“Administración de Integridad de Ductos”

OSINERGMIN

31 de Marzo de 2011

I.Q.M. Víctor Milton Martinez Toriz

Introducción

El transporte de Petróleo y Gas es el más segurorespecto de otros tipos de transporte.

Relative Occurrence of Transportation Accidents Per Ton-Mile of Oil Transported, 1992-97

Event Pipelinea Rail Tanker (Ship) Barge TruckFatality 1.0 2.7 4.0 10.2 87.3Injury 1.0 2.6 0.7 0.9 2.3Fire/Explosion 1.0 8.6 1.2 4.0 34.7a The rates of occurrence are based on a value of 1.0 for pipeline. Values of less than 1.0 indicate a better safety record.Source: Association of Oil Pipelines.

¿Cuál es la preocupación?

La infraestructura de Transporte de Hidrocarburos por ductos essusceptible a daños e interrupción de su operación continua porcausas diversas relacionadas con las características de lainfraestructura y de los productos que maneja.

• Recientemente se ha registrado un incremento en• Kilometraje de ductos• Volumen de productos transportados por ductos• El crecimiento de población aledaña a los ductos es inevitable

• En caso de accidentes, hay afectaciones por• Pueden causas pérdidas humanas• Pérdidas económicas significativas• Deterioro de confianza del público en general• Credibilidad de la Industria

26 June 2006

4

AccidentesAntes Después

Integridad de Ductos

Plan de Administración de Integridad de Ductos

Es un sistema de gestión que al implementarse asegure que la integridad de los ductos sea mantenida para un servicio continuo seguro, confiable y ambientalmente responsable.

Objetivo de la Administración de Integridad

El ObjetivoDesarrollar e Implementar un sistema de administración de integridad de ductos que garantice que los mismos son apropiados para un servicio continuo seguro, confiable, y ambientalmente responsable.

• Involucrar y Comunicarse con las partes que puedan resultar afectadas

• Incrementar la confianza de las partes que puedan resultar afectadas

• Utilizar el conocimiento para una aplicación más amplia y para la mejora continua

• Promover el cambio cultural de “inspeccionar y reparar” a “inspeccionar, prevenir, detectar y mitigar”.

Incidentes en base a la Identificación de Causas

1. Corrosión Interna2. Corrosión Externa3. Agrietamiento por Corrosión bajo

Esfuerzo 4. Falla por Fatiga5. Defectos Relacionados con la

Manufactura1. Costura de Tubo Defectuosa2. Tubo defectuoso3. Arrugamiento por curvado o esfuerzo

6. Relacionados con la Soldadura /Fabricación

1. Soldadura circunferencial defectuosa2. Soldadura de fabricación defectuosa

7. Tubería y Equipo Miscelaneo1. Falla de sellos O-ring2. Cuerdas rayadas / Tubo roto / Falla de

acoplamientos3. Malfuncionamiento de equipo de

control / alivio4. Falla de sellos y empaques de bombas5. Miscelaneos

8. Daños por Terceros & Fuerzas Externas1. Daños inflingidos por terceras

partes (fallas instantaneas / inmediatas)

2. Tubo previamante dañado (Modo retardado de falla)

3. Vandalismo9. Operaciones Incorrectas

1. Procedimiento de operación incorrecto de la compañía

10. Fuerzas Naturales1. Clima frío2. Rayos3. Lluvias intensas o inundaciones4. Sismos

Proceso de desarrollo de un Plan de Administración de Integridad de Ductos

El documento PAID se basa en• La experiencia de la Industria en fallas de ductos• El desarrollo de tecnologías para la inspección, detección,

prevención y mitigación• Normatividad específicamente desarrollada para la

Administración de Integridad de Ductos– ASME 31.8S (gases)– API 1160 (líquidos peligrosos)

• Normatividad Regulatoria Internacional tal como– Regulación Federal de EU 49 CFR Parte 192 y 195

Titulo 49 CFR 192Subparte ‘O’ Regla Gas

Titulo 49 CFR 195.452Regla para Líquidos Peligrosos

ASME B31.8S API 1160

ILI1. NACE Standard RP 0102-20022. API 11633. ASNT ILI-PQ-2005

DA1. NACE RP0502-2002 - ECDA 2. NACE RP0204-2004 - SCCDA3. NACE TC 293 ICDA (Gas seco)

Prueba de Presión1. API RP 1110

API RP 1162, API RP 1109 & API RP 1103

1. ASME B31G2. API Pub 1156

API 1161 ASME B31Q

REGULACION

NORMAS ADMINISTRACION DE INTEGRIDAD

NORMAS DE EVALUACION DE INTEGRIDAD

NORMAS DE VALORACION

Normas de Prevención & Mitigación

Normas de Calif. de Operadores

B 31.4 Pipeline Transportation Systems for Liquid Hydrocarbons and Other Liquids Este código establece los requisitos de diseño, materiales, construcción, ensamble, inspección y pruebas de ductos que transportan líquidos; también se incluyen aquellos aspectos de operación y mantenimiento de sistemas de ductos relacionados con la seguridad y protección del público en general, personal de la compañía operadora, y ambientales.

B 31.8 Gas Transmission and Distribution Piping SystemsEste código cubre aspectos del diseño, fabricación, instalación, inspección, pruebas y seguridad de la operación ymantenimiento de sistemas de transmisión y distribución de gas.

B 31.8S Managing System Integrity of Gas Pipelines Esta norma aplica a sistemas de ductos terrestres construidos con materiales ferrosos y que transportan gas. Especialmente diseñada para proporcionar al operador la información necesaria para desarrollar e implementar un programa de gestión de integridad efectivo.

Std 1160 Managing System Integrity for Hazardous Liquid Pipelines (ANSI/API Std 1160)Esta norma establece un proceso mediante el cual un operador de sistemas de ductos pueda usarlo, para evaluar el riesgo y toma de decisiones acerca de los riesgos de operación de ductos que transportan hidrocarburos líquidos para reducir tanto el número de incidentes como los efectos adversos de errores e incidentes. La sección 5 describe el marco de gestión de la integridad que forma la base de la norma.

B 31G Manual: Determining Remaining Strength of Corroded Pipelines:Supplement To B 31 Code-Pressure Piping. Este manual incluye todos los ductos que se encuentran en el alcance de los códigos ASME B31.4 ASME B31.8, and ASME B31.11. Este manual pretende únicamente proporcionar una guía para el diseñador/ propietario u operador. Los criterios de aceptación por reducción de espesores son establecidos por el operador o propietario.

Códigos y Estándares aplicables

RP 1123 Development of Public Awareness Programs by Hazardous Liquid Pipeline OperatorsProvides guidelines that will help operators of hazardous liquid pipelines to develop and enhance theirpublic awareness programs. These guidelines will also help to establish consistency among the publicawareness programs throughout the industry.RP 1102 Steel Pipelines Crossing Railroads and HighwaysGives primary emphasis to provisions for public safety. Covers the design, installation, inspection, andtesting required to ensure safe crossings of steel pipelines under railroads and highways.RP 1109 Marking Liquid Petroleum Pipeline FacilitiesAddresses the permanent marking of liquid petroleum pipeline transportation facilities. Thedesign, message, installation, placement, inspection, and maintenance of markers and signson pipeline facilities located onshore and at inland waterway crossings. Markers and signsindicate the presence of a pipeline facility and warn of the potential hazards associated withits presence and operation.RP 1110 Pressure Testing of Liquid Petroleum PipelinesCovers the hydrostatic testing of new and existing liquid petroleum pipelines. Itrecommends minimum procedures to be followed, suggests equipment to be used, andpoints out factors to be considered during the hydrostatic testing of pipelines.Publ. 1156 Effects of Smooth and Rock Dents on Liquid Petroleum Pipelines (Phase I & II)This report presents the findings of a project sponsored by the API to determine the effects of smooth dents and rock dents on the integrity of liquid petroleum pipelines to avoid unnecessary repair or replacement of pipelines affected by dents if they do not constitute a threat to pipeline serviceability. The addendum to the report presents a description of work which was done after the completion of Phase I. Additional work has been done to address issues confronted but not resolved in the first phase of the work, and to address new issues raised by the first-phase work.

Códigos y Estándares aplicables

Otros documentos relacionados

Evaluación de corrosión- B31.8Pruebas Hidrostáticas(Pressure or Strength) - B31.6Inspección Interior de ductos- API 1163. Direct Assessment-T10B8. Stress Corrosion Cracking Assessment-The current designation is T1 OE7. Corrosion Control Monitoring Techniques-NACE 3T199.

Tipo de Citerios Factores Diseño, Material, y Datos de Construcción Diámetro del Ducto Esfuerzos, volume derrames

potenciales Calidad de soldadura e Inspección Fallas en soldadura Tipo de Protección catódica Corrosión externa Datos del Derecho de vía Ancho del derecho de vía TPD Profundidad de zanja TPD Cruce de carreteras y vias del tren – cased, uncased Corrosión externa, TPD Relación con comunidades Educación pública, TPD Operación, Mantenimiento, Inspección y Reparaciones In-line inspection (ILI) results Condición del ducto, extern

corrosion, TPD Plan de respuesta a emergencias, y capacitación Tiempo de respuesta, minim

emisiones Plan de gestión de derrames Control de derrames Condición e inspección de revestimiento Corrosión externa Inspección de protección catódica Corrosión externa Records for Determining Portions of Pipeline that May Affect Sensitive Areas Proximidad al agua potable: dentro 500 ft, 2500 ft, 1 mile, 5-10 miles Consequence, HCA Datos de riesgo e incidentes Historico de incidents, fugas, y pérdidas - Ubicacion - Causas de Falla y Causas Raíz - Consecuencias - Acciones de remediación

- Histórico de reparaciones - Encroachment history

Modo de falla, prevención y controlde emisiones

Programa de muestreo de aire, agua y suelos Consequence, corrosion Potential for human safety Consequence, HCA Potential for releases in canyons Consequence Potential for environmental impact (air, soil and water) Consequence, HCA

i l f fi C C

Elementos de la Administración de IntegridadIdentificar el

impacto Potencial del ducto a las

ZACsSec 2.1 & 2.2

Obtención inicial de datos, Revisión, e

Integración Sec 2.3

Evaluación inicial de Riesgo Relativo

Sec 2.4

Plan de Evaluación Inicial & Evaluación

Sec 2.5

Reparación Corrección y/o

Mitigación Sec 2.6

Revisar el Plan de Inspección y

Mitigacion Valorar el Programa& Medir Desempeño

Sec 3.1

Actualizar la Información

Valoración Periódica de

Riesgos y Re-evaluación de

IntegridadSec 2.7

Definir y establecer

criterios para ZACs

Sec 2.2

Administraciónde Cambios

Sec 3.3

Plan de Comunicación

Sec 3.2

Mantenimientode Registros

Sec 3.5

Calificación deOperadores

Sec 3.7

Administración de Calidad

Sec 3.4

OrganizaciónSec 3.6

Modelo de Evaluación de Riesgos

Valor por Daños de Terceros

Valor por Operaciones Incorrectas

Valor por Diseño

Valor por Corrosión

Integración de Datos,

Registros , y Entrevistas del

Operador

Suma de Variables

Factor de Impacto de

Fugas

Factor de Dispersión

Producto Peligroso

Valor relativo al Riesgo

Plan de Administración de Integridad de Ductos

Análisis de Riesgos

Identificar Amenazas

Estimar la Probabilidadde Falla

Estimar la Consecuencia de la Falla

Estimar el Riesgo Total de Operación

Identificar Segmentos objetivo

Repe

tir p

ara

toda

s la

s Am

enaz

as

Threat Conditions that Promote the Threat

Actions that Prevent the Threat

Attributes that Promote the Condition

Attibutes that impact Preventive Action

Measurement of Attributes that Promote Threat

Measurement of Attributes for Preventive Action

External Corrosion (Buried

Pipeline)

External Coating

Condition

Fitness

Cathodic Protection

CP - Adequacy

CP - Interference Potential

CP - Monitoring

CP - Effectiveness

Soil Environment

Soil Type - Environment for Physical Coating Damage

Soil Corrosivity - Electrolytic Environment

1. High moisture content, 2. High electrical conductivity, 3. High acidity, and 4. High dissolved salts

1. Clay2. Loam3. Sand4. Rock

AC - Interference

DC - Interference

Shielding Interference

Test Lead - Potential Reading Survey

1. Anode Maintenance.2. Soil Resistivity3. Rectifier Maintenance4. Frequency of Survey

1. CIS 2. AC Current Attenuation3. DCVG/ACVG4. Pearson Survey

Suitability for Electrolytic Environment - Design Stage

Suitability to Avoid Physical Coating Damage - Design Stage

1. Quality (Construction)2. application (Construction)3. Inspection (Construction & Service)4. Correction of Defects (Construction & Service)

Unmitigated DC PresenceMitigated DC Presence

Pipe CasingConcrete CoatingBuried StructureSoil/Rock Type

Load Balancing Between PhaseParallel PathProximity of Power LinePower Line Voltage (High is Bad)Coating Condition (Good id Bad)Soil Resistivity (High is Bad)

Plan de Evaluación InicialDecisiones Claves

En general el plan de evaluación inicial deberá proporcionar la siguiente información:

La identificación de las amenazas potenciales para cada segmento en ZAC.La identificación del método de evaluación seleccionado para cada segmento en ZAC.Un programa priorizado para realizar la evaluación de integridad de todos los segmentos en ZAC, incluyendo la identificación de los factores de riesgos considerados para establecer este programa.Plan de Evaluación Directa (Cuando sea aplicable)Un procedimiento para minimizar los riegos ambientales y de seguridad al momento de implementar la evaluación inicial

Las amenazas potenciales identificadas en el plan de evaluación inicial deberán ser justificadas con base en la valoración de la amenaza (probabilidad de Falla) y evaluación de riego.

Plan de Evaluación InicialContenido

Identificar SegmentosQue pueden afectar

ZAC

Realizar Eval. de Riesgo y Priorizar Segmentos para Eva. de Integridad

Identificar Amenazas de Preocupaciónpara cada Segmento en ZAC

Identificar Método de Evaluaciónbasado en Amenazas de Preocupación

Documentar una EvaluaciónPrograma

1

2

3

4

5

Plan de Evaluación

Priorizar Segmentos objetivo

Identificación de Amenazas

Selección de Herramienta de Evaluación

Inicio de Evaluación & Fecha de Terminación

Resultados de la Evaluación de Riesgos

Administración de Integridad de Ductos

Evaluación de Riesgos Métodos de Evaluación de Integridad

Recolección de todos los Datos de Amenazas

Análisis de Probabilidad de

Falla

Análisis de Consecuencias

Evaluación y Valoración de Riesgo

Identificación e Implementación de

Medidas Preventivas

Identificación de Amenaza y selección

de Método de Evaluación

Mitigación, Prevención y Evaluación de Integridad

priorizada

Reparación & Intervalos de Re-

evaluación

Prueba Hidrostática

Inspección Interna OtrosEvaluación

Directa

Duraciónde Prueba

ASME 31.8S

MFLMFL Transversal

GeometraUltrasónico

NACE

Insp. Estación de PruebaInsp. de Intervalo corto

DCVGDucto Actual

MapeoInsp. de Terreno

Insp. de Fuga

Celaje ArielSistema Una-Llamada

Surgimiento Nueva Tecno

AmenazaMedios Primarios de Detección

(Método de Evaluación de Integridad)

Medios Alternos de Detección (Método de

Evaluación de Integridad)

Dependientes del TiempoCorrosión Externa MFL ILI, UT ILI ECDA, Prueba de Presión

Corrosión Interna MFL ILI, UT ILI ICDA, Prueba de Presión,

Agrietamiento por Corrosión bajo Esfuerzo ILI para detección de fisuras por UT SSCDA, Prueba de Presión

EstablesRelacionadas con la Manufactura;•tubo defectuoso, y•costura defectuosa de tubo

Detección de grietas por UT ILI Prueba de presión

Relativas a Soldadura•Soldadura circunferencial defectuosa•Soldadura de fabricación defectuosa•Curvaturas con arrugamientos•Cuerdas rayadas / tubo roto / falla de coples

Se requiere una combinación , ILI, MFL ILI Prueba de presión

Equipo•Falla de empaques O-ring •Mal funcionamiento de Equipo de Control/Alivio •Falla de sellos/empaques de bombas•Miscelaneos

Mantenimiento preventivo N/A

Independientes del TiempoDaños por terceras partes / Daños mecánicos•Daños ocasionados por primeras, segundas ó terceras partes (fallas inmediatas)•Tubo previamente dañado (modo retardado de falla)•Vandalismo

ILI Geometra Prueba de presión

Operaciones Incorrectas•Procedimiento operacional incorrecto

Capacitación de Operadores y personal trabajando en el ducto

N/A

Relativas al clima y fuerzas externas;•tormenta (rayos),•lluvias intensas,•inundacione y,•terremotos

Las Inspecciones y ILI no son efectivas. La medida preventiva más importante es monitorear las zonas donde exista la posibilidad de derrumbes, y monitorear las condiciones del clima

N/A

Reparación, Corrección, Prevención & Mitigación

Valoración de Resultados de EvaluaciónPlan de Corrección

Inmediata60 días180 días

Medidas de Prevención & Mitigación

Re-Evaluación & Extensión de Vida

Ciclo de Vida Útil de la Tubería

Ingeniería Básica

Fabricación de Tubería

Ingeniería de Detalle

Instalación de Tubería

Investigación y Desarrollo de Tecnología

(Lecciones Aprendidas durante el Análisis de Fallas)

Prevención de Amenaza Const. e Instal.

Re-Evaluación durante la Vida Operacional

Utilización/Operación Evaluación

de la Integridad Evaluación

de la Integridad

Mitigar la Consecuencia durante la Vida Operativa

Extensión de vida segura &

rentable

Mejora ContinuaPlan de Evaluación Inicial & Evaluación

Sec 2.5

Reparación Corrección y/o

Mitigación Sec 2.6

Revisar el Plan de Inspeccion y

Mitigacion

Valorar el Programa& Medir Desempeño

Sec 3.1

Actualizar Información

Evaluaciones de Riesgos periódicas y Re-evaluación de

IntegridadSec 2.7

Administración de Cambios

Sec 3.3

Plan de Comunicación

Sec 3.2

Mantenimientode Registros

Calificación deOperadores

Sec 3.7

Administraciónde Calidad

Sec 3.4

OrganizaciónSec 3.6

Ciclo PDCA

HacerVerificar

Actuar

Tiempo

Planear