“administración de integridad de...
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“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