cavidad en la parte superior de un lingote. Si se forma oxido en la superficie de esta cavidad, las superficies, no soldarán juntas durante los funcionamientos rodantes subsecuentes. Desde que el encogimiento de la cavidad empieza en el centro de un lingote, este permanecerá en el centro de la tabla resultante, plato, y cañería. Las laminaciones que rompen la superficie pueden comportarse mucho parecido a las grietas. Las laminaciones en la cañería transportando sulfato de hidrógeno o contenidos agrios pueden ser los sitios para el aumento de hidrógeno y subsecuente agrietamiento o ampollando. La fusión incompleta. Una falta de unión completa de alguna porción del metal en la unión de la soldadura. La cañería quemada. A veces apareciendo en la soldadura de las uniones de la cañería, una “Cañería quemada” es una condición que ocurre cuando los bordes fueron calentados a una temperatura muy alta y se formó una capa de sulfatos. Estas capas se caracterizan por ser muy brillantes y susceptible a grietas después de que el material ha sido enfriado. Se cree que una “tubería quemada” y una unión inadecuada debido al acumulamiento de óxido en la propia soldadura cuenta para inhabilitar la cañería para desarrollar a su fuerza plena. “Grietas de gancho” (imperfección de fibra salida). Una grieta de gancho o

imperfección de fibra salida es definida en el mancha y consiste de un lugar sin toma de Boletín 5TL de API como, temperatura, y cambios de temperatura baja “Separaciones de metal resultado de las y alta. Otra fuente de material excesivamente imperfecciones al borde de duro en la línea de la cañería podría ser una la placa o chapado, paralelo a la superficie, unión ERW tratada al calor después de la que se tuerce hacia el diámetro interior o soldadura inadecuadamente. Cualquier tipo fuera del diámetro de la superficie de la de zona dura (sitio sin toma de temperatura) cañería de cuando sin tener en cuenta su origen puede los bordes son puestos hacia arriba durante agrietarse si se expone al hidrógeno atómico la soldadura”. Las grietas de gancho no son de productos agrios o protecciones catódicas. un problema de soldadura en sí aunque no existen sino como una soldadura hacia A.2.9 MARCAS DE MANDRIL DE arriba tales como una unión de ERW. Estas CURVATURA DE CAMPO se levantan de inclusiones no metálicas o laminaciones que normalmente son Las marcas de mandril de curvatura de paralelas a las superficie y no afectan la campo son asociadas con el torcimiento de la fuerza de tensión. La pérdida se agudiza cañería. Las curvaturas del campo pueden entre las capas porque cuando las fibras contener las marcas del mandril hasta en 1/8 están torcidas causan que las capas no pulgadas sin afectar la vida de servicio de la metálicas se rompan resultando en una mayoría de las tuberías. grieta con forma de gancho o de J cerca de la línea de unión. A veces las grietas no ocurren hasta que la cañería es sujeta a presión interna grande, como en la prueba de molino o campo hidrostático. Las grietas de gancho no expuestas a una prueba hidrostática raramente se esperarían a causar problemas en el servicio a menos que sean extendidas por el crecimiento de la grieta por uso en exceso de números grandes de ciclos de presión de tamaño significativo. Las fallas de grietas de gancho durante la recomprobación de algunas tuberías de ERW más viejas es bastante común. Las manchas duras. Las manchas duras son áreas de alta dureza creadas durante el rodamiento caliente de la placa por apagado localizado. Estas manchas duras son de forma redonda y en varios diámetros. Lecturas de dureza, como indicado, alcanzan una fuerza tensora que va de 130,000 a 200,000 psi en la porción del central de la APÉNDICE B- ESTRATEGIAS DE REPARACIÓN B.1 General Las inspecciones dirigidas por el plan de manejo integral del operador producirá anomalías que deben evaluarse. Un

el número de estas anomalías requerirá reparación y este apéndice proporciona parámetros para desarrollar estrategias de reparación. La información proveída en este apéndice no debe ser considerada un resumen completo de cada tipo de reparación, sino una apreciación global de algunas de las técnicas usadas más frecuentemente en la industria hoy. En la ausencia de procedimientos de la compañía detallados para reemplazo o reparación de cañería, el “Manual de reparación de tuberías en servicio” debe consultarse. La tabla 9-2 (vea Sección 9) contiene una lista de anomalías y las estrategias de reparación aceptables para éstas anomalías, y provee una referencia lista para individuos que estén determinando la estrategia de reparación apropiada para cierto tipo de defecto en un determinado lugar (unión, cuerpo, y soldadura de contorno)de la línea de cañería. ASME B31.4 Sección 451.6 –Reparación de tuberías-describe los umbrales para la reparación de defectos específicos. 49 CFR Parte 195 describe las reglas para la reparación. La regla actual dice que las reparaciones pueden ser “hechas por un método que pruebas de ingeniería fiables y análisis muestren que se puede restaurar permanentemente la funcionalidad de la tubería”. Esto da al operador la flexibilidad para usar nuevas o innovadoras tecnologías de reparación. Todas las reparaciones se harán con materiales que tengan las propiedades que reunan o excedan el MOP del segmento de la

línea afectado y obedezca las regulaciones aplicables. B.2 Reemplazo de tubería

Si una sección de cañería se encuentra con una anomalía severa, o anomalías, o una cobertura de refuerzo de acero no encaja, o una cobertura de refuerzo compuesta no encaja , el reemplazo de la sección defectuosa de la tubería por otra sección debe tubería puede ser requerido. El reemplazo debe tener una fuerza de diseño al menos igual al de la tubería que está siendo reemplazada. B.3 Re-cubrimiento y relleno posterior Después que una anomalía externa ha sido evaluada y determinada que no requiere reparación, la anomalía puede ser recubierta y rellenada por detrás. Al completar un recubrimiento, la anomalía debe estar nuevamente bajo la protección de recubrimiento y protección catódica. Sin embargo, si la tubería fue previamente recubierta y protegida católicamente, alguna determinación de la causa de raíz de la anomalía de la corrosión debe ser tomada , al igual que medidas de atenuación para descartar la re-ocurrencia o incremento en la severidad de la anormalidad. B.4 Coberturas de tuberías Coberturas de cubrimiento total de acero son uno de los métodos más usados para reparación general de defectos en tuberías. Al principio de los años setenta, La Asociación de Gas Americano fundó un proyecto de gran escala en la efectividad de varios métodos de reparación, con especial énfasis en coberturas de cubrimiento completo. Este trabajo mostró que una cobertura fabricada correctamente restaurará la fuerza de la pieza defectuosa de la tubería al menos en 100% SMYS. Hay muchos tipos de configuraciones de coberturas de cubrimiento total de acero que pueden ser usadas, dependiendo de la configuración del segmento de la línea y el área defectuosa para reparar.

Un tipo de cobertura A consiste en dos mitades de cilindro de tubería o dos placas curvas localizadas alrededor de la tubería transportadora en el área defectuosa y unido ya sea soldando los lados de la unión a través de una soldadura de penetración completa en la ranura o a través de una soldadura de filete sencilla. Los extremos no son soldados a la tubería transportadora, pero deben ser sellados para prevenir salida de agua entre la tubería y la cobertura de refuerzo. No puede contener presión y sólo puede ser usado en defectos diferentes a goteo. Para que sea efectivo, la cobertura tipo A debe reforzar el área defectuosa, conteniéndola de abultarse de manera radial tanto como sea posible. La reducción de la presión operativa mientras que la cobertura está siendo instalada hace una reparación más efectiva. Esto también se aplica para usar rellenos de resina no comprimible en el espacio anular. Ventajas 1. No hay soldadura en el tubo transportador 2. Soldaduras longitudinales pueden ser hechas con barras de celulosa, si es necesario. Desventajas: 1.La reparación no es recomendable para defectos orientados circunferencialmente. 2. No puede usarse para reparar cualquier tipo de anomalías de goteo o anomalías que eventualmente gotearán. Otro tipo de cobertura de acero usado para reparar defectos en tuberías es la cobertura Tipo B en la cual los extremos son soldados en filete a la tubería transportadora. La cobertura Tipo B consiste de dos mitades de un cilindro de tubería y dos placas curvas fabricadas y ubicadas de la misma manera que en una cobertura Tipo A. Una cobertura Tipo B puede contener presión y/o cargar tensión longitudinal substancial impuesta en la tubería por cargas laterales. Se usa para reparar goteras y fortalecer defectos orientados circunferencialmente. A veces las

coberturas Tipo B usadas para reparar defectos distintos a gotera son presionadas por medio de golpeteo caliente a través de la cobertura y la tubería para liberar presión de aro del área defectuosa. La cobertura Tipo B debe ser fabricada usando soldaduras de penetración completa para la unión del lado. Sólo Coberturas Tipo A que tienen coberturas longitudinales soldadas en el fondo pueden convertirse en coberturas de Tipo B Ventajas: 1. Puede usarse en la mayoría de tipos de anomalía, incluyendo defectos de goteo. 2. Puede ser usado en anomalías orientadas circunferencialmente. 3. La reparación es fácilmente detectada por pérdida de metal en la herramienta de control en la línea. 4. Espacio anular entre la cobertura y la tubería transportadora está protegido de corrosión. Desventajas: 1.Hay potencial de agrietado retrazado asociado con las soldaduras de filete circunferenciales si las soldaduras son hechas cuando la línea está en servicio usando un proceso de soldadura no bajo en hidrógeno. 2. Reducciones en la tasa de flujo y/o presión operativa deben ser consideradas durante la reparación. B.5 La cobertura "Calabaza" En muchas tuberías más viejas, las junturas eran hechas por acoplamientos de tipo de condensación mecánica. Estos acoplamientos normalmente incluían las pasadores longitudinales y cuellos usados para comprimir empaques para sellar contra la cañería. Ellos proporcionaban transferencia de tensión longitudinal insignificante a lo largo de la tubería , por lo tanto ellos estaban sujetos a los incidentes “salida” cuando cargas longitudinal

inusuales se impusieron sobre la tubería. Para superar el problema de salida y el problema de goteo, una cobertura “pumpkin(Calabaza)”, se instala encima del acoplamiento y la soldadura filete a la tubería en ambos extremos. Las uniones laterales también se sueldan para que la cobertura pueda contener la presión. Las coberturas “calabaza” también pueden ser usadas para reparar curvas, ovalidades, y curvas arrugadas porque ellos también encajan en tales anomalías. Este tipo de cobertura de calabaza debe instalarse de la misma manera como una cobertura convencional Tipo B. Porque las calabazas tienen típicamente un diámetro significativamente más grande que el de la cañería transportadora, ellos necesitan ser más gruesos o de grado más alto que la cañería transportadora para llevar el diseño de presión; por consiguiente, una revisión completa del diseño técnico debe llevarse a cabo antes de la instalación de una calabaza. Otro tipo de calabaza puede instalarse encima de un grifo con gotera. Un pedazo pequeño de cañería con una cubierta soldada en el extremo es soldada a la cañería para prevenir cualquier posible gotera del grifo. La calabaza se ha usado típicamente sólo como una técnica de último recurso cuando una cobertura de refuerzo de acero Tipo A o Tipo B muestran ser inadecuadas. Las coberturas de calabaza o ataduras sólo deben usarse como un último recurso y típicamente son consideradas temporales. B.6 ABRAZADERA DE REFUERZO DE CUBIERTA DIVIDIDA (ARCD) (o Abrazadera con perno) AECDs son un método ampliamente usado para reparar las anomalías para restaurar restaure el MOP de la tubería completa y puede ser considerado una reparación

permanente en la mayoría de las situaciones. Estos pueden usarse en tuberías de presión alta y baja que llevan aceite, gas, o productos. Típicamente, las abrazaderas con pernos son bastante gruesas y pesadas debido a los grandes pernos necesitados para asegurar la fuerza sujetadora adecuada. Aunque hay muchos tipos de abrazaderas con pernos comercialmente disponibles, hay dos configuraciones de instalación básicas: (1) Sellamiento elastomérico que sólo sella, y (2) el sellamiento elastomérico con soldadura. El sello elastomérico se diseña para que contenga la presión si el defecto es gotera. La opción de soldadura se diseña como un dispositivo de seguridad. Si el sello elastomérico falla, la abrazadera soldada se diseña para sellar la gotera y continúa conteniendo la presión. La opción “soldada” debe escogerse de manera individual, pero debe tenerse gran cuidado al soldar abrazaderas con pernos, sobre todo debido a la desigualdad del grosor de la pared. Además, los materiales empacados no deben ser calentados en exceso, aún la fusión a la pared pesada debe obtenerse. Ventajas 1. Las abrazaderas tienen un costo eficaz. 2. No hay ninguna soldadura requerida a la cañería portadora. Desventajas 1. La longitud corta previene el uso en anomalías más grandes aunque las coberturas individualizadas pueden fabricarse en longitudes más largas. 2. Típicamente usado en las secciones rectas de cañería pero hay aplicaciones individuales para codos y uniones disponibles. B.7 Abrazaderas de gotera Se usan abrazaderas de gotera para reparar hoyos de corrosión externa goteando. Ellos

se usan ampliamente en hoyos aislados pero son considerados reparaciones temporales que sólo duran hasta que el segmento de la cañería pueda ser reemplazado. Las abrazaderas de gotera son distinguidas de las abrazaderas de cañería o cubiertas debido a su naturaleza temporal. Ellas deben usarse sólo si el análisis muestra que la ruptura de corrosión general alrededor de la gotera es imposible, o si el nivel de presión permanece bajado hasta que una reparación permanente sea hecha. Las abrazaderas de gotera incluyen bandas de metal ligero con pernos de rosca sencilla para apretarlos en la tubería. Ellos también incluyen un hoyo con rosca localizado a 180 grados de la rosca del perno la cual se usa para forzar un cono del neopreno en el hoyo goteando. B.8 Cobertura de refuerzo no-metálica Se usan coberturas de refuerzo no-metálicas como un refuerzo y alternativa de reparación para dividir coberturas de acero para defectos distintos a goteo. Ellos se diseñan para reparar defectos de corrosión tenue y están disponibles en una variedad de tecnologías. La estructura resulta de una cobertura no-metálica que proporciona el refuerzo circunferencial . Un operador debe investigar cada tecnología para asegurar que pruebas de ingeniería fiables y el análisis muestre que la reparación puede restaurar el servicio de la tubería permanentemente. Las ventajas 1. No hay ninguna soldadura a la cañería portadora. 2. El costo global de la técnica de reparación es menos de el de una cobertura Tipo A. Las desventajas 1. El costo del material es más alto que el de las coberturas de acero.

2. La reparación no puede verse por una herramienta de inspección en-línea sin la instalación de un marcador, como una banda de acero. B.9 Otras Reparaciones Reparaciones de Depósitos de Soldadura Reparar una tubería por medio de metal de soldadura depositado involucra reemplazar el metal dañado o perdido con un metal de relleno para restaurar la continuidad de la cañería. Este tipo de reparación requiere procedimientos especiales. Golpes con calor Algunos defectos, goteando o non-goteando, pueden quitarse en una tubería en servicio golpeando con calor un relleno encima del defecto y recortando el defecto. Este tipo de reparación también requiere procedimientos especiales. Cobertura rellena de resina no comprimible Este sistema usa un armazón metálico relleno con lechada de epoxy. Se considera que la técnica es una reparación permanente para Los hoyos, corrosión, mellas, circunferencial, o defectos de contorno de soldadura, sin ninguna soldadura en la cañería portadora. Reparaciones de molido Relleno molido a mano o molido con disco eléctrico son ampliamente aceptados para reparar defecto superficiales y defectos un poco más relevantes como hoyos.

APÉNDICE C- CAMPOS DE DATOS ESTÁNDARES PARA RASTREAR FUGAS DE LA TUBERÍA y creó el Sistema de Rastreo de desempeño de la Tubería Los miembros de tubería de petróleo del en 1998. El SRDT (PPTS) usa un juego Instituto de Petróleo americano normal de campos de datos para y la Asociación de Líneas de tubería de rastrear emisiones basado en un umbral petróleo empezó un rastreo profundo informando 5 galones. del desempeño ambiental y de seguridad de la industria de la tubería

se proporciona para compartir los campos de datos normales usados por el SRDT y para animar el uso de estos campos estándares para todos los operadores de tubería de líquidos.

La participación en SRDT es voluntaria. El API prepara periódicamente los análisis basados en los datos de industria agregados. Este apéndice

REGISTRO DE PELIGROSOS

EMISIONES-

INSTALACIONES

DE

TUBERÍA

DE

LÍQUIDOS

El Nombre del Usuario API-asignado ___________________________ PARTE DS. DESCRIPCIÓN DE EMISIÓN La fecha de descargo: __/__/__ Es tubería o instalación: __interestatal __intraestatal Es tubería o instalaciones: __ una línea de la recolección (basado en la función, no en la Definición de la Parte 195) En ese caso, __ es regulado bajo la Parte 195 o su equivalente estatal

__ No es regulado bajo la Parte 195 ¿Fue o será un informe DOT 7000-1 presentado? __ Sí __ No __ No se ¿Fue o será un reporte de emisión telefónico o escrito hecho a cualquier agencia del Estado? __ Sí __No __ No se ¿Se hizo un informe telefónico al Centro de Respuesta Nacional para este incidente? __ Sí __No __ No se Envío de productos básicos transportados (Selecciones uno): __HVLs u otro fluido inflamable o tóxico que es un gas en las condiciones del ambiente __CO2, N2 u otro fluido no tóxico o no inflamable que es un gas en las condiciones del ambiente _La gasolina, diesel, aceite de combustible, u otro producto de petróleo que es un líquido en las condiciones del ambiente __Petróleo crudo El rango de tamaño aproximado de emisión: __<1 galón de lustre en el agua parte SM __<1 galón - 4.99 bbls PARTE SM __ 5 bbls El tamaño estimado de emisión: ____________ bbls La cantidad de artículo básico recuperado: ____________ bbls ¿La recuperación de artículos adicionales se prevé? La emisión ocurrió: __En la orilla

__ Fuera de la orilla

¿La emisión ocurrió en un área “no __ Aguas federales __Aguas estatales rural”? ( Definición de la Parte 195 )? Área fuera de la orilla ( Sin número de __ Sí __ No __ No se bloque ej. Banco de peces, barcos) Profundidad aproximada del agua ____ Pies PARTE CQ. CONSECUENCIA DE LA EMISIÓN ¿Había un fuego? ¿Había una explosión? ¿Cualquier muerte o lesiones? ¿Era requisito la evacuación del público?

__Sí _No __Sí _No __Sí _No Si Sí también Complete la PARTE PB __Sí _No Si Sí también Complete la PARTE PB

¿El área se afectó por el descargo contenido en las instalaciones controladas por la compañía (excluyendo derecho de vía)? __Sí _No Tipo de agua impactada (seleccione todos los que aplican): __Ninguno __¿El agua de la superficie si fue revisada, era un cierre de succión?__Sí __ No __No se __¿ El agua del suelo si fue revisada, era un cierre de pozo? __Sí __ No __No se

__El agua potable para el consumo humano El tipo de ecología impactado (seleccione todos los que aplican): __Ninguno __ Vida vegetal/ plantas __ Vida acuática/Peces (excluyendo el ganado) __Pájaros (excluyendo el ganado) __Otra fauna (excluyendo el ganado) __ Ganado como peces criados comercialmente, animales, pájaros y otro ganado Actividades de remedio emprendidas se relacionan con lo siguiente (Seleccione todos los que aplican): __No fue necesario __Vida Vegetal/plantas __La tierra __El agua de la superficie __ Agua del suelo __ Vida acuática/Peces (excluyendo el ganado) __Pájaros (excluyendo el ganado) __Otra fauna (excluyendo el ganado) __ Ganado como peces criados comercialmente, animales, pájaros y otro ganado ¿Se realizaron otros proyectos medioambientales qué no estén en la lista anterior? __No __Sí __Desconocido en este momento Si Sí, Este fue: __Durante la ejecución __ Anticipado __Planeado ¿Se amenazó o puso en peligro especies o se dañaron plantas (animal, planta, pez, o pájaro)? __No __Si _No se sabe ¿Una Valoración de Daño de Recursos Naturales se ha realizado? __No __Si _No se sabe Si Sí, ¿la acción correctiva fue realizada o planeada? __ No ¿La propiedad pública o comercial fue afectada o dañada? __ No Si Sí, verifique todos los que aplican: __Casas y/o recursos recreativos de propiedad personal __Negocios/ navegación Comercial __Negocio de granja/agricultura

__Sí __Sí __No se

PARTE FA. INSTALACIÓN INVOLUCRADA Parte de sistema involucrado (Seleccione una categoría principal y un subcategoría): __Tanque de almacenamiento en la superficie __Presión atmosférica o baja __Presurizado --Vaya a la PARTE TK para la causa de emisión __Caverna u otra instalación de almacenamiento subterránea

__Instalación debajo de la superficie __Equipo de pozo __ Estación de medida y de bombeo; conducto & el equipo de granja terminales/ tanques, incluyendo pozos negros, ¿La instalación opera sobre un 20% de SMYS? __Sí __No __Equipo o cañería de superficie __Equipo o cañería bajo la superficie __En transición de sobre la superficie/bajo la superficie __Tubería sobre orilla, incluyendo los sitios de válvula, ¿La instalación opera sobre un 20% de SMYS? __Sí __Equipo o cañería bajo la superficie __Exposición involuntaria de cañería enterrada __Transición diseñada de bajo/sobre la superficie __Equipo o cañería sobre la superficie __ Tubería lejos de la orilla, incluyendo plataformas, ¿La instalación opera sobre un 20% de SMYS? __Cruce de orilla o acercamiento a la orilla __Debajo del agua __Zona de salpicadura __Sobre el agua

__Sí

__No

__No

En caso de estación/Terminal/Tanque de granja, Tubería sobre la orilla, Tubería lejos de la orilla, complete "Artículo involucrado" Artículo involucrado(Seleccione uno): __Cañería o unión de Cañería____________También complete PARTE PI __Soldadura, incluyendo zona afectadaza por calentamiento___También complete PARTE WL __Válvula __ Bomba __Medidor/Probador __Separador/Pozo negro __Relleno de Pozo __Relleno de reparación __ Rosca u otro relleno __otro El artículo del año fue instalado (real o estimado si necesario) __________ PARTA CA. CAUSA DE EMISIÓN Causa primaria de emisión (seleccione uno): __ Daños por terceros (actual o pasado) PARTE TP __Corrosión PARTE CR __ Material de tubería, unión de tubería, soldadura de tubería o falla en la reparación de la tubería PARTE PW __Funcionamiento defectuoso del equipo o falla de componente distinto a cañería

PARTE EQ __Error del operador u otra operación incorrecta PARTE OP __Fuerzas naturales PARTE NF __Otro PARTE OT La parte CD no debe ser completada cuando la instalación involucrada es un tanque de Almacenamiento sobre la superficie, una Caverna u otra instalación de almacenamiento bajo tierra, o pozos negros/Separadores. PARTE CD. CONDICIONES RELACIONADAS CON EMISIÓN La presión de operación máxima del componente con falla (psig): _________ no se La presión estimada en el tiempo y ubicación de la falla (el psig): _________ no se Las Pruebas del sistema e Inspecciones ¿Había habido una prueba de presión en el sistema? __ Sí __Ningún __no se Si Sí, __ Duración de la prueba más reciente (el hrs.) _________ no se __La presión máxima de la prueba más reciente (el psig) _______ no se __Año de la prueba más reciente _____ no se ¿Había habido un dispositivo de inspección interna funcionando en el momento de la falla? __Sí __ No Si Sí, Tipo de dispositivo utilizado (seleccione todos los que apliquen incluyendo las herramientas de combinación): __Herramienta de flujo magnético de alta definición Año de la última inspección en la línea: ________ __Herramienta de flujo magnético de baja resolución Año de la última inspección en la línea: ________ __Herramienta de geometría Año de la última inspección en la línea: ________ __Herramienta calibradora Año de la última inspección en la línea: ________ __Herramienta de grieta Año de la última inspección en la línea: ________ __Herramienta de manchas duras Año de la última inspección en la línea: ________ __Otro Año de la última inspección en la línea: ________ Descubrimiento de la gotera ¿Cómo se descubrió la fuga inicialmente? (seleccione uno): __El sistema basado en CPM/SCADA con descubrimiento de gotera automático ( alerta/alarma) __El personal que opera el control, incluyendo controladores __La prueba de cerrado estática u otra prueba de presión o de gotera __El personal de operación local, procedimientos, o equipo __Patrulla aérea o la vigilancia del suelo __ Terceros __Otro ¿Cómo fue la presencia de la fuga confirmada? (seleccione uno): __El sistema basado en CPM/SCADA con descubrimiento de gotera automático ( alerta/alarma) __El personal que opera el control, incluyendo controladores __La prueba de cerrado estática u otra prueba de presión o de gotera __El personal de operación local, procedimientos, o equipo __Patrulla aérea o la vigilancia del suelo __ Terceros

__Otro ¿Las herramientas de descubrimiento de gotera aplicadas funcionaron como se esperaba? __No __ No se Si no razón para no desempeñarse (seleccione uno): __Fallo de instrumentación de campo __Fallo de comunicaciones __Fallo del software __Error humano __Otro

__Sí

Contestación de la emergencia ¿ El gobierno Federal controló la contestación? __ Sí __No __No se Si: 1) el volumen emitido es mayor o igual a 50 bbls; y 2) La fuga involucró una tubería en orilla o lejos de la orilla, complete la sección de "Contestación de Aislamiento" debajo: La Contestación de aislamiento ¿Había un aislamiento? __Sí __No (si no, obvie el resto de la sección) ¿Cuál es la distancia aproximada entre válvulas que estaban cerradas para el aislamiento inicial? Las millas ______ _____no se ¿Cuánto tiempo tomó la detección /confirmación de la emisión para realizar este aislamiento inicial? Minutos ______ ______ no se ¿Cuál es la distancia aproximada entre válvulas que estaban cerradas para el aislamiento final, si fueron necesitadas? Millas ______ _______no se ¿Cuánto tiempo tomó del detección/confirmación de la emisión para realizar este último aislamiento, si fue necesario? Minutos ______ ______no se Estas instrucciones deben aparecer como una de las primeras pantallas que el usuario vea al comenzar el programa de registro de emisión. Retroalimentación o mejoras sugeridas Esta sección describe un rasgo que se construye en el programa de la base de datos que le permite proporcionar retroalimentación valiosa y mejoras sugeridas a este Formulario de Registro de emisión "en línea". Cuando usted entre los datos, un artículo de menú "Retroalimentación" está continuamente disponible para usted. Este artículo del menú puede activarse mientras usted está entrando los datos para cualquier campo de datos. Le permitirá entonces hacer : 1) un comentario relacionado a ese campo de datos particular; o, 2) un comentario más general relacionado a la base de datos global del programa. Seleccionando el artículo de menú "Retroalimentación" activará la pantalla automática siguiente dónde usted podrá registrar su retroalimentación o mejoras sugeridas: __El comentario general en el programa de la base de datos global __Una definición se necesita para este término __La definición que existe no es bastante clara __Este elemento de datos o la pregunta no es apropiada

__Este elemento de datos o la pregunta necesita ser establecida más claramente __Un nuevo elemento de datos o de pregunta necesita ser agregado __Otra retroalimentación o la mejora sugerida Explique su selección anteriormente: ______________________________________________________________________________ ______________________________________________________________________________ ______________________________________________________________________________ ______________________________________________________________________________ ______________________________________________________________________________ ______________________________________________________________________________ ______________________________________________________________________________ ______________________________________________________________________________ ______________________________________________________________________________ ______________________________________________________________________________ Definiciones – Los términos contenidos en el programa de Registro de Emisión deben ser escritos en negrilla para indicar que un la definición y/o la explicación está disponible a través de una pantalla automática.

LA PANTALLA AUTOMÁTICA PARA DESCARGOS PEQUEÑOS PARTE SM. FORMULARIO CORTO PARA DESCARGOS PEQUEÑOS ¿Cualquier muerte o lesiones? __No __Sí ¿Fuego o explosión? __No __Sí El descargo ocurrió: __en la orilla o

Si Sí vaya al Formulario Largo Si Sí vaya al Formulario Largo __ lejos de la orilla

Si está en la orilla: Fue el área afectada por el descargo contenido en las instalaciones controladas por la compañía (excluyendo el paso permitido)? __Sí __No __No se La emisión ocurrió en un área "no-rural" (Definición de la Parte 195)? __Sí __No __No se El tipo de agua impactado (seleccione todos los que aplican): __Ninguno __¿El agua de la superficie si fue verificada, fue un cierre de succión? __Sí __No __No se __¿El agua del suelo si se verificó, fue un cierre de pozo? __Sí __No __No se __Agua potable para el consumo humano La parte de sistema involucrada (Seleccione una): __El tanque de almacenamiento sobre la superficie __Caverna u otra instalación de almacenamiento de bajo el suelo __La estación de medida /bombeo; los equipos y el conducto del tanque/ terminales de la granja, incluyendo los pozos negros __La tubería en la orilla, incluyendo los sitios de la válvula, __Tubería lejos de la orilla, incluyendo plataformas,

La causa del descargo (seleccione uno): __Daño por terceros (actual o pasado) __La corrosión __El material de la cañería, unión de la cañería, soldadura de la cañería o falla de la soldadura de reparación __Funcionamiento defectuoso del equipo o falla de un componente distinto a cañería __Error del operador u otro funcionamiento incorrecto __Fuerzas naturales __Otro

LA PANTALLA AUTOMÁTICA PARA LOS DETALLES DE CONSECUENCIAS DE SEGURIDAD PÚBLICAS PARTA PB. LOS DETALLES DE CONSECUENCIAS DE SEGURIDAD PÚBLICA Muertes y/o lesiones: Número de empleados del operador _____ muertos _____ heridos Número de empleados del contratista que trabajan para el operador _____ muertos _____ heridos El número de otros _____ muertos _____ heridos Total _____ muertos _____ heridos Evacuación pública emprendida (seleccione todos los que aplican): __Evacuación preventiva emprendida por la compañía __Evacuación requerida por o comenzada por un oficial público

LAS PANTALLAS AUTOMÁTICAS CUANDO LA CAÑERÍA O LAS SOLDADURAS ESTÁN INVOLUCRADAS PARTE PI. LOS DETALLES CUANDO LA CAÑERÍA ESTÁ INVOLUCRADA El tamaño de la cañería nominal ______ pulgadas. __No se La grosor de la pared ______ pulgadas. __No se SMYS (psi) _____________ __No se Tipo de cañería (seleccione uno): __Sin unión __ Soldadura Flash __ Soldadura espiral SAW __ERW __Soldadura de fondo __ERW soldado en espiral __SAW sencilla __Soldada a lo largo __Plástica/ no metálica __ Otra __Desconocida El fabricante (si conocido) ___________________ desconocido___________ Año de fabricación (si conocido) ________ desconocido___________ ¿Era este una falla relacionada a la unión? __Sí __No __No se La naturaleza de la falla ( seleccione una): __Gotera de agujero o grieta __Ruptura __Perforación __Otro PARTE WL. DETALLES CUANDO UNA SOLDADURA DE CONTORNO O FABRICACIÓN O REPARACIÓN DE SOLDADURA ESTÁ INVOLUCRADA Naturaleza de la falla (seleccione una): __Gotera de agujero o grieta __Separación total de la soldadura __Separación parcial de la soldadura

¿Era esta una soldadura de acetileno? __Sí

__No

__No se

LAS PANTALLAS AUTOMÁTICAS PARA LOS TANQUES DE ALMACENAMIENTO SOBRE LA SUPERFICIE PARTE TK. LA CAUSA DE DESCARGO- TANQUES DE ALMACENAMIENTO SOBRE LA SUPERFICIE Descripción de la falla (seleccione una): __Falla sencilla en el fondo del sistema __ Falla doble en el fondo del sistema __Falla en la cabeza o el armazón Presión o llenado en exceso (cheque uno) __Error del operador __Funcionamiento defectuoso del equipo __Otro Falla de parte (seleccione una) __Falla del desagüe del tejado __Otro __Daño por terceros Vaya a la PARTE TP __Daño por operador Vaya a la PARTE OP __Daño por la fuerza natural Vaya a la PARTE NF __Otra falla ¿Fue esta una falla catastrófica?

___Sí

__No

__No se

¿Fue el tanque hydroprobado o de otra manera la presión se probó durante la construcción o reparación de gran escala? ___Sí __No __No se ¿El fondo de tanque está protegido católicamente? ___Sí __No __No se ¿Está el fondo del tanque recubierto? ___Sí

__No

__No se

Año de más reciente de inspección API 653 del tanque interiormente o equivalentes _____________ No se__________ Año de más reciente de inspección API 653 del grosor de la cobertura exterior del tanque o equivalentes ________ No se _____________

LAS PANTALLAS AUTOMÁTICAS PARA EL DAÑO POR TERCEROS PARTE TP. EL DAÑO POR TERCEROS La falla ocurrió debido a (seleccione uno): __Excavación por terceros, construcción, u otra actividad de trabajo ocurrida en el momento de la falla ___________#1 Pantalla automática debajo __Excavación por terceros, construcción, u otra actividad de trabajo ocurrida previa a la falla __________#2 Pantalla automática debajo __Otro, incluyendo vandalismo, el contacto de vehículo de terceros con las instalaciones, y otros actos intencionales o involuntarios. _________#3 Pantalla automática debajo #1 PANTALLA AUTOMÁTICO- OCURRIDA EN EL MOMENTO DE LA FALLA Actividad o agente destructivo (seleccione uno): __Operador de la tubería o su contratista ----se llamara "Error del Operador", y no daño por Terceros __Operador o su contratista de otra tubería de transmisión de gas Otro operador de las instalaciones subterráneas o sus contratista (Seleccione uno): __Distribución de Gas de compañía eléctrica __Las Telecomunicaciones de televisión por cable __Servicios de agua y alcantarillado __Otra industria o agente __Negocios agrícolas o de granja __Propietario u otra actividad relacionada a la residencia de propietario __Desarrollo residencial o comercial __Construcción de carreteras o mantenimiento, incluyendo gradación de dique , la construcción de un semáforo, etc.,

__La construcción de un ferrocarril, mantenimiento, o reparación __Construcción de canal o depósito, o mantenimiento, incluyendo el dragado, __Algunos tipos de producción de petróleo lejos de la orilla, marítimo, enviando, o actividad de pesca o equipo __Algunos tipos de producción de petróleo del canal interior, marítimo, enviando, o actividad de pesca o equipo __Otra actividad o agente destructor __Si es en tierra, la profundidad de la cobertura del sitio del daño: ______ pulgadas. ______No se El daño resultó de (seleccione uno): __Taladrado, perforación, __Detonación , hechura de túnel, minado, __Apertura de fosos, gradación , relleno de la parte de atrás , __Otro ¿Fue el sistema de llamada única utilizado? Ninguno disponible __Sí __No La contestación de operador de la tubería para la notificación de llamada única (seleccione todas las que apliquen): __El centro de la línea de la cañería marcado o delineado __Representación en el sitio proporcionada durante la excavación __Propia línea excavada para terceros __Operador de tubería no era conciente de actividad de excavación __Frecuencia de patrulla: Semanal__ Quincenal __ Otra __ ¿El derecho al paso por la tubería para terceros estaba permanentemente marcado y visible en el sitio? __ Sí __No __No se ¿Había un plan de trabajo específico de la excavación en el efecto? __ Sí __No __No se Causa primaria aparente del daño (Seleccione una): __Fracaso del tercero para utilizar el sistema de una llamada __Fracaso del tercero para esperar el tiempo apropiado __Fracaso del tercero para respetar las direcciones o procedimientos de la compañía de tubería __Fracaso del tercero para tener cuidado razonable para proteger las instalaciones __Fracaso del operador de la tubería para responder o marcar la tubería propiamente __Otro #2 PANTALLA AUTOMÁTICA- DAÑO ANTERIOR La causa posible o probable de daño (seleccione una): __Algunos tipos de construcción sobre la orilla, perforaciones, o equipo de la excavación __Algunos tipos de producción de petróleo de canal interior en tierra o lejos de la orilla, marítimo, barcos, o actividad o equipo de pesca __Profundidad del agua aproximada: _______ pies ___no se __Otra fuente __No hay ninguna pista acerca de la posible causa La evidencia de daño (seleccione uno):

__Solo daño en la cubierta __Abolladura sin pérdida de metal __ Hoyo u otra pérdida de metal ( Con o sin abolladura) __Otro La Posición del daño en la cañería (seleccione uno): __Daño cubriendo sólo la cima (10 - 2 posición de la hora) __Mella o curva sin de pérdida de metal lateral (8 - 10 & 2 - 4 posición de la hora) __Hoyo u otra pérdida de metal (con o Fondo (4 - 8 posición de la hora) sin mella o curva) __Otro Si es sobre la orilla, profundidad de la cobertura del sitio del daño _______ pulgadas ____________ No se #3 PANTALLA AUTOMATICA-OTRO La causa de daño por terceros (seleccione uno): __Vandalismo/ robo/ mala conducta __Sabotaje __Impacto de vehículo __Si fue verificado, el vehículo era manejado por: __Un empleado directo del operador o un empleado del contratista comprometido por el operador __Si fue verificado recorriendo nuevamente sus pasos, éste es un error del operador, no del tercero __Otro agente __Otro __Fuego

LAS PANTALLAS AUTOMÁTICAS PARA LA CORROSIÓN PARTE CR. LA CORROSIÓN La situación de corrosión: __Externa __Interna _____________________________________________________________________ Si la corrosión es externa, complete lo siguiente: El tipo de corrosión (seleccione uno): __ Galvánica __Corrosión Microbiologicamente -inducida __Grietas de corrosión por presión atmosférica __Corrosión de unión selectiva , __Corrosión de corriente desviada __Otro ¿Las instalaciones externamente cubiertas o pintadas? __Sí __Ningún __No se Si Sí,el Tipo de cobertura( seleccione unu): __Alquitrán de Carbón __Cinta __Plástico empujado hacia afuera __fusión de epoxy-adherido __Pintura __Otro __Desconocido ¿Fue la capa protectora o la cobertura desunida un factor en este fracaso? ___Sí __No __No se ¿Fue una capa dañada un factor en este fracaso? ___Sí __No __No se ¿La tubería o equipo en el sitio del fracaso estaban operando a más de 100°F? ___Sí __No __No se ¿Estaban las instalaciones bajo protección catódica? ___Sí __No __No se Año que fue instalada la protección catódica : _______ ¿Una medición en intervalos cercanos de la protección catódica se ha realizado? ___Sí __No __No se Año de las mediciones en intervalos cortos más reciente : _______ ¿La falla ocurrió dentro de o simplemente externamente de un camino que cruza la cubierta? ___Sí __No __No se ______________________________________________________________________ Si es Corrosión Interior, complete lo siguiente:

Fueron inhibidores inyectados, desagües, u otros sistemas y procedimientos de mitigación de corrosión interiores empleados? ___Sí __No __No se Año desde el cual el sistema o procedimientos de mitigación han sido continuamente empleados: _______ no se ____________ LAS PANTALLAS AUTOMÁTICAS PARA FALLAS DE CAÑERÍA Y MATERIALES Y FALLAS EN EL EQUIPO & LAS OPERACIONES PARTE PW. LOS DETALLES DE CAÑERÍA, EL MATERIAL DE LA CAÑERÍA, & FALLA DE SOLDADURA El fracaso ocurrió debido a (seleccione uno): __Cuerpo de cañería defectivo __Unión de cañería defectiva __Soldadura de contorno defectiva __Soldadura de fabricación o soldadura de reparación defectiva __ Daño de fabricación o defecto de construcción original __Daño de cañería transportadora __Daño anterior por terceros Vaya a la PARTE TP __Otra soldadura o material defectuoso ¿Qué otros factores sospecha usted que jugaron un papel en el incidente? (Seleccione todos los que aplican) __El crecimiento de la grieta por exceso de uso __Exceso de presión __Establecimiento de tierra u otra pérdida de apoyo __Otros factores __Ninguno PARTE EQ. DETALLES DEL EQUIPMENT & FALLAS DE COMPONENTES DISTINTOS A LA TUBERÍA El fracaso ocurrió debido a (seleccione uno): __El funcionamiento defectuoso del equipo de mando y de liberación __ Roscas lisas, uniones o tubos defectivos o sueltos , acoplamiento fallado, __Falla en el sello o empaque __Falla de la empaquetadura o de la rosca __Falla de otro equipo o fracaso del componente diferente a cañería

PANTALLAS AUTOMÁTICAS PARA EL DAÑO POR FUERZA NATURAL Y OTRAS CAUSAS PARTE OP. ERROR DEL OPERADO O FUNCIONAMIENTO INCORRECTO La naturaleza de la falla (seleccione una): __Excavación o daño físico a las instalaciones o a la tubería por el operador o el contratista de operador __La válvula dejada o puesta en posición incorrecta __Exceso de presión en la tubería o el equipo __Vehículo de motor __Tanque sobrellenado __Otro error humano ¿Estaba el individuo involucrado: __Un empleado directo del operador __Un empleado del contrato comprometido por el operador PARTE NF. DAÑO POR FUERZA NATURAL Cuáles de las fuerzas naturales siguientes estaban involucradas en la falla (seleccione todas las que aplican): __Derrumbamiento o deslizamiento de lodo __Terremoto __Apaciguamiento u otro movimiento de tierra __viento, huracán, o tornado __El tiempo frío __Heladas __Relámpago __Lluvias pesadas o diluvios incluyendo desastre _-Desbordamiento de cauce o lecho marino __Otro PARTE OT. OTRA CAUSA Qué de lo siguiente mejor describe esta causa de fracaso (seleccione uno): __La causa de fracaso es desconocida en este momento __La causa de fracaso no podría determinarse __La causa de fracaso no encaja en cualquiera de las otras clasificaciones

APÉNDICE D- LOS CAMPOS DE DATOS ESTÁNDARES PARA LA INFRAESTRUCTURA DE LA TUBERÍA INFORMACIÓN Los miembros de tubería de petróleo del Instituto de Petróleo americano y la Asociación de Líneas de Cañería de Aceite empezó de manera profunda a rastrear el desempeño de seguridad y medio ambiente de la industria de la tubería y creó el Sistema de rastreo de desempeño de tuberías en 1998. El SRDT (PSTS) usa un juego normal de campos de datos para la infraestructura de la tubería. La participación en PPTS es voluntaria. El API prepara análisis basados en los datos agregados por la industria periódicamente . Este apéndice se proporciona para compartir el uso de estos campos de estándares usados por el PPTS y para animar el uso de éstos campos de estándares por todos los operadores de la tubería de líquidos.

LA INFORMACIÓN DE LA INFRAESTRUCTURA Los campos en negrita y Cursivas son automáticamente llenados por el API AÑO _____ LA DISTANCIA EN MILLAS DEL SISTEMA 1. El número total de millas que operó en el comercio interestatal 2. El número total de millas que operó en el comercio intraestatal 3. la Distancia en millas del Sistema total (Línea 1 + Línea 2 o Linea 4 + Línea 5) 4. El número total de millas que operó lejos de la orilla 5. El número total de millas que operó el la orilla 6. la distancia en millas por Estado (Total de todos los estados = Línea 3) Por favor especifique "lejos de la orilla federal " como un estado separado. El formulario electrónico aceptará las entradas para cualquier número de estados. Estado

Interestatales

Intraestatales

Total

Linea igual 1

Linea igual 2

7. la Distancia en millas sobre la orilla operadas en las Áreas No-rurales 8. la Distancia en millas sobre la orilla operadas en las Áreas rurales (Línea 5 - Línea 7) 9. la distancia en millas por Década (real o estimado)

Década de La construcción Antes - 1920 1920 - 1929 1930 - 1939 1940 - 1949 1950 - 1959 1960 - 1969 1970 - 1979 1980 - 1989 1990 - 1999 2000 -

Millas sobre la orilla

Millas lejos de la orilla

10. La distancia en millas por presión de operación Rango de la presión Millas sobre la orilla Millas lejos de la orilla 20% SMYS > 20% SMYS Total Igual Línea 5 Igual línea 6 11. La distancia en millas por el Tamaño de la Cañería Nominal (real o estimación) Tamaño de tubería nominal Millas en la orilla Millas lejos de la orilla (NPS) <8 NPS 8 NPS 10 NPS 12 NPS 14 NPS 16 NPS 18 NPS 20 NPS 22 NPS 24 NPS 26 NPS 28 NPS 30 NPS 32 NPS 34 NPS 36 NPS 38 NPS 40 NPS 42 NPS 44 NPS 46 NPS 48 NPS > 48 NPS <-

LOS COMPONENTES DEL SISTEMA DIFERENTES A LA CAÑERÍA DE LA LÍNEA 12. El número total de tanques del almacenamiento atmosféricos (los tanques operados a la presión atmosférica) 13. El número total de tanques de almacenamiento de presión bajos (los tanques operados a presiones de 15 psig) 14. El número total de tanques de almacenamiento de presión alta (aquéllos usados para guardar HVLs) 15. El número total de cualquier otro tanque del almacenamiento que no se encuentra en las definiciones de líneas 12, 13 o 14) 16. Número total de cavernas u otras instalaciones de almacenamiento bajo el suelo (excluyendo los pozos negros) 17. El número total de estaciones de bomba 18. El número total de las estaciones de medida VOLÚMENES QUE ENTRARON _____ (año pasado completo para lo cual la información está disponible) 19. El volumen total en las millas de barril de HVLs u otro fluido inflamable o tóxico que es un gas en condiciones ambientes 20. El volumen total en las millas de barril de CO2, N2 u otro , fluido no inflamable, No-tóxico que es un gas en las condiciones del ambiente 21. El volumen total en las millas de barril de gasolina u otro producto de petróleo que es un líquido en condiciones ambientes 22. El volumen total en las millas de barril de petróleo crudo 23. El USO DE DISPOSITIVOS DE INSPECCIÓN INTERNA PARA ______ (año pasado completo para el cual la información está disponible) Por favor proporcione la distancia en millas del sistema en que cada dispositivo (incluyendo las herramientas de combinación) fue ejecutado Dispositivo Distancia en millas La herramienta de flujo magnética de alta definición la herramienta de flujo magnética de baja resolución La herramienta de UT La herramienta de geometría La herramienta del calibrador La herramienta del grieta La herramienta de mancha dura Otro dispositivo de la inspección interior

Factura para (o revise aquí si es lo mismo que “Enviar a") El nombre:

El título: La compañía: El departamento: La dirección: La ciudad: State/Province: Zip/Postal Code: El país: El teléfono: El fax: El correo electrónico: * Pago Adjunto * P.O. No. (Adjunte la Copia) * Cargue a mi Cuenta Global No. * VISA * MasterCard * American Express *Dinners club *Discover La Tarjeta de crédito No.: El Nombre impreso (Como Aparece en la Tarjeta): La Fecha de expiración: La firma: El cantidad Producto Número Título Total El subtotal Impuestos a las Ventas (vea debajo) Honorarios de entrega rápida (vea debajo) Enviado y Manipulación (vea debajo) El total (en Dólares americanos) H Para ser puesto en la Orden En pie para ediciones futuras de esta publicación, ponga un visto bueno en la columna correspondiente y firme aquí: Precio y disponibilidad sujetos a cambio sin aviso. La fecha: Precio de unidad Orden de Publicaciones relacionadas al Instituto de Petróleo americano – Formulario 2001 Miembro del API (Revise si Sí) Envíe A (No se entregarán a un P.O. Box) El nombre: El título: La compañía: El departamento: La dirección: La ciudad: Estado/Provincia: Zip/Código postal: El país: El teléfono: El fax: El correo electrónico: Disponible a través de la Ingeniería Global Eficaz el 1 de agosto de 2001 Documenta Las Órdenes al teléfono: 1-800-854-7179 (peaje-libre en el EE.UU. y Canadá) *303-397-7956 (Local e Internacional) los * Órdenes por fax: 303-397-2740 Los Órdenes en línea: www.global.ihs.com D11049 Std 1104, Soldado de Tuberías y Medios Relacionados $182.00 D11104 $41.00

El correo Pide el Pago por cheque o giro postal en dólares americanos se requiere las cuentas establecidas. El estado y los impuestos locales, $10 cuota del proceso *, y 5% de enviado deben ser agregados. Envíe las órdenes del correo a: Las Publicaciones del API, los Documentos de la Ingeniería Globales, 15 Inverness Manera Este, M/S C303B, Englewood, CO 80112-5776, EE.UU.,. Solicitud de compra: se aceptan órdenes de compras de las cuentas establecidas. La factura incluirá el costo de carga real, $10 cuota del proceso *, impuestos locales y estatales. Solicitud telefónica: Si pide por el teléfono, $10 cuota del proceso * y se agregarán los costos de carga reales a la orden. Las ventas Imponen contribuciones que Todas las compras americanas deben incluir estado aplicable y el impuesto de las ventas locales. Los Clientes que exigen el impuesto-exento al estado deben proporcionar generalidades con una copia de su certificado de exención. Enviando ( Órdenes americanos) se envían Órdenes de envíos dentro de los EE.UU. vía los medios identificables. La mayoría de los órdenes se envía el mismo día. Las actualizaciones de subscripción son enviadas por Correo Primera clase. Otras opciones, incluso el servicio del próximo-día, servicio aéreo, y transmisión del facsímil está disponible con costo adicional. Llame 1-800-854-7179 para más información. Envíos (Órdenes Internacionales) que el envío internacional Normal está por el servicio del mensajero expreso aéreo. Las actualizaciones de subscripción son enviadas por el Correo Mundial. La entrega normal es 3-4 días de la fecha de enviado. Envío de prisa: la Próxima Entrega del Día pide que el cargo es $20 además de los cargos del portador. Los próximos pedidos de Entrega de Día deben ser hechos por 2:00 postmeridiano para asegurar la entrega de noche. Los ingresos : Todos los ingresos deben pre-aprobarse llamando al Departamento de Servicio al cliente global al 1-800-624-3974 para información y ayuda. Puede haber un 15% de cuota de reabastecimiento . Los artículos de ordenes especiales, documentos electrónicos, y los materiales no son retornables. * La Orden mínimo: es $50 mínimo para todas las órdenes que contienen los documentos de la impresión. El $50 mínimo aplica al subtotal de la orden incluyendo la $10 cuota del proceso, mientras excluyendo cualquier impuesto aplicable y cargos de carga. Si el costo total de los documentos en la orden más la cuota de $10 del proceso está menos de $50, la cuota del proceso se aumentará para traer la cantidad del orden al $50 mínimo. Esta cuota del proceso se aplicará antes de cualquier cuenta del depósito aplicable, cantidad o descuentos del miembro han sido aplicados. No hay ningún mínimo para órdenes que sólo contienen electrónicamente los documentos entregados. D22003 D11581 D11611 RP 2200, Reparando petróleo Crudo, Gas de Petróleo Licuado y Tuberías del Producto, Publ 1161, Documento guía para la Calificación del Personal de la Tubería de Líquido, Publ 1158, Análisis de la interventoría de los incidentes reportables para las Tuberías de Líquidos Peligrosos, El Instituto de Petróleo americano proporciona recursos adicionales y programas a la industria de gas natural y petróleo crudo que están basados en las Normas del API. Para más información, el contacto:

Monograma de o que Autoriza el Teléfono del Programa: 202-962-4791 El facsímil: 202-682-8070 o el Petróleo Instituto Calidad Registrador Teléfono americano: 202-962-4791 (APIQR) el Facsímil: 202-682-8070 la o API Especificación el Q1 Registración Teléfono: 202-962-4791 El facsímil: 202-682-8070 el o Perforador Sistema Registración Teléfono: 202-962-4791 El facsímil: 202-682-8070 o Inspector Teléfono de Programas de Certificación: 202-682-8161 El facsímil: 202-962-4739 Artefacto, Aceite Autorización y Teléfono de Sistema de Certificación: 202-682-8233 (EOLCS) el Facsímil: 202-962-4739 el o Training/Workshops Teléfono: 202-682-8490 El facsímil: 202-962-4797 Compruebe las Publicaciones del API, Programas, y Catálogo de Servicios en línea a www.api.org/cat. Consiga Trabajo Hecho correctamente. Hay más de dónde esto viene. Rev. 09.26.01 Las copias adicionales están disponibles a través de los Documentos de la Ingeniería Globales a (800) 854-7179 o (303) 397-7956 La información sobre las Publicaciones del API, Programas y los Servicios están disponibles en el Web a: http://www.api.org El producto No. D11601

API 1160 Traduccion

Recommend Documents