Presentación API 1160

MANEJO DE SISTEMAS DE INTEGRIDAD PARA TUBERIAS DE TRANSPORTE DE FLUIDOS POTENCIALMENTE PELIGROSOS

API STANDARD 1160 1a 1a Edición, Edición, Noviembre Noviembre 2001 2001

MANAGING MANAGING SYSTEM SYSTEM INTEGRITY INTEGRITY FOR FOR HAZARDOUS HAZARDOUS LIQUID LIQUID PIPELINES PIPELINES

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MANAGING MANAGING SYSTEM SYSTEM INTEGRITY INTEGRITY FOR FOR HAZARDOUS HAZARDOUS LIQUID LIQUID PIPELINES PIPELINES Agosto de 2001 Octubre de 2001

Protocolo por segmento

Noviembre de 2001 Operadores identifican segmentos HCAs.

Integrity Management Workshop

Publicación del API 1160

Diciembre de 2001

Julio de 2002

Febrero de 2003 Enero de 2005 Operadores completan 50% de línea base de evaluación, para tub cat 2

OPS Milestone

Agosto de 2005

Febrero de 2009

Publicación del ASME B31.8S2001 Operadores preparan línea base de evaluación, plan de gerenciamiento de integridad y estructura. Publicación del ASME B31.8S-2004

Operadores completan el 100% de línea base de evaluación.

Operator/ Industry Milestone

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CONTENIDO 1.

INTRODUCCION

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ALCANCE

3.

REFERENCIAS

4.

TERMINOS,DEFINICIONES Y ACRONIMOS

5.

PROGRAMA MANEJO DE INTEGRIDAD

6.

AREAS DE ALTA CONSECUENCIA

7.

RECOPILACION, REVISION E INTEGRACION DE DATOS

8.

IMPLEMENTACION DE LA EVALUACION DEL RIESGO

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CONTENIDO 9.

DESARROLLO E IMPLEMENTACION DE LA EVALUACION DEL PLAN LINEA BASE INICIAL

10. OPCIONES DE MITIGACION 11. REVISON DEL PLAN DE MANEJO DE INTEGRIDAD 12. EVALUACION DEL PROGRAMA 13. MANEJO DE INTEGRIDAD DE ESTACIONES DE BOMBEO Y TERMINALES 14. MANEJO DEL CAMBIO EN UN PROGRAMA DE INTEGRIDAD

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CONTENIDO

APENDICE A: TIPOS DE ANOMALIAS,CAUSAS APENDICE B:

ESTRATEGIAS DE REPARACION

APENDICE C:

DATOS STANDAR DE CAMPO PARA EL SEGUIMIENTO DE LAS FUGAS EN LAS TUBERIAS

APENDICE D: DATOS STANDAR DE CAMPO PARA INFORMACION DE INFRAESTRUCTURA PARA TUBERIAS

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1. INTRODUCCION 1.1 PROPOSITO Y OBJETIVOS • El objetivo es operar las tuberias sin ningun efecto adverso sobre : 9Empleados 9El ambiente 9El publico 9Los clientes

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1.INTRODUCCION 1.1 PROPOSITO Y OBJETIVOS • Operacion segura de las tuberias. • La meta es operar la tuberia: 9 libre de errores

,

9 libre de derrames y 9 libre de incidentes

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1. INTRODUCCION 1.1 PROPOSITO Y OBJETIVOS El Programa de Manejo de Integridad: ¾Identifica y analiza eventos que ¾Provee facilidades para potencialmente pueden resultar en seleccionar e implementar incidentes. actividades para reducir el Riesgo ¾Examina la probabilidad y la ¾Establecer potencial severidad de los seguimiento. incidentes.

un

sistema

de

¾Examina y compara espectros del Riesgo y reduccion del Riesgo. API STANDARD 1160


1. INTRODUCCION 1.2 PRINCIPIOS BASICOS ¾La Integridad debe construirse desde:

PLANEACION INICIAL

DISEÑO

CONSTRUCCION

ABANDONO

OPERACION

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1. INTRODUCCION 1.2 PRINCIPIOS BASICOS La Integridad se construye con base en : ¾ Gente/Personal Calificado ¾ Procesos definidos de operacion ¾ Procesos definidos de mantenimiento El programa de manejo de integridad direccionado a la gente, Procesos, Facilidades.

estara

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1. INTRODUCCION 1.2 PRINCIPIOS BASICOS Elementos clave en el manejo de integridad: ¾ Preparacion y evaluacion de Riesgos debe ser un proceso continuo ¾ El manejo de integridad debe ser Flexible. ¾La integracion de la informacion. ¾Acciones de Mitigacion. ¾Tecnologias nuevas

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CONTENIDO

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INTRODUCCION

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ALCANCE

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REFERENCIAS

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DESARROLLO E IMPLEMENTACION DEL PLAN DE EVALUACION DE LA LINEA BASE INICIAL

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2.ALCANCE ¾ Aplicable a Sistemas de Tuberias usados para Transportar Liquidos Peligrosos definido en 49 CFR 195.2 ¾ El standard es especificamente diseñado para proveer al operador de practicas en manejo de integridad de sistemas de tuberia. ¾ La guia es especifica para lineas de tuberias a lo largo de los derechos de via, desde y hasta las Trampas de Raspadores. ¾ Tambien es aplicable para todas las facilidades de tuberia, incluyendo estaciones, terminales y facilidades de entrega asociadas con sistemas de tuberia.

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INTRODUCCION

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ALCANCE

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REFERENCIAS

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3. REFERENCIAS ¾ API 5T1

Imperfection Terminology

¾ RP 1110

Pressure Testing Liquid pipelines.

¾ Publ 1156

Efects of Smooth and Rock Dent on Liquid Petroleum Pipelines.

¾ RP 579

Fitness for Service

¾ Std 653

Tank, inspection,Repair,Alteration and Reconstruction

¾ API 570

Piping Inspection Code:Inspection,Repair,Alteration,and Rerating of InService Piping Systems

¾ DOT 49 CFR Part 195

Transportation of Hazardous Liquid by Pipeline

¾ ASME B 31.4

Pipeline Transportation Systems for Liquid Hydrocarnos and Other Liquids

¾ ASME B 31G

Manual for Determining the Remaining Strength of Corroded Pipelines

¾ NACE 35100

Technical Committee Report. In-line Nondestructive, Inspection of Pipelines.

¾ RP 0169

Control de External Corrosion on Underground or Submerged Metallic Piping Systems API STANDARD

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CONTENIDO 1.

INTRODUCCION

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ALCANCE

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REFERENCIAS

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TERMINOS, DEFINICIONES Y ACRONIMOS

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4. TERMINOS, DEFINICIONES Y ACRONIMOS ¾ANOMALIA: Una posible desviacion en el material de la tuberia o de la soldadura. La indicacion puede ser generada por inspeccion no destructiva, por inspeccion in-line. ¾ DEFECTO: Una imperfeccion que excede en tipo y magnitud un criterio aceptable. ¾HCA: “High Consecuence area”.(Area de alta consecuencia). API STANDARD 1160


4. TERMINOS, DEFINICIONES Y ACRONIMOS ¾IMPERFECCION: Discontinuidad notada durante la inspeccion, la cual esta sujeta a un criterio de aceptacion durante una ingenieria y analisis de inspeccion. ¾INDICACION: Un hallazgo de una prueba no destructiva o tecnica de inspeccion. ¾ACCION DE MITIGACION: Accion apropiada basada en la evaluacion de los factores de riesgo, para reducir el nivel de riesgo de una anomalia dada. Tal accion puede consistir, pero nos es limitada a, pruebas y evaluaciones adicionales, cambios en el ambiente fisico,cambios operacionales, monitoreos continuos,cambios procedimientos /administartivos, o reparaciones.

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¾MOP:

4. TERMINOS, DEFINICIONES Y ACRONIMOS

Maxima presion de operacion. ¾PRESION NORMAL DE OPERACION: Es la presion pronosticada (la suma de la presion de cabeza estatica+presion para superar las perdidas por friccion+ back pressure) en cualquier punto del sistema de tuberia cuando el sistema esta operando bajo condiciones seguras. ¾OPERADOR Una persona quien es el dueno u opera las facilidades de tuberias. (49 CFR Part 195) ¾P&ID Piping and Instrumentation Diagram ( Diagrama de Tuberia e Instrumentacion). ¾PLC Programable logic Controller ( Controlador de logica programable). API STANDARD 1160


4. TERMINOS, DEFINICIONES Y ACRONIMOS ¾RIESGO Una medida de perdida en terminos de probabilidad de ocurrencia de un incidente y la magnitud de la consecuencia. ¾EVALUACION DEL RIESGO Un proceso analitico y sistematico el cual permite identificar los peligros de una facilidad en operacion, y determina la probabilidad y consecuencia de potenciales eventos adversos. ¾MANEJO DEL RIESGO Un conjunto de programas que consta de: Identificar potenciales peligros en un area o equipo, evaluar el riesgo asociado con estod peligros en terminos de probabilidad y consecuencias de incidentes; mitigacion de riesgos para reducir la probabilidad y su consecuencia y medir la reduccion del riesgo con los resultados obtenidos. API STANDARD 1160


4. TERMINOS, DEFINICIONES Y ACRONIMOS ¾ SCADA: Supervisory control and data acquisition. ¾ SCC: Stress-corrosion cracking. ¾ TPD: Third-party damage ¾ DOT: Departamente of transportation. ¾ CFR : Code Federal Regulations.

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5. PROGRAMA DE MANEJO DE INTEGRIDAD CONSIDERACIONES GENERALES ¾

Todos los sistemas de tuberias tiene datos de diseño y caracteristicas de diseño unicas para cada sistema.

¾

El manejo de integridad debe tener fundamentos solidos.

¾

El desarrollo e implementacion del programa de Manejo de Integridad es requerido bajo la regulacion para la seguridad en los sistemas de tuberias 49 CFR 195.452

¾

Los operadores de tuberia deberan considerar metas y objetivos unicos y deberan desarrollar nuevos procesos para segurar estas metas.

¾

El programa de manejo de integridad debera ser un proceso altamente integrado e interactivo. API STANDARD 1160

5. PROGRAMA DE MANEJO DE INTEGRIDAD ESQUEMA DE TRABAJO Identificacion de Segmentos y Áreas de Alta Consecuencia

Captura Revisión e Integración de Datos Evaluación Inicial de Riesgos Desarrollo del Plan de Línea Base Ejecución del Plan de Inspección y/o Mitigación

Revisión del Plan de Inspección y Mitigación

Evaluar Programa

Actualización Revisión e Integración Datos

Evaluación actualizada del Riesgo

Manejo del Cambio

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5. PROGRAMA DE MANEJO DE INTEGRIDAD ESQUEMA DE TRABAJO ASME 31.8S / API 1160 Recolección, Revisión e Integración de Información

Identificación del Impacto Potencial en Ductos por Amenaza

Definición de Segmentos y Áreas de Alta Consecuencia

Captura Revisión e Integración de Datos Evaluación Inicial de Riesgos

Evaluación de Riesgos

No

Desarrollo del Plan de Línea Base

Evaluadas todas las amenazas

Ejecución del Plan de Inspección y/o Mitigación

Si Evaluación de Integridad

Revisión del Plan de Inspección y Mitigación Respuesta a Evaluación y Mitigación de Integridad

ASME B31.8S

DOT 49 CFR 192 y 195

Evaluar Programa

Actualización Revisión e Integración Datos

Evaluación actualizada del Riesgo

Manejo del Cambio

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6. AREAS DE ALTA CONSECUENCIA 6.1 IDENTIFICACION DE HCAs ¾ Locaciones donde un derrame tiene impactos adversos para la población, al ambiente o a la navegación comercial. ¾ Definición HCA 49 CFR Part 195.450 ¾ Los HCAs deberán ser periódicamente reevaluados. ¾ Los operadores deben estar familiarizados con con las regulaciones para el PMI y las definiciones de HCAs. ¾ El gobierno Federal, a través de la OPS (Office of Pipeline Safety) elabora mapas y bases de datos describiendo los HCAs y los pública en la website.

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6. AREAS DE ALTA CONSECUENCIA 49 CFR Part 195.450 High consequence area means: (1) A commercially navigable waterway, which means a waterway where a substantial likelihood of commercial navigation exists; (2) A high population area, which means an urbanized area, as defined and delineated by the Census Bureau, that contains 50,000 or more people and has a population density of at least 1,000 people per square mile; (3) An other populated area, which means a place, as defined and delineated by the Census Bureau, that contains a concentrated population, such as an incorporated or unincorporated city, town, village, or other designated residential or commercial area; (4) An unusually sensitive area, as defined in § 195.6.

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6. AREAS DE ALTA CONSECUENCIA 6.2 USO DE LA INFORMACION DE LOS HCAs La información acerca de los HCAs es usada en varios elementos claves del PMI. 9 Recolección de información 9 Evaluación del Riesgo 9 Inspección y Mitigación. La información del HCA debe ser incorporada en el Plan de Respuesta del Operador

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6. AREAS DE ALTA CONSECUENCIA 6.3. DETERMINE SI UN SEGEMENTO DE TUBERIA PODRIA AFECTAR UN HCA Como parte de la integracionde datos, el operador debera: ¾ Determinar la probabilidad de un segmento (s) o sistemas de tuberia en particular afectara(n) un HCA, en el evento de un derrame. ¾ Observar como los HCAS cruzan o atraviesan los segmentos de tuberia, tal como, la proximidad de estos HCAs a los segmentos o sistemas. ¾ En los derechos de via evaluar algunas zonas de impacto para las tuberias; locaciones de despacho y estaciones de bombeo asociadas. API STANDARD 1160


6. AREAS DE ALTA CONSECUENCIA

Cuando determine una zona de impacto potencial, los operadores deben considerar: 1. La consecuencias en la salud y seguridad, de una fuga o liberacion , incluyendo la posible necesidad de evacuacion. 2. La naturaleza y caracteristicas del producto transportado. 3. La condiciones de operacion (P,T,ratas de flujo,etc). 4. La topografia del campo asociado con el HCA y el segmento de tuberia. 5. La gradiente hidraulica de la tuberia. API STANDARD 1160


6. AREAS DE ALTA CONSECUENCIA Cuando determine una zona de impacto potencial, los operadores deben considerar: 6. El tipo y caracteristica del HCA atravesado o en la proximidad del segmento. 7. Potenciales vias entre la tuberia y el HCA. 8. Potenciales fuerza naturales inherentes a el area (zonas de terremotos,etc) 9. Capacidad de respuesta (tiempo para detectar, confirmar y localizar la fuga o liberacion; tiempo para responder, naturaleza de la respuesta.)

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6. AREAS DE ALTA CONSECUENCIA 6.4 DOCUMENTANDO LA INFORMACION DEL HCA ¾ Mapas de los HCAS ( originados por la OPS). ¾ Bases de Datos ¾ Informacion obtenida durante las rutinas para la evaluacion de Riesgos ¾ Informacion obtenida en la vigilancia e inspeccion de los derechos de via relacionados a los HCAs

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7. RECOLECCION,REVISION E INTEGRACION DE DATOS 9 El objetivo de esta seccion es dar una Metodologia Sistematica para obtener los datos necesarios para el manejo de integridad de los sistemas de tuberia. 9 Los tipos de datos requeridos dependen de los tipos de defectos y modos de falla anticipados. 9 Herramienta organizacional que ayude a definir y utilizar la informacion.

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7. RECOLECCION,REVISION E INTEGRACION DE DATOS 7.1 FUENTES DE LOS DATOS 9 Registros de diseño,materiales y construccion. 9 Registros de los Derechos de Via. 9 Registros de operacion,mantenimiento,inspeccion y reparacion. 9 Registros para determinar segmentos de tuberia que pueden afectar los HCAs u otras areas sensitivas. 9 Reportes de incidentes y Riesgos.

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7. RECOLECCION,REVISION E INTEGRACION DE DATOS 7.2 IDENTIFICACION Y LOCALIZACION DE LOS DATOS El tipo y cantidad de datos a ser recolectados depende: 9 El metodo de Evaluacion del Riesgo seleccionado 9 Las decisiones que van a ser tomadas. 9 La informacion relevante para la primera evaluacion de Riesgos 9 Tipo de peligros especificos propios de un sistema de tuberia.

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7. RECOLECCION,REVISION E INTEGRACION DE DATOS 7.2.1 LOCALIZACION DE DATOS REQUERIDOS Los datos deben estar disponibles en formatos.

diferentes formas y

El primer paso es hacer una lista de todos los datos requeridos para asegurar la integridad localizacion de estos. P&ID Planos de alineacion de tuberias Mapas aereos Layout de Facilidades Planos As-built Reportes y planos de inspeccion Procedimientos de operacion y Mtto. Procedimiento de Respuestas a Emergencias Data de incidentes y Riesgos Registros de Reparacion y Mtto.

Registro de Reportes de Pruebas Reportes de incidentes e historia de operacion Registros de regulaciones y cumplimientos Reporte de diseño,ingnieria. Estudios Tecnicos Standards de operacion y especificaciones Dossier de Equipos Standares de la industria y especificaciones

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7. RECOLECCION,REVISION E INTEGRACION DE DATOS 7.3 ESTABLECER UN SISTEMA DE REFERENCIA COMUN Establecer un sistema de correlacion de los datos de fuentes multiples y standares de referencias multiples a sistemas de referencia, consistentes ,para que las caracteristicas de los datos puedan ser alineados para la observacion de locaciones y eventos coincidentes. Ejemplo: Coordenadas GPS (Longitud,latitud) Lecturas Odometro (100,387 metros) Mojones (10.5 millas) Estaciones (136+20) Referencias de superficie ( 300 Pies norte de FM 12) API STANDARD 1160


7. RECOLECCION,REVISION E INTEGRACION DE DATOS 7.4 RECOLECCION DE DATOS 9 Alta Calidad y Consistencia 9 Datos actuales existentes. (No asuma que un sistema entero tiene propiedades uniformes). 9 Minimizar asumpciones.

En la Tabla 7.1 muestra coleccion tipica de datos, los cuales pueden ser dividido en cinco (5) grupos

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7. RECOLECCION,REVISION E INTEGRACION DE DATOS

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7. RECOLECCION,REVISION E INTEGRACION DE DATOS 7.5 INTEGRACION DE DATOS ¾ Se debe diseñar un sistema adecuado para el manejo de los datos o informacion de las tuberias o sistemas , estos deben ser almacenados en una base de datos electronica . ¾ El diseño de los reportes y la produccion de datos es muy importante en el diseño de la base de datos. ¾ El esfuerzo de una evaluacion de riesgo esta en la habilidad de comparar la data existente con los eventos o condiciones de mayor riesgo sospechados. API STANDARD 1160


7. RECOLECCION,REVISION E INTEGRACION DE DATOS Las ventajas del uso de un sistema de manejo de integracion de datos, incluye: Grandes cantidades de informacion de inspeccion in-line e inspeccion no in-line puede ser almacenada. Los datos de diferentes herramientas pueden ser referenciados (Ejemplo un tuberia con una abolladura puede ademas estar corroida, lo cual incrementa la severidad de la abolladura). El seguimiento cuidadoso de los cambios y los puntos de referencia actualizados es mas facil. La informacion puede combinarse mas facilmente entre resultados de inspeccion in-line con otras tecnicas de inspeccion y evaluacion. La informacion y los datos pueden ser clasificados y filtrados.

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7. RECOLECCION,REVISION E INTEGRACION DE DATOS Las ventajas de un sistema de manejo de integracion de datos Es mas facil para descubrir e identificar los datos necesarios para la evaluacion de riesgos. La posibilidad de importar documentos , fotografias, videos, planos etc. Integracion de evaluacion de defectos (incluyendo calculos de presion de operacion) . Priorizacion de anomalias basados en calculos MOP. Las anomalias pueden ser priorizados basados en informacion combinada. Los datos de integridad pueden ser compatibles con otros sistemas de manejo de datos. La data integrada puede ser usada en los empleados, contratista educacion publica y entrenamiento API STANDARD 1160

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IMPLEMENTACION DE LA EVALUACION DEL RIESGO La meta final en la evaluacion del riesgo es: Identificar y priorizar los Riesgos. Asignar recursos para la mitigacion. El operador debe considerar lo siguiente en la seleccion de datos para la evaluacion de Riesgos: El completamiento de los datos. La calidad de los datos Las oportunidad de los datos. La importancia de los datos especificos de la tuberia. API STANDARD 1160


8. IMPLEMENTACION DE LA EVALUACION DEL RIESGO La evaluacion de riesgos es un proceso analitico importante en el PMI. 9 Que clase de eventos y condiciones podrian llevar a la perdida de la integridad del sistema de tuberias? 9 Como probablemente ocurren estos eventos o condiciones? 9 Cual es la naturaleza y la severidad de las consecuencias, si estos eventos o condiciones ocurren? 9 Que decisiones de manejo se daran basados en los resultados de la evaluacion del riesgo? 9 Que resultados especificos se requieren desde la evaluacion de riesgo para sustentar en el proceso de toma de decisiones? 9 Que nivel de compromiso y recursos son requeridos para una implementacion exitosa? 9 Que tan rapido, deben ser evaluados los resultados? API STANDARD 1160


8. IMPLEMENTACION DE LA EVALUACION DEL RIESGO 8.2 DEFINICION DE RIESGO DE TUBERIAS Los Riesgos en conjunto de una tuberia es una funcion de la probabilidad de un evento o condicion de conducir a la liberacion ( e.g. daño o corrosion severa) y la consecuencia en el evento de la liberacion ( e.g. crudo que entra en un rio)

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8. IMPLEMENTACION DE LA EVALUACION DEL RIESGO 8.3 ESTIMACION DE LOS RIESGOS USANDO METODOS DE EVALUACION DEL RIESGO Los metodos de evaluacion de Riesgos: 9 Herramientas que definen la relacion entre los peligros que reducen la integridad de un sistema (i.e. corrosion y fuerzas externas) y la consecuencia en el evento de una fuga o liberacion a traves de una variedad de datos y asumpciones acerca de como el sistema esta diseñado,construido, operado y mantenido, como tambien el ambientes y los factores externos que afectan el riesgo. 9 Predicen el valor de variables de salida (i.e. Riesgo) basados en los valores de entrada de varibles evaluadas o medidas (e.g resultados de pigging,condiciones del suelo, espesor de pared, condicion del revestimiento, etc) API STANDARD 1160


8. IMPLEMENTACION DE LA EVALUACION DEL RIESGO 8.3 ESTIMACION DE LOS RIESGOS USANDO METODOS DE EVALUACION DEL RIESGO Los metodos de evaluacion de Riesgos: 9 Es importatnte distinguir entre Proceso de gestion del Riesgo y metodo de evaluacion del Riesgo 9 Evaluacion del Riesgo: Estimacion del Riesgo para proposito de toma de decisiones. 9 Gestion del Riesgo: Es el proceso que incluye la evaluacion del riesgo, actividades de mantenimiento, reintegracion de datos para subsecuentes evaluaciones de riesgo.

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8. IMPLEMENTACION DE LA EVALUACION DEL RIESGO 8.3 ESTIMACION DE LOS RIESGOS USANDO METODOS DE EVALUACION DEL RIESGO Independiente del metodo de evaluacion del Riesgo usado todas las tecnicas tienen los siguientes componenetes basicos: 1. Identifica eventos o condiciones potenciales que amenzazan la integridad de un sistema de tuberia. 2. Determina la probabilidad de una liberacion y la consecuencia de la liberacion. 3. Clasifica los resultados de la evaluacion de riesgos (Ranking) 4. Identifica y evalua las opciones para la mitigacion del riesgo. 5. Integra y mantiene los datos del proyecto . 6. Reevalua el riesgo. API STANDARD 1160


8. IMPLEMENTACION DE LA EVALUACION DEL RIESGO 8.4 CARACTERISTICAS DE UNA BUENA EVALUACION DEL RIESGO Una evaluacion del Riesgo debe ser: 9 Estructurada 9 Recursos adecuados. 9 Basada en la experiencias. 9 Predictiva 9 Usos apropiado de datos 9 Capacidad para proveer e identificar medios de retroalimentacion

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8. IMPLEMENTACION DE LA EVALUACION DEL RIESGO 8.5 PRIMERA ETAPA EN LA EVALUACION DE RIESGOS 9 Escoger personal experto para identificar potenciales eventos o condiciones que pueden llevar a una falla en la tuberia, las consecuencias de esas fallas y la reduccion del riesgo. 9 Representacion de Dptos: Manejo del Riesgo, operaciones, control de corrosion, ingenieria, construccion,mantenimiento, seguridad, medio ambiente, cumplimiento de regulaciones y manejo de derechos de via. 9 La meta principal del grupo es la captura de informacion y construccion de un metodo de evaluacion del Riesgo.

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8. IMPLEMENTACION DE LA EVALUACION DEL RIESGO 8.5 PRIMERA ETAPA EN LA EVALUACION DE RIESGOS 9 Hay un numero de tecnicas empleadas por estos grupos de evaluacion, estos incluyen: 1. Libertad para atacar los asuntos y riesgos potenciales. 2. Revision de segmento por segmento a lo largo de la linea usando mapas de la tuberia. 3. Uso de listas de chequeo o set de preguntas estructuradas para deducir informacion o una lista comprensiva de riesgos potenciales y asuntos de integridad. 4. Uso de matrices de riesgo simples para describir cualitativamente la probabilidad y consecuencia de los diferentes eventos API STANDARD 1160


8. IMPLEMENTACION DE LA EVALUACION DEL RIESGO 8.6 EVALUACION DE RIESGOS 9 Los metodos de evaluacion de riesgos tienen fortalezas y limitaciones. En la seleccion del metodo de evaluacion de riesgo se pueden considerar las siguientes preguntas: 1. El metodo de evaluacion de riesgo abarca las causas de las fallas y riesgos a lo largo del sistema de tuberia? Si no, como pueden los riesgos que no estan incluidos en el metodo de evaluacion de riesgo, ser evaluados e integrados en el futuro? 2. Todo dato sera valorado como en realidad existe a lo largo de la tuberia? Puede la resolucion del analisis ser alterada, dependiendo de la necesidad de la evaluacion?

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8. IMPLEMENTACION DE LA EVALUACION DEL RIESGO 8.6 EVALUACION DE RIESGOS 3. Cual es la estructura logica de las variables que son evaluadas para proveer los resultados cuantitativos de la evaluacion de riesgo? Este se provee de la recoleccion y mantenimiento de la informacion? 4. El metodo de evaluacion de riesgo usa formas numericas y otros factores empiricos para deducir los resultados y medida del riesgo? Estan basados en la experiencia operacional del sistema, del operador o de la industria? 5. Las variables basicas de entrada del metodo de evaluacion de riesgo requiere de datos que sean avalados por el operador? El sistema de datos y los procedimientos de actualizacion proveen el soporte suficiente para aplicar efectivamente el metodo de evaluacion? API STANDARD 1160


8. IMPLEMENTACION DE LA EVALUACION DEL RIESGO 8.6 EVALUACION DE RIESGOS 6. Cual es el procedimiento de actualizacion de datos en la evaluacion de riesgos que reflejen los cambios en las condiciones de la tuberia, experiencias de nuevas operaciones y otros datos nuevos? 7. Como son validados los datos de entrada para asegurar la mayor precision? la actualizacion de la data del sistema de tuberia esta reflejada en la evaluacion del riesgo? 8. El producto de la evaluacion de riesgos da un adecuado soporte para la justificacion tecnica de las decisiones basadas en el riesgo? Esta los resultados y salidas de la evaluacion del riesgo adecuadamente documentados para soportar la justificacion tecnica de la toma de decisiones usando estas salidas?

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8. IMPLEMENTACION DE LA EVALUACION DEL RIESGO 8.7 COMPONENTES DE LA METODOLOGIA DE LA EVALUACION DE RIESGOS 9 Una tecnica de evaluacion de riesgo esta basada en un proceso logico estructurado que recolecta y analiza datos para causas comunes de fallas, como las consecuencias de las fallas a lo largo de la tuberia. 9 La probabilidad esta afectada por diferentes numeros de variables, tambien como variables que reflejan las condiciones de las areas circundantes. 9 La estimacion del riesgo es un proceso de combinacion de la frecuencia y severidad para estimar un valor de riesgo. 9 Los valores de riesgo pueden ser cualitativos, cuantitativos o una combinacion de estos, dependiendo del proceso usado para el analisis de frecuencia y consecuencia y de las metas del programa de Gestion del Riesgo del operador. API STANDARD 1160


8. IMPLEMENTACION DE LA EVALUACION DEL RIESGO 8.7 COMPONENTES DE LA METODOLOGIA DE LA EVALUACION DE RIESGOS 9 La probabilidad es estimada usando una combinacion de variables en categorias tales como: ¾ Corrosion Externa ¾ Corrosion Interna ¾ Danos por terceros ¾ Movimientos de tierra ¾ Diseno y materiales ¾ Operaciones del sistema.

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8. IMPLEMENTACION DE LA EVALUACION DEL RIESGO 8.7 COMPONENTES DE LA METODOLOGIA DE LA EVALUACION DE RIESGOS 9 La consecuencia es estimada usando una combinacion de variables en categorias tales como: ¾ Receptores ambientales ¾ Poblacion ¾ Interrupcion del negocio ¾ Tamano del derrame ¾ Extension del derrame ¾ Peligrosidad del producto

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8. IMPLEMENTACION DE LA EVALUACION DEL RIESGO

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8. IMPLEMENTACION DE LA EVALUACION DEL RIESGO 8.8 IDENTIFICACION Y RECOLECCION DE DATOS REQUERIDOS EN LA EVALUACION DE RIESGOS ¾ Se deben identificar las variables o caracteristicas que potencialemente impacten el riesgo (benefica o adversas) para cada uno de los mecanismos de falla. ¾ Las caracteristicas especificas generalmente son variables del medio (i.e fuerzas externas) o variables de diseno (i.e. propiedades fisicas o practicas para fabricacion de tuberia etc.). ¾ Las variables pueden ser consideradas individualmente basadas en como ellas impactan el factor de riesgo especifico.

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8. IMPLEMENTACION DE LA EVALUACION DEL RIESGO 8.8 IDENTIFICACION Y RECOLECCION DE DATOS REQUERIDOS EN LA EVALUACION DE RIESGOS ¾ El proceso en conjunto de proactividad, evaluando e identificando condiciones que incrementan de riesgo potencial antes de sucederse una liberacion o derrame es el objetivo principal de la Evaluacion de Riesgo.

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8. IMPLEMENTACION DE LA EVALUACION DEL RIESGO 8.9 VALIDACION Y PRIORIZACION DE LOS RIESGOS ¾ El operador puede realizar un control de calidad sobre los resultados para asegurar la metodologia ha producido resultados consistentes con los objetivos de la evaluacion. - Revision de datos y resultados de la evaluacion de riesgos por conocimiento y experiencia individual. - Revision por un equipo funcional, con personal con habilidades y experiencias basadas en el conocimiento de los segementos o sistema de tuberia evaluados. ¾ La validacion del metodo de la evaluacion del riesgo debera ser realizada para asegura que el metodo ha producido resultados que sensibilizen al operador. ¾ El operador puede realizar los ajustes apropiados al metodo, asumpciones o a la informacion. API STANDARD 1160


8. IMPLEMENTACION DE LA EVALUACION DEL RIESGO 8.9 VALIDACION Y PRIORIZACION DE LOS RIESGOS ¾ Una vez validado el proceso y metodo de evaluacion de riesgo, el operador tiene la informacion necesaria para priorizar los riesgos. -El operador ordena los segmentos de tuberia segun el nivel de riesgo de cada uno. - El segmento de mayor nivel de riesgo debera darsele la mayor prioridad para la implementacion de las acciones de mitigacion.

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8. IMPLEMENTACION DE LA EVALUACION DEL RIESGO 8.10 MITIGACION y CONTROL DEL RIESGO ¾ Los metodos de evaluacion de riesgos son herramientas importantes a la hora de tomar decisiones mas efectivas y razonables para controlar los riesgos de los sistema de tuberias. ¾ Los metodos de evaluacion de riesgos ayudan al operador a seleccionar la mejor solucion, comparar los resultados del costo-beneficio de las diferentes propuestas para mitigar el riesgo. ¾ Una vez avalados los resultados de la evaluacion de riesgos, la siguiente etapa es revisar los riesgos mas significativos del sistema, como tambien otras oportunidades mas eficientes para el control de los riesgos y determinar las acciones de mitigacion y prevencion. API STANDARD 1160


8. IMPLEMENTACION DE LA EVALUACION DEL RIESGO 8.10 MITIGACION y CONTROL DEL RIESGO El proceso de evaluacion, control y mitigacion del riesgo puede involucrar las siguientes etapas: 1. Identificacion de opciones de control de riesgo que disminuya la probabilidad de un incidente en un sistema de tuberia o reduzca la consecuencia o ambos (I.e. acciones de mitigacion y prevencion). 2. Una evaluacion sistematica y la comparacion de estas opciones para cuantificar el impacto de reduccion de riesgo del proyecto propuesto. 3.Seleccion e implementacion de la estrategia mas optima par el control del riesgo. API STANDARD 1160


8. IMPLEMENTACION DE LA EVALUACION DEL RIESGO 8.10 MITIGACION y CONTROL DEL RIESGO ¾Despues de identificar y avalar las opciones de control del riesgo, la siguiente etapa es evaluar y comparar la efectividad de las diferentes alternativas. ¾Se debe considerar la magnitud de los beneficios de la reduccion de riesgo esperados como tambien los recursos gastados. ¾Relacion costo-beneficio.

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8. IMPLEMENTACION DE LA EVALUACION DEL RIESGO 8.10 MITIGACION y CONTROL DEL RIESGO Hay muchos factores practicos que se consideran cuando se realizan las actividades de evaluacion y priorizacion, estas pueden incluir: 1. Desaciertos en la reduccion de riesgo y estimacion de costos. 2. Valor tecnologico de una opcion en particular (i.e. empleo de una inspeccion interna de nueva generacion). 3. A largo plazo, valor estrategico de las ventajas de la tuberia de la compania.

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8. IMPLEMENTACION DE LA EVALUACION DEL RIESGO 8.10 MITIGACION y CONTROL DEL RIESGO 4. Recurso humano y restricciones del equipo. 5. Asuntos de logistica e implementacion (e.g. La habilidad del distribuidor para suplir necesidades del equipo o la inhabilidad para acceder a la tuberia en una seccion particular debido al tiempo o concerniente a recursos del medio ambiente). 6. Acuerdos de organizaciones gubernamentales y otras entidades externas.

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8. IMPLEMENTACION DE LA EVALUACION DEL RIESGO 8.11 EVALUACION CONTINUA DEL RIESGO 9 La evaluacion del riesgo no es un evento casual. 9 El operador debe establecer un proceso para repetir la evaluacion de riesgos a una frecuencia definida. 9 La periodicidad asegura que el proceso sea apropiado y riguroso y los resultados sean consecuentes con los objetivos del programa de Gestion de Integridad del operador.

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8. IMPLEMENTACION DE LA EVALUACION DEL RIESGO 8.11 EVALUACION CONTINUA DEL RIESGO Algunos factores que se deben considerar para determinar cuando realizar una re-evaluacion de un segmento o sistema especifico: Numero de reparaciones requeridas durante inspecciones previas, pruebas y actividades de mitigacion. Tipo de defectos encontrados durante inspecciones previas y pruebas. Causas de defectos encontrados durante inspecciones previas y pruebas. Rata de deterioro de la tuberia (cuando se conoce) API STANDARD 1160


8. IMPLEMENTACION DE LA EVALUACION DEL RIESGO 8.11 EVALUACION CONTINUA DEL RIESGO Algunos factores que se deben considerar para determinar cuando realizar una re-evaluacion de un segemento o sistema especifico: Consecuencias potenciales de las fallas mas comunes de la tuberia. Cantidad y calidad de la informacion conocida acerca de la tuberia. El cambio en el servicio o cambio significativo en los parametros de operacion.

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CONTENIDO 1.

INTRODUCCION

2.

ALCANCE

3.

REFERENCIAS

4.


5.


6.


7.


8.


9.

DESARROLLO E IMPLEMENTACION DE LA LINEA BASE DEL PLAN DE EVALUACION INICIAL

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9. DESARROLLO E IMPLEMENTACION DE LA LINEA BASE DEL PLAN DE EVALUACION INICIAL 9.1 LINEA BASE DEL PLAN INICIAL 9El plan de la linea base se desarrolla como resultado: - Busqueda de informacion inicial - Plan de inspeccion inicial - Algunas actividades de mitigacion, incluyendo un cronograma de estas actividades. 9Se debe identificar la tecnica de inspeccion mas apropiada para cada activo o segmento. 9La inspeccion puede ir complementada de una prueba hidrostatica, ILI u otra tecnologia o combinacion de estas. API STANDARD 1160


9. DESARROLLO E IMPLEMENTACION DE LA LINEA BASE DEL PLAN DE EVALUACION INICIAL 9.1 LINEA BASE DEL PLAN INICIAL El operador debera considerar los siguientes factores en el desarrollo del plan de la linea base: 1. Las anomalias de la tuberia adversamente la integridad de esta.

que

pueden

afectar

2. Las diversas tecnicas tipicamente usadas para tuberias enterradas. 3. La metodologia y evaluacion de los datos de inspeccion en linea. 4. Metodologias para reparar tuberias y otras actividades de mitigacion que pueden proprocionar integridad a la tuberia API STANDARD 1160


9. DESARROLLO E IMPLEMENTACION DE LA LINEA BASE DEL PLAN DE EVALUACION INICIAL 9.2 ANOMALIAS Y DEFECTOS DE LAS TUBERIAS 9 El apendice A contempla las diferentes anomalias que pueden ocurrir en una tuberia. 9 La tabla 9-1 contiene una matriz de defectos y la tecnologias de inspeccion apropiadas para detectarlos.

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9. DESARROLLO E IMPLEMENTACION DE LA LINEA BASE DEL PLAN DE EVALUACION INICIAL 9.3 TECNOLOGIA DE PRUEBAS E INSPECCION INTERNA DE TUBERIA 9 Hay dos tecnicas de evaluacion de integridad de tuberias: 1- Inspeccion en linea ( Smart Pigging) NACE Technical Committee Report,In-line Nondestructive Inspection of Pipelines

2- Prueba Hidrostatica. API 1110 Pressure Testing Liquid Pipelines

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9.3.1 HERRAMIENTAS DE INSPECCION INTERNA 9 Herramientas para identificar, anomalias, corrosion, grietas y deformaciones de la tuberia (marranos inteligentes). 9 Diferentes tecnologias de inspeccion existen para las diferentes anomalias y el operador debera seleccionar la apropiada de acuerdo a los anomlaias que espera encontrar. 9 El operador debera conducir el programa de inspeccion, debera evaluar las capacidades de las herramientas de inspeccion, debera desarrollar un plan de validacion de los resultados, debera desarrollar un plan de excavaciones para demostrar que la herramienta es precisa y adecuada. 9 Plan de remocion y reparaciones. API STANDARD 1160


9.3.1.1 HERRAMIENTAS PARA PERDIDA DE METAL ( Herramientas de Corrosion) 9 MFL : Magnetic Flux Leakage - MFL standard

N

S

LEAKAGE

- MFL alta resolucion. 9 ULTRASONIDO

SENSOR

N

S Brushes connect magnet to wall

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9.3.1.1 HERRAMIENTAS PARA PERDIDA DE METAL ( Herramientas de Corrosion)

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9.3.1.1 HERRAMIENTAS PARA PERDIDA DE METAL ( Herramientas de Corrosion)

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9.3.1.2 HERRAMIENTAS PARA DETECCION DE GRIETAS • Ultrasonido : ondas ultrasonicas de corte. • MFL: Flujo magnetico circunferencial (tranversal). • Detectan falta de fusion, grietas,SCC, Corrosion axial. 9.3.1.3 HERRAMIENTAS PARA GEOMETRIA • Deformacion •Dano mecanico •Radios de curvatura •Movimientos de tuberia •Mapeo de tuberia con GIS

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9.4

DETERMINACION DE LA FRECUENCIA DE INTERVALOS DE INSPECCION

9.4.1 INSPECCIONES INICIALES 9 Para decidir cuando realizar una inspeccion inicial, el operador debera considerar los resultados de la evaluacion de riesgo y el tipo de anomalias esperadas. CORROSION EXTERNA El operador debe considerar: •

Edad de la tuberia, espesor de pared, tipo y condicion de revestimiento,status de proteccion catodica,temperatura de operacion, tipo de suelo.

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9.4

DETERMINACION DE LA FRECUENCIA DE INTERVALOS DE INSPECCION CORROSION INTERNA El operador debe considerar: •

Edad de la tuberia

•

Espesor de pared.

•

Naturaleza del producto transportado

•

Presencia de agua, CO2,H2S,SBR o sedimentos.

•

Nivel de flujo enla tuberia.

•

Uso o no uso de inhibidores / biocidas API STANDARD 1160


9.4

DETERMINACION DE LA FRECUENCIA DE INTERVALOS DE INSPECCION ABOLLADURAS Y ARRUGAS El operador debe considerar: •

Edad de la tuberia

•

Diametro y Espesor de pared.

•

Condicones de llenado

•

Revestimiento.

•

Rango y numero de ciclos de presion aplicados a la tuberia

•

Historia de fugas y rupturas previas cuasadas por abolladuras. API STANDARD 1160


GOUGE AND DENT API STANDARD 1160


9.4

DETERMINACION DE LA FRECUENCIA DE INTERVALOS DE INSPECCION DEFECTOS EN CORDONES, GRIETAS LONGITUDINALES CORROSION SELECTIVA DEL CORDON •

Edad de la tuberia

•

Propiedades mecanicas y metalurgicas

•

Tipo de cordon longitudinal

•

Rango y numero de ciclos de presion.

•

Niveles de presion de la pruebas hidrostaticas y tiempos de las pruebas.

•

Tipo de revestimiento.

•

Historia de fugas y rupturas previas causadas por grietas longitudinales, defectos en cordones y/o CSC API STANDARD 1160


9.4

DETERMINACION DE LA FRECUENCIA DE INTERVALOS DE INSPECCION

STRESS CORROSION CRACKING (SCC)

•

Edad de la tuberia

•

Tipo de revestimiento

•

Condiciones y niveles del sistema de proteccion catodica

•

Esfuerzos del suelo

•

Tipo de drenaje

•

Grados de los ciclos de presion

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9.4.2

AJUSTE DE INTERVALOS DE RE-INSPECCION

9.4.2 CORROSION INTERNA / EXTERNA

•

El operador debera estimar la rata de corrosion de las tuberias y basados en estos niveles se deben prgramar la reinspecciones.

Factores que pueden influenciar los intervalos de re-inspeccion:

Productos transportados, desarrollo de pitting aislados, pigging de mantenimiento,uso de inhibidores,calidad de los sistema de revestimiento y de la proteccion catodica,edad de la tuberia y espesor de pared, tamano de la tuberia, movimientos de tierra, perfil hidraulico (presion de operacion), HCAs,Historia de fugas, deteccion de fugas y otros factores pueden cambiar la rata de perdida de metal. API STANDARD 1160


9.4.2


9.4.2 CORROSION INTERNA / EXTERNA

•

El codigo API 570 “Piping Inspection Code” seccion 7.1 “Corrosion Rate Determination” nos ofrece guias para esta area.

•

En este punto los operadores tiene diferentes opiniones tales como: 1.Re-inspeccion de la tuberia. 2. Reducir la MOP de la tuberia. 3. Realizar reparaciones adicionales.

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9.4.2


9.4.2 GRIETAS LONGITUDINALES

Cuando concierne a griteas longitudinales no detectadas: 9 Estos se pueden agranda debido a los ciclos de presion e inducir la fatiga. 9 Los intervalos de re-inspeccion pueden ser evaluados usando metodos o modelos de fracturo-mecanica

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9.4.2


9.4.2 GRIETAS POR CORROSION-TENSION 9 La re-inspeccion debe ser determinada por modelos de fracturo-mecanica y datos de excavaciones. 9 Hay dos tipos de SCC : SCC po alto PH y SCC por PH casi neutral. 9 El tipo de SCC puede afectar manejo de integridad.

el enfoque tomado para el

9 Si no hay nuevos SCC en la tuberia, es posible que la inspeccion pueda ser suspendida o pospuesta. 9 APENDICE A : descripcion completa de SCC. API STANDARD 1160


1

3 Stress Cosrrosion Cracking (SCC) 1.Near Neutral PH SCC 2.High PH SCC 3. Longitud axial SCC 2

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9.4.2


9.4.2 HERRAMIENTAS DE GEOMETRIA 9

Los intervalos de re-inspeccion para herramientas de geometria, tales como: herramientas de mapeo (cartografia) y herramientas tipo caliper (calibradoras), dependen de la evaluacion de probabilidad de actividades adicionales en el area el cual pueden ser ocasionados por danos mecanicos por terceras partes, evento sismicos, asuntos de estabilidad de suelos.

9 La re-inspeccion en linea usando herramientas tipo deformacion, esta basada en los resultados de la evaluacion de riesgos. API STANDARD 1160


9.5

PRUEBAS HIDROSTATICAS

9.5.1 EL VALOR DE LA PRUEBA HIDROSTATICA 9 La prueba hidrostatica ha sido aceptada como metodo para evaluacion de integridad de tuberias. 9 La pruebas hidrostaticas en lineas que esta en servicio son complicadas de realizar debido: 1.Interrupcion del servicio. 2.Aadquisicion de permisos. 3. Peligros. 4. Disposicion del agua contaminada API STANDARD 1160


9.5


9.5.1 EL VALOR DE LA PRUEBA HIDROSTATICA 9 La prueba hidrostatica valida la integridad de la tuberia en el momento de la prueba con respecto a lo establecido por MOP y la densidad de fugas de la tuberia. 9 Dentro de los limites la mayor relacion de pruebas de presion a la presion de operacion son las mas efectivas.

9 La prueba hidrostatica esta avalada como como herramienta para remover los defectos destructivamente los defectos criticos. 9 La prueba hidrostatica sustituye, complementa o se emplea en conjunto con otras tecnicas de inspeccion tales como ILI API STANDARD 1160


9.5


9.5.1 EL VALOR DE LA PRUEBA HIDROSTATICA 9

ASME B31.4: - P no < 1.25 veces MOP y no < 4 horas (Tuberias visualmente inspeccionables durante la prueba.)

- P = 1.1 veces MOP y no < 4 horas adicionales (Tuberias visualemente no inspeccionables durante la prueba)

9 “Spike Test” - 1.39 veces MOP por aprox. 30 minutos. - Detectar defectos tipo lineales asociados con cordones longitudinales.

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9.5


9.5.2 LIMITACION DE LA PRUEBA HIDROSTATICA 9

No todos los defectos son removidos.

9 El aspecto danino de un prubea hidrostatica tiene dos componentes: - Cambios en la Presion (Inversion de la presion) - Defectos dependientes del tiempo.( fatiga,SCC,Corrosion)

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9.5


9.5.3 DETERMINACION DE LA FRECUENCIA DE INTERVALOS DE INSPECCION 9

Cuando la prueba hidrostatica es seleccionada para verificar la integridad de la tuberia: -Las pruebas deben ser conducidas a suficientes intervalos para eliminar o preveer la ausencia de defectos criticos antes de que ellos aumenten la condicion que pueda ocasinar una fuga o falla de la tuberia.

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9.5


9.5.3.1 DECIDIR CUANDO HACER UNA PRUEBA HIDROSTATICA Para decidir, si o no, realizar una prueba hidrostatica el operador debera considerar: Tipos de defectos. Fragmento de tiempo en el cual el defecto puede afectar la integridad de la tuberia. Las limitaciones de las otras tecnicas de inspeccion (ILI) Limitaciones de la misma tuberia para realizar ILI. Margen de seguridad asumida por la prueba, desgasta con el paso del tiempo, debido al cfecimiento de los defectos dependientes del tiempo, se requiere re-prueba. API STANDARD 1160


9.5


9.5.3.2 FRECUENCIA DE LA RE-PRUEBA El operador debera tener encuenta: Relacion presion de prueba y presion de operacion. Rangos de crecimiento de los defectos particulares de la tuberia. Un metodos para estimar el re-prueba es calcular el tamano de los defectos que justificaran los niveles de presion de la Phidrostatica propuesta y el tamano de los defetcos que causaria una fuga o ruptura de la tuberia en el nivel MOP. Ratas de corrosion. La integracion de datos y el metodo de evaluacion de riesgos. API STANDARD 1160


9.6 ESTRATEGIAS DE RESPUESTA A LA ANOMALIAS IDENTIFICADAS POR ILI 9 Debido a la complejidad de los datos de ILI , la empresa de inspeccion generalemente evalua esta informacion y proporciona los resultados finales al operador de la tuberia. 9 La empresa de inspeccion emite un reporte preeliminar (dentro de los treinta dias, para la toma de acciones inmediatas y un reporte final dentro de los 6 meses siguientes. 9 El operador debera: - Revisar y evalual estas interpretaciones. - Desarrollar un estrategia de mitigacion y reparacion. - Asistir el desarrollo de la estrategia de evaluacion de las anomalias identificadas. API STANDARD 1160


9.6 ESTRATEGIAS DE RESPUESTA A LA ANOMALIAS IDENTIFICADAS POR ILI 9 Eventos de acciones inmediatas: Acciones de mitigacion dentro de los 5 dias. 9 Informe preeliminar Perdidas de metal > 80% - Deberan ser temporalmente mitigadas, monitoreadas en sitio, “leak test”, reduccion de presion.Otras anomalias seran excavadas, asistidas y reparadas si es necesario. Si los esfuerzo remanentes de la tuberia predice que la presionde ruptura es menor a la MOP. - Reduccion de presion. - Ajustes de los “Setpoints” de las protecciones del sistema - Otras acciones de mitigacion anomalias seran excavadas, asistidas y reparadas si es necesario. API STANDARD 1160


9.6 ESTRATEGIAS DE RESPUESTA A LA ANOMALIAS IDENTIFICADAS POR ILI Abolladuras (ubicadas entre las 4 y 8 ) con indicios de perdidad de metal. - Reduccion de operacion - Ajustes de los “Setpoints” de las protecciones del sistema - Otras acciones de mitigacion anomalias seran excavadas, asistidas y reparadas si es necesario Anomalias significantes que alimenten otros criterios establecidos por el operador para accion inmediata.

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9.6 ESTRATEGIAS DE RESPUESTA A LA ANOMALIAS IDENTIFICADAS POR ILI Las siguientes areas deben ser evaluadas, reparadas u otra calse de mitigacion sis es necesario dentro de los 6 meses siguientes de la recepcion del informe final: 1. Abolladuras con perdida de metal o que efecten la curvatura del tubo,en un soldadura circunferencial o cordon longitudinal. 2. Abolladuras localizads sobre el tubo entre las 4 y 8 donde la profundidad de la abolladura no excdeda: a. 2% del diametro del tubo para NPS =/>12” b. o.250” para NPS <12” 3. Abolladuras con profundidades > 6% del diametro de la tuberia. 4. Esfuerzos remanentes de la tuberiaque resultan en una presion de operacion < a la corriente establecida MOP. API STANDARD 1160


9.6 ESTRATEGIAS DE RESPUESTA A LA ANOMALIAS IDENTIFICADAS POR ILI Las siguientes areas deben ser evaluadas, reparadas u otra calse de mitigacion sis es necesario dentro de los 6 meses siguientes de la recepcion del informe final: 5. Perdidas de metal > 50% de pared nominal cruce lineas foraneas. 6. Perdidas de metal > 50% en areas con corrosion circunferencial muy extendida (i.e. Tipo de corrosion donde la carga axial pueder ser preocupante odonde la mitigacion de la corrosion continuada para mantener la MOP. 7. Anomalias en soldaduras con perdidad de metal >50% de pared nominal. 8. Indicaciones de posibles grietas en excavaciones 9. Corrosion selectiva de cordon a lo largo de cordones de soldadura detectados. API STANDARD 1160


9.6 ESTRATEGIAS DE RESPUESTA A LA ANOMALIAS IDENTIFICADAS POR ILI Las siguientes areas deben ser evaluadas, reparadas u otra calse de mitigacion sis es necesario dentro de los 6 meses siguientes de la recepcion del informe final: 10. Posibles rayaduras o ranuras > 12.5% de pared nominal. Una vez las perdidas de metal esta direccionadas el operador documentara todas las indicaciones remanentes e integrara esta informacion en el modelo de riesgo. Anomalias en o cerca de “casing”, cerca a tuberous foraneas, areas con sospechas en proteccion catodica, o HCAs debe tener precedencia sobre otras tuberous con indiciaciones similares. ASME B31.4 Secccion 451.6 da limites especificos para la disposicion de ciertos defectos. (49 CFR Part 195.452). API STANDARD 1160


RESUMEN TIEMPOS DE RESPUESTAS A DEFECTOS REPORT2 IN 30 DAYS & REPAIR IN 30 DAYS1

REPORT AND MITIGATE IN 6 MONTHS

DEFECTS >80% wt

- DEFECTS >50% wt with widespread circ extent, or at foreign line crossings -GOUGE/GROOVE >12.5% wt

DEFECT HAS FAILURE PRESSURE < MOP

DEFECT HAS FAILURE PRESSURE < safe operating pressure (as determined by (e.g.) ASME B31G

TOP OF THE LINE (4-8 o’clock) DENTS WITH DEFECTS

- DENTS >6%od - DENTS ON WELDS OR WITH DEFECTS

OTHERS CONSIDERED SERIOUS BY OPERATOR

- IDENTIFIED CRACKS - WELD DEFECTS >50% WT -PREFERENTIAL WELD CORROSION

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9.7 METODOS DE REPARACION Esta seccion y el Apendice B , da un guia para para reparaciones de defectos. Otra fuente para procedimientos de reparaciones es “ Pipeline In-service Repair Manual.” La tabla 9-2 da refrencias para determinar estrategias individuales apropiadas de reparacion para cierto tipo de defectos en una cierta locacion de la tuberia (cordones, cuerpo,soldadura circunferecnial, cordon de la tuberia, codos) Todas la reparaciones deberan hacerse con materiales que alimenten o exceda la MOP de la seccion de tuberia afectada, con las regulaciones aplicables.

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Tabla 9-2 Estrategias de Reparaciones de tuberias con Corrosion Externa e Interna

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Tabla 9-2 Estrategias para reparaciones de fugas,grietas, quemones ,defectos en soldaduras circuenferenciales, rayones.

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CONTENIDO 9.



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10. OPCIONES DE MITIGACION 9 Las acciones de mitigacion estan encaminadas a: Detectar, Prevenir y minimizar las consecuencias de liberacion no intencionadas. 9 Las acciones de mitigacion pueden ser identificadas durante la operacion de la tuberia, durante la evaluacion inicial de riesgos, durante la implementacion de la linea base del plan de inspeccion o durante las pruebas. 1. Prevencion de TPD 2. Control de la corrosion. 3. Deteccion de liberaciones no intencionadas. 4. Minimizacion de la consecuencia de liberaciones no intencionadas. 5.Reduccion de la presion de operacion. API STANDARD 1160


10. OPCIONES DE MITIGACION 10.1 Prevencion de TPD Los TPD son la mayor causa de liberaciones (fugas,derrames). La informacion del DOT indica que un cuaro de todos los reportes fueron incidentes causados por TPD. Acciones de Mitigacion: 1. 2. 3. 4. 5. 6. 7.

Sistema de Localizacion de una llamada. Mejoramiento de Marcacion/Senalizacion de lineas Deteccion optica o electronica Incremento de profundidad de cobertura Mejoramiento en la educacion al publico Mantenimiento de los derechos de via. Mayor frecuencia en las inspecciones de los derechos de via 8. Proteccion mecanica de la tuberia 9. Adicion de espesor de pared de la tuberia API STANDARD 1160


Third Party Damage

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10. OPCIONES DE MITIGACION 10.1.1 Sistemas de una llamada El operador debera asegurar que todas la tuberias esten incluidas en los mapas de su jurisdiccion. El personal desigando esten equipados y entrenados para establecer con exactitud en la respuesta a una llamada de emergencia

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10. OPCIONES DE MITIGACION 10.1.2 Mejoramiento en la Marcacion/Senalizacion de lineas Primera linea de defensa de danos por terceros. Marcadores/Senalizaciones adicionales hacen mas visible a los terceros que trabajan en la vecindad de la tuberias Marcadores/senalizaciones son requeridos en ambos lados de los caminas, autopistas, carreteras y cruces subfluviales. Los marcadores o senalizaciones deberan ser etiqueteados con el operador y un numero telefonico de emergencia 24 horas

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10. OPCIONES DE MITIGACION 10.1.3 Deteccion optica o electronico de instrusion de suelos Cable de fibra optica instalado a unos 12-24 pulgadas encima de la tuberia, para ser monitoreada constatantemenet por instrumentos opticos o metalicos. Dispositivos de observacion integrados a PLCs , sistemas SCADA. Este sistema puede reducir las consecuencias de terceros de 3 maneras: - Prevencion de danos: Alertando al operador de la presencia de terceros antes de que sea danada la tuberia. - Prevencion de liberaciones no intencionadas : El sistema puede reducir la probabilidad de danos no por terceros. - Minimizacion de derrames: La alarma de intrusion y de liberacion de fluido, permite una reaccion mas rapida y reducir potencialemente el volumen del derrame. API STANDARD 1160


10. OPCIONES DE MITIGACION 10.1.4 Incremento en la profundidad de cobertura 9 Aumentar la profundidad de la tuberia (5-6 ft) reduce las intrusiones de terceros. 9 Otras opciones de mitigacion en areas altamente susceptible a TPD, son: - Incluir placas de concreto. - Incremento en la marcacion de la linea. - Cintas electronicas de advertencia. - Cintas de plastico - Mallas para marcacion.

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10. OPCIONES DE MITIGACION 10.1.5 Mejoramiento en la Educacion al Publico 9 Implementar programas de educacion al publico. 9 Disenar curso para el publicos sobre las regulaciones , normas, etc. 9 Estos programas de educacion al publico, respuesta a emergencias, potenciales peligros asociados a las tuberias deben estar enfocados a las personas que participan en las actividades de excavaciones. 9 Estos programs reducen la exposicion de la tuberias a TPD y aumenta la respuesta de emergencia en caso de un incidente.

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10. OPCIONES DE MITIGACION 10.1.6 Mantenimiento de derechos de via Desarrollar guias practicas direccionadas a mantener los siguientes asuntos reducira la consecuencia de TPD: 9 Control de vegetacion en el derecho de via. 9 Retiro de basuras, malezas cerca de las tuberias. 9 Control de impedimentos construidos encima o bajo tierra cerca de la tuberias ( inluyendo pero no limitado a edificaciones, estructuras, pavimentos, piscinas, cercas, etc) 9 Operaciones de equipo pesado sobre la tuberia. 9 Voladuras cerca de las tuberias. 9 Cruces de la tuberia 9 Excavaciones o taladros cerca de la tuberias API STANDARD 1160


10. OPCIONES DE MITIGACION 10.1.8 Proteccion Mecanica de las tuberias 9 Normalmente se debe considerar para sistemas nuevos. 9 Revestimiento con Concreto reforzado. 9 Se deben tener precauciones con los concretos pues en contacto con las tuberias de acero puede causar cambios en el PH e incrementar corrosion en superficie del tubo. 9 Barreras fisicas en concreto pueden ser instaladas cerca de la tuberias

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10. OPCIONES DE MITIGACION 10.1.8 Espesor de pared adicional 9 El espesor adiconal en las tuberias brinda mas resistencia a las tuberias a TPD. 9 Consideracion durante la construccion inicial de la tuberia 9 Brinda proteccion mecanica contra perforaciones , abolladuras. 9 Menor probabilidad de la tuberia a sufrir rotura.

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10. OPCIONES DE MITIGACION 10.1.9 Cintas de senalizacion / Mallas de advertencia 9 Esta alternativa debera ser implementada instalada durante la instalacion de la tuberia en la zanja. 9 Cintas de colores o mallas de plastico aprox. A 1- 2 Ft encima de las tuberias 9 Etiquetearlas con leyendas apropiadas. (nombre del operador, liquido peligroso)

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10. OPCIONES DE MITIGACION

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10. OPCIONES DE MITIGACION 10.2 CONTROL DE CORROSION 10.2.1 Monitoree y mantenga la Proteccion Catodica 9 Sistemas de revestimiento+ PC = Control efectivo de Corrosion externa. 9 PC deber ser instalda, monitoreada y mantenida en cumplimiento con requerimientos de la NACE RP-01-069 9 Monitoreos adicionales: CIS (Close Interval Potential). 9 La evaluacion de riesgos, informacion de ILI resultados de sistema de monitoreo, apertura de huecos para inspecciones e historia de fugas, son factores que pueden indicar la necesidad de CIS. API STANDARD 1160


10. OPCIONES DE MITIGACION 10.2 CONTROL DE CORROSION 10.2.2 Rehabilitacion de revestimientos de tuberias 9 Los revestimientos deberan ser evaluados, monitoreados y mantenidos. 9 El control de corrosion es altamente dependiente sobre la integridad de los sistemas de revestimiento externo. 9 La combinacion de sistema de revestimiento subestandar, la inhabilidad de la proteccion catodica para la efectividad y eficiencia de la mitigacion de la corrosion, historia de fugas o resultados de inspecciones pueden sugerir al operador el reemplazo o rehabilitacion de uns seccion de tuberia API STANDARD 1160


10. OPCIONES DE MITIGACION 10.2 CONTROL DE CORROSION 10.2.3 Limpiezas de mantenimiento de las tuberous 9 Metodo para minimizar la coorosion interna 9 Mejora las caracterisiticas de flujo de la tuberia.

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10. OPCIONES DE MITIGACION 10.3

DETECCION Y MINIMIZACION DE FUGAS O LIBERACIONES NO INTENCIONADAS

9 Reduciendo el tiempo requerido para detectar la fuga. 9 Reduciendo el tiempo requerido para localizar la fuga 9 Reduciendo el volumen que puede liberarse. 9 Reduciendo el tiempo de respuesta a una emergencia.

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10. OPCIONES DE MITIGACION 10.3.2 TIPOS DE SISTEMAS DE DETECCION DE FUGAS O LIBERACIONES 9 Modelos de Flujo Dinamico 9 Trazadores quimicos 9 Cable para deteccion de fugas 9 Deteccion de fugas estatica.( Shut-in) 9 Deteccion de fugas con software por analisis de puntos de presion.

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10. OPCIONES DE MITIGACION 10.3.3 MEJORAMIENTO EN LA RESPUESTA A EMERGENCIAS 9 !Importante! Desarrollar procedimientos de respuesta, estos definen planes de accion que incluyen: - Definicion de la linea organizacional de responsabilidad y notificacion para respuestas a fugas no intencionadas. - Entrenamiento de todo el personal responsable en los eventos de fugas no intencionadas. - Verificacion inmediata de fugas no intencionadas, si es necesario. -Aislamiento y control de fuentes las fugas no intencionadas. - Control de la fuga o liberacion de producto de acuerdo a los procedimientos para impactos ambientales especificos. API STANDARD 1160


10. OPCIONES DE MITIGACION 10.3.4 Linea organizacional de responsabilidades y notificacion de respuesta a liberaciones no intencionadas 9 Todo el personal involucrado con eventos de fugas o liberaciones no intencionadas deben tener claras las definiciones de autoridad y responsabilidad. 9 Ellos deben conocer exactamente a cual personal del operador y agencias externas se le debe notificar la informacion de un evento de liberacion no intencionada.

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10. OPCIONES DE MITIGACION 10.3.5 Entrenamiento de todo el personal responsable para liberaciones no intencionadas 9 Estar entrenados para actuar en respuestas de una variedad de potenciales liberaciones que ocurra dentro de su area de responsabilidad. El entrenamiento debe incluir: - Procedimientos para notificacion al personal de la compania y agencias externas. - Tecnologia, equipos, y procedimientos para minimizar las consecuencias de una fuga o liberacion no deseada. - Recursos adicionales para control y mitigacion de fugas no deseadas. Establecer grupos de entrenamiento operador/agencias externas. API STANDARD 1160


10. OPCIONES DE MITIGACION 10.3.6 Verificacion de la liberaciones o fugas 9 Procedimientos para verificar alarmas de liberaciones o fugas no deseadas y las notificaciones deebn estar bien definidas puestas en practica. 9 Si la verificacion es necesaro esta debera ser completada en el menor tiempo como sea posible. 9 Debera ejecutarse sin ningun titubeo para que el operador pueda tomar medidas de control para fugas activas.

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10. OPCIONES DE MITIGACION 10.3.7 Aislamiento y Control de la fuente del escape 9 La fuente del escape debe ser contralada inmediatamente. 9 La medidas de control dependeran de: Volumen, rata, localizacion y capacidades operacionales. 9 Procedimientos que abarquen todos lo segmentos de la tuberia. Metodos primarios de control de fuentes de escapes: - Reduccion de presion de operacion de la tuberia. - “Shut Down” total y cierre de valvulas en el area de la fuente de escape. - Aislamiento del segmento de tuberia que contiene el escape por el cierre las valvula de bloqueo principales u otros mecanismos. API STANDARD 1160


10. OPCIONES DE MITIGACION 10.3.7 Aislamiento y Control de la fuente del escape 9 El personal con autoridad y responsabilidad debera tener claramente definido la necesidad de reducir la presion y/o parar la produccion. 9 Durante un evento de un escape no deseado los criterios de restriccion o parada del sistema deben ser claros y concisos. 9 Restricciones de flujo deberan ser implementados inmediatamente cuando las situaciones lo garanticen. 9 Se debe tener encuenta las valvulas cheque: unicamente son solo capaces de minimizar un escape no deseado + no sirve de bloqueo total.

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10. OPCIONES DE MITIGACION 10.3.8 Control del producto liberado 9 Grupos de respuesta del operador y de terceras partes deben ser enviados. 9 Los criterios tiempos de respuesta maximos deberan ser desarrollados para todos los segmentos de la tuberia. 9 Los grupos de respuesta deberan estar entrenados y equipados para contener cualquier volumen producto liberado. 9 En orden de evitar disputas o indecisiones entre los diferentes grupos de respuesta se debe tener claros y unificados los criterios de algunos factores en un evento de liberacion de producto, tales como: volumenes de liquidos liberado,potenciales impactos ambientales, potenciales impactos al publico y jurisdicciones de agencias externas. API STANDARD 1160


10. OPCIONES DE MITIGACION 10.3.8 Reduccion de presion de operacion 9 La reduccion de operacion es usada tanto para medidas temporales o medidas permanetes para reducir el riesgo. 9 La reduccion de la presion operacion temporal es una accion de mitigacion inmediata para reducir el riesgo mientras se hace la evaluacion de un defecto, excavacion,repracion y/o remocion del segmento. 9 En algunos casos un operador puede determinar que las consecuencias de una falla son siginficativos para un nivel de seguridad que normalmente esta permitido por ASME B31.4

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CONTENIDO 9.



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11.

REVISION DEL INTEGRIDAD

PLAN

DE

MANEJO

DE

9 Las inspecciones dirigidas bajo un plan de manejo de integridad del operador resultara en informacion que deben ser analizada e integrada con la informacion previamente conseguida. 9 Toda la informacion relacionada con el manejo de integridad debe ser recopilada, actualizada, revisada e integrada en la base de datos del operador. 9 Esta integracion de datos y actualizacion de la evaluacion de riesgos periodica es en si la Revision del Plan de Manejo de Integridad. 9 Esta revision del plan conllevara en un nuevo plan de acciones de mitigacion o modificacion del plan actual y subseccuentes evaluaciones de integridad. API STANDARD 1160

CONTENIDO 9.



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12. MANEJO DE INTEGRIDAD DE TUBERIAS EN ESTACIONES DE BOMBEO Y TERMINALES 9 Conceptualmente el manejo de integridad de tuberias de estaciones y terminales es similar a la tuberia de campo principal . 9 Los elementos base del Cap. 5 aplican para todas las tuberias de estaciones y terminales. 9 Sin embargo, algunos aspectos especificos de recopilacion de datos, evaluacion de riesgos, tecnicas y herramientas de inspeccion y la mitigacion son muy especificos para las tuberias de estaciones y terminales. 9 El hecho de que las facilidades ocupan un sitio geografico limitado la evaluacion de riesgos es mucho mas facil comparado con la evaluacion de riesgos de la tuberia a campo traviesa y dispersada geograficamente. API STANDARD 1160


12. MANEJO DE INTEGRIDAD DE TUBERIAS EN ESTACIONES DE BOMBEO Y TERMINALES

9 Por otro lado la naturaleza compleja de las tuberias de una facilidad que incluye manifolds, numerosas valvulas, juntas bridadas sistemas de proteccion catodicas complejas, piernas muertas, puntos bajos, tuberia de instrumentos hacen el gran cambio en el manejo de integridad comparado con las tuberias de campo traviesa el cual consiste unicamente de tuberia y ocasionalmente valavulas.

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12. MANEJO DE INTEGRIDAD DE TUBERIAS EN ESTACIONES DE BOMBEO Y TERMINALES 12.1 RECOPILACION DE INFORMACION 9 El proceso de evaluacion de riesgos para una tuberia de una facilidadincluye la revision del historico de incidentes de la facilidad o facilidades de similar diseno. 9 La naturaleza y carateristicas de un escape o liberacion de fluido son diferentes y mas variadas. 9 La corrosion es una de las dos causas principales de fugas liberaciones o escapes en la linea de flujo, mientras que en la facilidad acupa en lugar rezagado y las causas mas comunes que potencialmente provocan liberaciones en la facilidad: errores de operacion y fallas en los equipos, fallas en las juntas 9 Danos por terceros es causa de fugas o escapes en la linea de flujo mientras que en la facilidad es poco frecuente. 9 RCFA = Entendimiento probabilidad-Consecuencia.

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12. MANEJO DE INTEGRIDAD DE TUBERIAS EN ESTACIONES DE BOMBEO Y TERMINALES 12.1.2 INFORMACION DE LA FACILIDAD. Informacion de diseno - Tuberias, valvulas, flanges, fittings, conexiones soldadas, bridadas, roscadas, tanques, dispositivos de alivio, sistemas de proteccion, valvulas de control, switches de presion, alarmas de nivel, diques de contencion, tuberias auxiliares, tuberias para instrumentacion, equipos,etc. Informacion de Corrosion - Revestimientos, pintura aerea,mecanismos de corrosion, resultados de monitoreos, aislamiento de tuberias, sistemas de proteccion catodica, resultados de CIS, etc. Informacion de seguridad: - Mallas, sistemas de monitoreo de seguridad, alumbrado,entorno, visibilidad, API STANDARD 1160


12. MANEJO DE INTEGRIDAD DE TUBERIAS EN ESTACIONES DE BOMBEO Y TERMINALES 12.1.2 INFORMACION DE LA FACILIDAD. Informacion del ambiente fisico - Tipo de suelos, Profundidad de aguas subterraneas, receptores de bajo gradiente, lagos, pantanos, arroyos. Pozos de monitoreo de aguas subterraneas - Calidad del agua - Habitat de flora y fauna en la vecindad de la facilidad. - Fuentes de agua potable en las vecindades. - Ubicacion de alcantarillas.

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12. MANEJO DE INTEGRIDAD DE TUBERIAS EN ESTACIONES DE BOMBEO Y TERMINALES 12.1.2 INFORMACION DE LA FACILIDAD. Informacion de ambientes afectados cerca de la facilidad - Poblacion cercana en gradientes bajos o en la direccion del viento. - Edificaciones publicos - Carreteras y autopistas publicas. - Rutas de evacuacion - Canales navegables comercialemente. - Ubicaciones de pozos de aguas subterraneas. - Calidad del agua. API STANDARD 1160


12. MANEJO DE INTEGRIDAD DE TUBERIAS EN ESTACIONES DE BOMBEO Y TERMINALES 12.1.2 INFORMACION DE LA FACILIDAD. Informacion de caracteristicas de operacion - Caracteristicas y tipos de productos - Presiones normales de operacion - Procedimientos de operacion - Frecuencia de inspecciones visuales de la facilidad. - Entranmiento de operadores. - Historia de casi accidentes y errores de operacion. - Registros de mantenimiento preventivo - Reporte de inspeccion de tuberias - Reportes de fallas en equipos. API STANDARD 1160


12. MANEJO DE INTEGRIDAD DE TUBERIAS EN ESTACIONES DE BOMBEO Y TERMINALES 12.1.2 INFORMACION DE LA FACILIDAD Informacion de Capacidades para Emergencias -

Capacidades de contraincendio en la facilidad, incluyendo equipo y entrenamiento. Departamentos de fuego local, capacidades y localizacion.

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12. MANEJO DE INTEGRIDAD DE TUBERIAS EN ESTACIONES DE BOMBEO Y TERMINALES 12.3 OPCIONES DE MITIGACION 9 Sistemas de recoleccion de liquidos, tales como recoleccion de productos de fugas por una valvula o una conexion de un instrumento que los dirija a un sumidero o a un dispositivo de recoleccion. 9 Inspeccion visual periodica para encontrar posibles fugas 9 Sistemas o instrumentos de deteccion de presencia de productos que se han escapado de la tuberia.

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12. MANEJO DE INTEGRIDAD DE TUBERIAS EN ESTACIONES DE BOMBEO Y TERMINALES 12.3.1 INSPECCIONES 9 API 570 documento guia del operador para estrategias de inspeccion. 9 Inspecciones visuales periodicas deben ser programadas para la facilidad y debe incluir: - Fugas obvias o indicaciones de fugas alrededor de valvulas, flanges o manchas en el suelo o grava. - Inspeccion de instrumentos, posibles fugas en de conexiones de tubings o corrosion en tuberias principales o auxiliares. - Evidencia de excesiva vibracion de tuberias principales o auxiliares que pueda resultar en fallas por fatiga. - Niveles de sumideros para productos. - Conexiones sueltas de accesorios roscados o flanchados. API STANDARD 1160


12. MANEJO DE INTEGRIDAD DE TUBERIAS EN ESTACIONES DE BOMBEO Y TERMINALES 12.3.1 INSPECCIONES Inspecciones Visuales: - Separadores de aceite/agua - Visos de producto en estanques de retencion. - Condicones de la malla de seguridad,signos de vandalismo o accesos no autorizados. - Corrosion de interfases suel-aire. 9 Tecnicas de E.N.D. deben ser programadas periodicamente ( Rx,UT, LP,PM).

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12. MANEJO DE INTEGRIDAD DE TUBERIAS EN ESTACIONES DE BOMBEO Y TERMINALES 12.3.2 RUTINAS DE MANTENIMIENTO DE DISPOSITIVOS DE PROTECCION 9 Realizar periodicamentes inspecciones,calibraciones y pruebas de los dispositivos de proteccion de la facilidad - Valvulas de control - Switches de presion. - Medidores de nivel de producto. - alarmas. - Switches.

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12. MANEJO DE INTEGRIDAD DE TUBERIAS EN ESTACIONES DE BOMBEO Y TERMINALES 12.3.3 CONTROL DE CORROSION 9 9 9 9

Sistemas PC mantenidos. CIS para evaluar la efectividad de la PC. Evaluacion de los sistemas de revestimientos. Evaluacion de los tratamientos de inhibidores y biocidas para el control de Corrosion interna. 9 Identificacion de piernas muertas y evaluacion de potencial corrosion interna.

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12. MANEJO DE INTEGRIDAD DE TUBERIAS EN ESTACIONES DE BOMBEO Y TERMINALES 12.3.4 TANQUES 9 API 653 “Tank Inspection, Repair, Alteration and Reconstruction”

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12. MANEJO DE INTEGRIDAD DE TUBERIAS EN ESTACIONES DE BOMBEO Y TERMINALES 12.3.5 DETECCION DE FUGAS 9 Acciones de mitigacion para detectar escapes o liberaciones de producto y reducir sus consecuencias: - Instalacion de sensores de hidrocarbonos - Instalaciones de sensores de gas / vapores. - Pruebas de integridad (leak test, pruebas en paradas, pruebas hidrostaticas, pruebas neumaticas, trazadores quimicos).

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12. MANEJO DE INTEGRIDAD DE TUBERIAS EN ESTACIONES DE BOMBEO Y TERMINALES 12.3.6 CAPACIDAD DE RESPUESTA A EMERGENCIAS 9 Acciones de mitigacion para mejorar las respuestas a emergencias y para reducir las consecuencias de un escape potencial de producto : - Equipos de contencion de derrames en sitio. - Sitios predterminados para contecnion y recuperacion de producto. - Participacion en conjunto de los grupos de respuesta. - Entrenamiento en respuesta a emergencias incluyendo la participacion de ejercicios periodicos de emergencias. API STANDARD 1160


12. MANEJO DE INTEGRIDAD DE TUBERIAS EN ESTACIONES DE BOMBEO Y TERMINALES 12.3.7 CONSIDERACIONES DE DISENO DE LA FACILIDAD 9 Instalaciones nuevas, reformas, reconfiguraciones, mejorar caracteristicas de diseno tales como: - Accesibilidad de la tuberia para inspeccion. - Evitar flanges o conexiones roscadas enterradas. - Evitar secciones de bajo flujo o piernas muertas. - Minimizar el numero de “small taps” los cuales estan sujetos a danos. - Instalar medidores remotos en los tanques. - etc. API STANDARD 1160

CONTENIDO 9.



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13.

PROGRAMA DE EVALUACION

9 Esta seccion proporciona un sistema de evaluacion con una metodologia que puede ser usada para medir la efectividad del programa de manejo de integridad. 9 La meta del operador es que no haya efectos adversos en los empleados, el medio ambiente, el publico o sus clientes. 9 Las evaluaciones del programa debe ser periodicas. - Ud hizo lo que Ud dijo que iba a hacer? - Lo que Ud propuso fue efectivo para direccionar los asuntos de integridad en su sistema de tuberias?

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13.


13.1 Medidas de Cumplimiento 9 Recopilar la informacion de los cumplimientos y evaluar periodicamente la efectividad del metodo de evaluacion de riesgos y las actividades de mitigacion y control del riesgo, incluyendo las reparaciones. 9 El operador debera evaluar la efectividad de los sistemas de manejo y los procesos de decisiones . 9 Sistemas de Auditorias para evaluar la efectividad del programa de integridad. 9 Cada operador debera tener como minimo 10 indicadores de cumplimiento. API STANDARD 1160


13. PROGRAMA DE EVALUACION 13.1 Medidas de Cumplimiento De los 10 indicadores de cumplimiento las siguientes deberan ser incluidas: 1. Un indicador de cumplimiento y una meta para reducir el total de volumen de liberaciones o escapes no deseado, con una ultima meta de “cero”. 2. Un indicador de cumplimiento y una meta para reducir el numero total de escapes no deseados (basado sobre la base de un umbral de 5 gal) con una ultima meta de “cero”. 3. Un indicador de cumplimiento y una meta que documente el % de actividades de manejo de integridad completadas durante un ano calendario. 4. Un indicador de cumplimiento y una meta para el seguimiento y evaluacion de la efectividad de las actividades de ayuda a la comunidad. 5. Una descripcion del sistema de integridad de la tuberia, incluyendo un resumen de las mejoras de cumplimientos tanto cualitativamente como cuantitativamente, para el progama dde manejo de integridad del operador, preparadoAPI periodicamente. STANDARD 1160


13. PROGRAMA DE EVALUACION 13.1 Medidas de Cumplimiento De los 10 indicadores de cumplimiento los cinco(5) remanetes podran incluir al menos los siguientes tipos: 1. Un indicador de cumplimiento basado en auditorias internas del sistema de tuberia del operador por 49 CFR part 195. 2. Un indicador de cumplimiento basado en auditorias externas del sistema de tuberia del operador por 49 CFR part 195 3. Un indicador de cumplimiento basado en eventos operacionales (e.g. ocurrencias de alivios, cierres de valvulas caidas de SCADA,etc) que tengan potencial adversidad y afecte la integridad de la tuberia. 4. Un indicador de cumplimiento para demostrar que el programa de manejo de integridad para estaciones y terminales reducen el riesgo en el tiempo con un enfoque en items de alto riesgo

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13.


13.2 Metodologia para las medidas de cumplimiento 1. Medicion del proceso seleccionado 2. Medicion del deterioro 3. Medicion de fallas. 9 Tabla 13-1 Ejemplo

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13.


13.3 Comparaciones internas usando las mediciones de cumplimiento 9 Evaluar el cumplimiento actual con el anterior y trazarse metas especificas. 9 Las comparaciones internas con el tiempo son apropiadas para analizar tendencias

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13.


13.3 Comparaciones internas usando las mediciones de cumplimiento 9 Evaluar el cumplimiento actual con el anterior y trazarse metas especificas. 9 Las comparaciones internas con el tiempo son apropiadas para analizar tendencias 13.4 Comparaciones externas usando las mediciones de cumplimiento 9 Son mas dificiles de obtener,en particular en las mediciones de control preentivo y de mitigacion. 9 Comparacion frente a base de datos externos (49 CFR 195, API

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13. PROGRAMA DE EVALUACION 13.5 AUDITORIAS 9 El Programa de auditorias son un importante elemento para evaluar la efectividad del programa e identificar areas de mejoramiento. 9 Auditorias Internas o Externas. - Las actividades que se estan llevando a cabo estan alineadas con el programa documentado del operador? - Es alguien responsable para cada tema o area? - Las personas que hacen el trabajo estan entrenadas en el tema o area? - Esta el personal calificado cuando lo require la regulacion o el codigo? - Las actividades que se realizan usan un apropiado esquema de trabajo para el manejo de integridad y esta alineado con el API 1160? - Estan documentadas todas las actividades realizadas por el operador.

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13.


13.5 AUDITORIAS - Se hace seguimiento a a las acciones? - Existe una evaluacion formal para el desarrollo de los criterios de riesgo usados por el operador? - Estan establecidos los criterios para reparacion,re-rateo, reemplazo y re-ruteo de tuberias danadas?

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CONTENIDO 9.



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14.

MANEJO DEL CAMBIO EN EL PROGRAMA DE INTEGRIDAD 9 Una vez establecido el programa de integridad es critico para el operador el continuo monitoreo y programa de mejoramiento. 9 Cambios en la tuberia hechos por la compania operadora y cambios que afecten la tuberia hechos por otros, puden afectar el prgrama de integridad y las medidas de control empleadas. 9 Para asegurar la continuidad del programa de integridad el operador debera: 1. Reconocer la cambios antes o poco despues de que ocurren. 2. Asegurar que estos cambios no incrementan innecesariamente el riesgo. 3. Actualizacion del programa de integrida de la porcion de tuberia afectada.

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14. 1 RECONOCIMIENTO DE LOS CAMBIOS QUE AFECTAN EL PROGRAMA DE INTEGRIDAD 9 Adicion, eliminacion o modificacion de la tuberia o equipo. 9 Cambio del fluido transportado y/o las condicones de operacion. 9 Cambios en la ratas de flujo y/o presion de operacion. 9 Reutilizacion de equipos que ha estado fuera de servicio por un largo tiempo y/o sistemas que nunca se le ha realizado mantenimiento. 9 Cambios en los procedimientos existentes o adicion de nuevos procedimientos. 9 Cambios a lo largo del derecho de via, como por ej: cambios en el uso del suelo. 9 Cambios de regulaciones. El operador es el responsable de reconocer estos cambios y asegurar que estos cambios esten apropiadamente revisados. API STANDARD 1160


14. 2 ACTUALIZACION DEL PROGRAMA DE INTEGRIDAD Como una parte del manejo del cambio, el operador debera evaluar asuntos del programa de integridad, tale como: 9 Las zonas afectadas debe ser alteradas? 9La informacion debera ser adicionada, eliminada o modificada? 9Estos cambios afectan la informacion de entrada o deberan hacersen suposiciones durante la evaluacion de riesgos? 9Estos cambios afectan los planes de inspeccion, prevenciontrol y mitigacion? 9 Deberan estos cambios conducir una revision del plan de manejo de integridad? 9Estos cambio impactan el programa de integridad de la tuberia de las estaciones, terminales o facilidades de entrega? 9Estos cambios afectan algun indicador de cumplimiento o criterio auditable?. API STANDARD 1160


APENDICE B ESTRATEGIAS DE REPARACION 9Pipeline In-service Repair Manual. 9ASME B31.4 Seccion 451.6 Pipelin Repairs 949 CFR Part 195 Rules for Repair. REEMPLAZO DE TUBERIAS 9Anomalias severas 9Cuando no se pueden instalar camisas de refuerzo. 9Cuando no se pueden instalar compuestos. 9La seccion cambiada debe cumplir con el diseno o al menos igual a la tuberia a ser reemplazada.

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APENDICE B

ESTRATEGIAS DE REPARACION

RELLENO Y REVESTIMIENTO 9Cuando una anomalia externa ha sido evaluada y se determina que no se requiere reparar, la anomalia debe ser revestida nuevamente. 9Garantizar que quede bien protegida y bajo proteccion catodica nuevamente.

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Type A

Type B

PIPE SLEEVES 9 Es le metodo mas usualmente empleado para reparacion de defectos de tuberias. 9 Type A Sleeves : consiste de dos (2) mitades de un cilindro de tuberia o dos platinas curvadas alrededor de la tuberia y soldadas con soldadura a tope “full” penetracion o con soldadura de filete simple y sus extremos no son soldados.No contienen presion 9Type B Sleeves : consiste de dos (2) mitades de un cilindro de tuberia o dos platinas curvadas alrededor de la tuberia y soldadas con soldadura a tope “full” penetracion y sus extremos son soldados con soldadura de filete, se caracterizan porque estas contiene presion. API STANDARD 1160


APENDICE B ESTRATEGIAS DE REPARACION

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Pipe

Circular Patch

Fillet Weld

Los parches no son recomendados por API 1160

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APENDICE B ESTRATEGIAS DE REPARACION ABRAZADERA DE REFUERZO (Bolt-on Clamp) •Puede ser usado en lineas de baja y alta presion. •Se caracterizan por ser gruesas y pesadas. •Hay dos tipos: -De sello elastomerico unicamente. - De Sello soldado

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APENDICE B ESTRATEGIAS DE REPARACION MANGAS DE REFUERZO NO-METALICAS • Son usadas como refuerzo y alternativas de reparacion para defectos a un no presentan fuga. • No requieren procesos de soldadura. • El costo global de la tecnica es + economico que el de las Sleeves tipo A. •Las reparacione no pueden vistas por ILI a menos que se le coloquen marcadores tales como bandas de acero.

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APENDICE B ESTRATEGIAS DE REPARACION MANGAS DE REFUERZO NO-METALICAS

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APENDICE B ESTRATEGIAS DE REPARACION OTROS TIPOS DE REPARACIONES Deposito de Soldadura • Requiere procedimientos especiales. • Riesgos de penetracion por efecto de quemon •Pueden dificultar el QA

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APENDICE B ESTRATEGIAS DE REPARACION OTROS TIPOS DE REPARACIONES Hot Tapping •Algunos defectos con o sin fugas se remueven con tecnica “Hot Tapping” en lineas en servicio.

STOPPLE FITTING BYPASS

•Requiere procedimientos especiales. •API 2201

SANDWI CH VALVE

PURG E TEE

BYPASS TEE

CUT

DEFECTIVE PIPE SECTION

STOPPLE TEE

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APENDICE B ESTRATEGIAS DE REPARACION OTROS TIPOS DE REPARACIONES Esmerilado •Algunos defectos superficiales pueden ser reparados por medio de pulido o esmerilado como por ej: desgarres de metal, rayones, entallas, ranuras suaves. Area to be removed

Hardened layer

Pipe

Cracking

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PREGUNTAS ?

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MUCHAS GRACIAS POR SU ATENCION !!!!

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Presentación API 1160

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