NTC 5747 09 Gestion Integridad Gasoductos

NORMA TÉCNICA COLOMBIANA

NTC 5747 2009-12-16

GESTIÓN DE INTEGRIDAD DE GASODUCTOS

E:

GAS PIPELINES INTEGRITY MANAGEMENT

CORRESPONDENCIA:

esta norma es una adopción modificada (MOD) de la ASME B31.8S:2004

DESCRIPTORES:

integridad; integridad; transporte suministro de gas.

de

gas;

I.C.S.: 91.140.40 Editada por el Instituto Colombiano de Normas Técnicas y Certificación (ICONTEC) Apartado 14237 Bogotá, D.C. - Tel. (571) 6078888 - Fax (571) 2221435

Prohibida su reproducción

Editada 2009-12-24

PRÓLOGO

El Instituto Colombiano de Normas Técnicas y Certificación, ICONTEC, ICONTEC, es el organismo nacional de normalización, normalización, según el Decreto 2269 de 1993. ICONTEC es una entidad de carácter privado, sin ánimo de lucro, cuya Misión es fundamental para brindar soporte y desarrollo al productor y protección al consumidor. Colabora con el sector gubernamental y apoya al sector privado del país, para lograr ventajas competitivas en los mercados interno y externo. La representación de todos los sectores involucrados en el proceso de Normalización Técnica está garantizada por los Comités Técnicos y el período de Consulta Pública, este último caracterizado por la participación del público en general. La NTC 5747 fue ratificada por el Consejo Directivo de 2009-12-16. Esta norma está sujeta a ser actualizada permanentemente con el objeto de que responda en todo momento a las necesidades necesidades y exigencias actuales. A continuación se relacionan las empresas que colaboraron en el estudio de esta norma a través de su participación en el Comité Técnico 159 Gasoductos. ALCANOS DE COLOMBIA S.A. ESP BP EXPLORATION CO (COLOMBIA) LTD CENTRAGAS CORPORACIÓN PARA LA INVESTIGACIÓN DE LA CORROSIÓN DUPONT EMPRESAS PÚBLICAS DE MEDELLÍN ENHANCECO LA EU GASES DEL CARIBE S.A. ESP GASES DE BOYACÁ Y SANTANDER GBS S.A.GASES DE OCCIDENTE S.A. ESP GAS NATURAL S.A. ESP LLANOGAS S.A. ESP PROMIGAS S.A. ESP ROSEN INSPECTION

R2E CONSULTANTS SUPERINTENDENCIA DE SERVICIOS PÚBLICOS DOMICILIARIOS SURTIGAS S.A. ESP TRANSPORTADORA DE GAS DEL INTERIOR S.A. ESP TRANSGAS DE OCCIDENTE S.A. TRANSCOGAS S.A. ESP TRASMETANO S.A. ESP TRANSOCCIDENTE TRANSOCCIDENTE S.A. ESP TRANSORIENTE TRANSORIENTE S.A. ESP TECNA I.C.E. S.A. TECNICONTROL TECNICONTROL S.A. TENARIS TUBOCARIBE UNIVERSIDAD PEDAGÓGICA Y TECNOLÓGICA DE COLOMBIA

Además de las anteriores, en Consulta Pública el Proyecto se puso a consideración de las siguientes empresas: COLCIENCIAS CONSEJO NACIONAL DE OPERACIÓN DE GAS CDT DE GAS COMPAÑIA GLOBAL DE PINTURAS S.A. ECOPETROL ICP ECOPETROL VIT

GASES DE LA GUAJIRA S.A. E.S.P. GAS DEL RISARALDA S.A. E.S.P. GAS NATURAL DEL CENTRO S.A. E.S.P. GAS NATURAL NATURAL DEL ORIENTE S.A. E.S.P. MINISTERIO DE MINAS Y ENERGÍA OCENSA PINTURAS SIGMA

PRÓLOGO

El Instituto Colombiano de Normas Técnicas y Certificación, ICONTEC, ICONTEC, es el organismo nacional de normalización, normalización, según el Decreto 2269 de 1993. ICONTEC es una entidad de carácter privado, sin ánimo de lucro, cuya Misión es fundamental para brindar soporte y desarrollo al productor y protección al consumidor. Colabora con el sector gubernamental y apoya al sector privado del país, para lograr ventajas competitivas en los mercados interno y externo. La representación de todos los sectores involucrados en el proceso de Normalización Técnica está garantizada por los Comités Técnicos y el período de Consulta Pública, este último caracterizado por la participación del público en general. La NTC 5747 fue ratificada por el Consejo Directivo de 2009-12-16. Esta norma está sujeta a ser actualizada permanentemente con el objeto de que responda en todo momento a las necesidades necesidades y exigencias actuales. A continuación se relacionan las empresas que colaboraron en el estudio de esta norma a través de su participación en el Comité Técnico 159 Gasoductos. ALCANOS DE COLOMBIA S.A. ESP BP EXPLORATION CO (COLOMBIA) LTD CENTRAGAS CORPORACIÓN PARA LA INVESTIGACIÓN DE LA CORROSIÓN DUPONT EMPRESAS PÚBLICAS DE MEDELLÍN ENHANCECO LA EU GASES DEL CARIBE S.A. ESP GASES DE BOYACÁ Y SANTANDER GBS S.A.GASES DE OCCIDENTE S.A. ESP GAS NATURAL S.A. ESP LLANOGAS S.A. ESP PROMIGAS S.A. ESP ROSEN INSPECTION

R2E CONSULTANTS SUPERINTENDENCIA DE SERVICIOS PÚBLICOS DOMICILIARIOS SURTIGAS S.A. ESP TRANSPORTADORA DE GAS DEL INTERIOR S.A. ESP TRANSGAS DE OCCIDENTE S.A. TRANSCOGAS S.A. ESP TRASMETANO S.A. ESP TRANSOCCIDENTE TRANSOCCIDENTE S.A. ESP TRANSORIENTE TRANSORIENTE S.A. ESP TECNA I.C.E. S.A. TECNICONTROL TECNICONTROL S.A. TENARIS TUBOCARIBE UNIVERSIDAD PEDAGÓGICA Y TECNOLÓGICA DE COLOMBIA

Además de las anteriores, en Consulta Pública el Proyecto se puso a consideración de las siguientes empresas: COLCIENCIAS CONSEJO NACIONAL DE OPERACIÓN DE GAS CDT DE GAS COMPAÑIA GLOBAL DE PINTURAS S.A. ECOPETROL ICP ECOPETROL VIT

GASES DE LA GUAJIRA S.A. E.S.P. GAS DEL RISARALDA S.A. E.S.P. GAS NATURAL DEL CENTRO S.A. E.S.P. GAS NATURAL NATURAL DEL ORIENTE S.A. E.S.P. MINISTERIO DE MINAS Y ENERGÍA OCENSA PINTURAS SIGMA

SUPERINTENDENCIA DE INDUSTRIA Y COMERCIO TELMACOM LTDA UNIVERSIDAD TECNOLÓGICA DE BOLIVAR

UNIVERSIDAD PEDAGÓGICA TECNOLÓGICA DE COLOMBIA UNIVERSIDAD DEL NORTE

Y

ICONTEC ICONTEC cuenta con un Centro de Información que pone a disposición de los interesados normas internacionales, internacionales, regionales y nacionales y otros documentos relacionados. relacionados. DIRECCIÓN DE NORMALIZACIÓN


NTC 5747

CONTENIDO Página 0.

INTRODUCCIÓN ..........................................................................................................1

1.

GENERALIDADES.......................................................................................................2

1.1

OBJETO Y CAMPO DE APLICACIÓN ........................................................................2

1.2

PROPÓSITO Y OBJETIVOS........................................................................................2

1.3

PRINCIPIOS DE LA GESTIÓN DE INTEGRIDAD .......................................................3

2.

BOSQUEJO DEL PROGRAMA DE GESTIÓN DE INTEGRIDAD ...............................4

2.1

GENERALIDADES.......................................................................................................4

2.2

CLASIFICACIÓN DE AMENAZAS A LA INTEGRIDAD..............................................6

2.3

PROCESO DE GESTIÓN DE LA INTEGRIDAD ..........................................................8

2.4

PROGRAMA DE GESTIÓN DE INTEGRIDAD ............................................................9

3.

CONSECUENCIAS.....................................................................................................12

3.1

GENERALIDADES.....................................................................................................12

3.2

ÁREA DE IMPACTO POTENCIAL.............................................................................12

3.3

FACTORES DE CONSECUENCIA A CONSIDERAR ...............................................14

4.

RECOLECCIÓN, REVISIÓN E INTEGRACIÓN DE INFORMACIÓN ........................15

4.1

GENERALIDADES.....................................................................................................15

4.2

REQUISITOS DE INFORMACIÓN .............................................................................16

4.3

FUENTES DE INFORMACIÓN...................................................................................17

4.4

RECOLECCIÓN, REVISIÓN Y ANÁLISIS DE INFORMACIÓN ................................19


NTC 5747

Página 4.5

INTEGRACIÓN DE LA INFORMACIÓN ....................................................................19

5.

VALORACIÓN DEL RIESGO.....................................................................................20

5.1

INTRODUCCIÓN ........................................................................................................20

5.2

DEFINICIÓN ...............................................................................................................20

5.3

OBJETIVOS DE LA VALORACIÓN DEL RIESGO ...................................................21

5.4

DESARROLLO DE UNA APROXIMACIÓN DE VALORACIÓN DEL RIESGO ........21

5.5

METODOLOGÍAS A LA VALORACIÓN DEL RIESGO.............................................22

5.6

ANÁLISIS DE RIESGO ..............................................................................................24

5.7

CARACTERÍSTICAS DE UNA APROXIMACIÓN DE VALORACIÓN DEL RIESGO EFECTIVA ...................................................................................................25

5.8

MÉTODOS DE VALORACIÓN UTILIZANDO CÁLCULOS DE RIESGO ..................27

5.9

RECOLECCIÓN DE INFORMACIÓN PARA VALORACIÓN DEL RIESGO .............27

5.10

PRIORIZACIÓN PARA PROGRAMAS PRESCRIPTIVOS Y BASADOS EN DESEMPEÑO .............................................................................................................28

5.11

VALORACIÓN DE LA INTEGRIDAD Y MITIGACIÓN ...............................................29

5.12

VALIDACIÓN..............................................................................................................29

6.

VALORACIÓN DE INTEGRIDAD...............................................................................30

6.1

GENERALIDADES.....................................................................................................30

6.2

INSPECCIÓN EN LÍNEA DE LA LÍNEA DE TRANSPORTE.....................................31

6.3

PRUEBA DE PRESIÓN..............................................................................................34

6.4

VALORACIÓN DIRECTA ...........................................................................................35

6.5

OTRAS METODOLOGÍAS DE VALORACIÓN DE INTEGRIDAD ............................38


NTC 5747

Página 7.

RESPUESTAS A LAS VALORACIONES DE INTEGRIDAD Y MITIGACIÓN (MANTENIMIENTO Y PREVENCIÓN) .......................................................................38

7.1

GENERALIDADES.....................................................................................................38

7.2

RESPUESTAS A LAS INSPECCIONES EN LÍNEA DE LA LÍNEA DE TRANSPORTE .....................................................................................................43

7.3

RESPUESTAS A LA PRUEBA DE PRESIÓN ...........................................................45

7.4

RESPUESTAS A LAS INSPECCIONES DE VALORACIÓN DIRECTA....................46

7.5

MÉTODOS DE REPARACIÓN...................................................................................47

7.6

ESTRATEGIA/MÉTODOS DE PREVENCIÓN ...........................................................47

7.7

OPCIONES DE PREVENCIÓN ..................................................................................48

8.

PLAN DE GESTIÓN DE INTEGRIDAD......................................................................48

8.1

GENERALIDADES.....................................................................................................48

8.2

ACTUALIZACIÓN DEL PLAN....................................................................................49

8.3

ESTRUCTURA DEL PIAN..........................................................................................49

9.

PLAN DE DESEMPEÑO ............................................................................................52

9.1

INTRODUCCIÓN ........................................................................................................52

9.2

CARACTERÍSTICAS DE LAS MEDICIONES DE DESEMPEÑO..............................53

9.3

METODOLOGÍA DE MEDICIÓN DE DESEMPEÑO..................................................54

9.4

MEDIDA DE DESEMPEÑO - INTRASISTEMA..........................................................54

9.5

MEDICIÓN DE DESEMPEÑO—BASADA EN LA INDUSTRIA.................................56

9.6

MEJORAMIENTO DEL DESEMPEÑO.......................................................................56


NTC 5747

Página 10.

PLAN DE COMUNICACIONES..................................................................................56

10.1

GENERALIDADES.....................................................................................................56

10.2

COMUNICACIONES EXTERNAS ..............................................................................56

10.3

COMUNICACIONES INTERNAS ...............................................................................59

11.

GESTIÓN DEL CAMBIO ............................................................................................59

12.

PLAN DE CONTROL DE CALIDAD ..........................................................................61

12.1

GENERALIDADES.....................................................................................................61

12.2

GESTIÓN DEL CONTROL DE CALIDAD ..................................................................61

13.

TÉRMINOS, DEFINICIONES Y ABREVIATURAS.....................................................63

14.

REFERENCIAS Y NORMAS ......................................................................................68

DOCUMENTO DE REFERENCIA........................................................................................107 ANEXOS ANEXO A (Informativo) GUIAS PARA EL ANÁLISIS Y TRATAMIENTO DE AMENAZAS EN PLANES PRESCRIPTIVOS DE GESTIÓN DE INTEGRIDAD ..............................................71 ANEXO B (Informativo) GUÍA PARA DETERMINACIÓN DE AREAS DE ALTA CONSECUENCIA........................104 FIGURAS Figura 1. Elementos de Programa de Gestión de Integridad .............................................5 Figura 2. Flujograma de proceso del plan de gestión de integridad.................................8 Figura. 3 Área de impacto potencial (PIA)..........................................................................15


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Página Figura 4. Asignación de tiempos para respuestas programadas amenazas dependientes de tiempo – plan prescriptivo de gestión de integridad ......................................................................................................47 Figura. 5 Jerarquía de la terminología para la valoración de integridad.........................63 TABLAS Tabla 1. Elementos de información para programa prescriptivo de Integridad de la línea de transporte....................................................................................17 Tabla 2. Fuentes típicas de la información para el programa de integridad de ductos ............................................................................................................18 Tabla 3. Intervalos de Valoración de Integridad Amenazas dependientes de tiempo – plan prescriptivo de gestión de integridad ...........................24 Tabla 4. Métodos aceptables de reparación y prevención de amenazas........................40 Tabla 5. Ejemplo de un plan de gestión de integridad para un segmento de ducto hipotético (Información De Segmento – Línea 1, Segmento 3)......51 Tabla 6. Ejemplo del plan de gestión de integridad para un segmento hipotético de ducto (plan de valoración de integridad – línea 1, segmento 3)...............52 Tabla 7. Ejemplo de un plan de gestión de integridad para un Segmento de ducto hipotético (plan de mitigación - línea 1, segmento 3).....................53 Tabla 8. Medidas de desempeño.........................................................................................57 Tabla 9. Métricas de desempeño.........................................................................................57 Tabla 10. Medidas de desempeño general.........................................................................58


NTC 5747

GESTIÓN DE INTEGRIDAD DE GASODUCTOS

0.

INTRODUCCIÓN

La experiencia operacional a nivel mundial en tuberías de transporte de gas y líquidos peligrosos mostró que no era suficiente con tener implementadas actividades de mantenimiento, rutinas de inspección y monitoreo y procedimientos operacionales, sino que se requería del manejo integrado de todas estas actividades dentro de una cultura de valoración y mitigación permanente del riesgo. Identificada esta necesidad, entes internacionales expidieron leyes, resoluciones y normas técnicas elaboradas en concertación con los reguladores, los operadores y la sociedad en general; es así como en el caso de los Estados Unidos se adopta el concepto de sistema de gestión de integridad de las líneas de transporte de gas, a través de la norma ASME B31.8S y el código del Departamento de Transporte de Estados Unidos (DOT). En este contexto y desde antes de contar con la presente norma, los operadores de gasoductos en Colombia conscientes de su responsabilidad social han venido trabajando continuamente para mejorar la seguridad y confiabilidad de sus sistemas de transporte con el objeto de evitar efectos adversos sobre la población, los empleados y el medio ambiente; para esto, los operadores habían establecido estrategias de operación y mantenimiento basados en las mejores prácticas de la industria y la normatividad internacional para la gestión de integridad. Dado lo anterior, las entidades relacionadas con el transporte de gas en Colombia, con el objeto de unificar criterios para la gestión de integridad de líneas de transporte, se reunieron para discutir y analizar los parámetros de la presente norma tomando como punto de partida la norma ASME B31.8S adaptándola a las condiciones propias del país. Esta norma describe el proceso que un operador puede emplear para desarrollar un programa de gestión de integridad. También, proporciona dos opciones para el desarrollo de tal programa: una metodología prescriptiva y una basada en desempeño. Su intención es proporcionar una metodología integrada, comprensible y sistemática hacia la gestión de integridad de los sistemas de tubería de transporte de gas. El Comité que desarrolló esta norma espera haber logrado este propósito.

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1.

GENERALIDADES

1.1

OBJETO Y CAMPO DE APLICACIÓN

Esta norma está específicamente elaborada para proporcionar al responsable de integridad (como se define en el numeral 13), la información necesaria para desarrollar e implementar un programa efectivo de gestión de integridad, utilizando prácticas y procesos reconocidos por la industria. Los principios, procesos y metodologías de esta norma son aplicables a todos los sistemas de líneas de transporte costa adentro, construidas con materiales ferrosos y que transporten gas natural. Un sistema de líneas de transporte consta de todos los dispositivos físicos a través de los cuales el gas es transportado, incluyendo la tubería, las válvulas, los accesorios unidos a la tubería, las unidades compresoras, las estaciones de medición y de regulación, y cualquier otra facilidad o ensamble fabricado. 1.2

PROPÓSITO Y OBJETIVOS

El objetivo principal de cualquier responsable de la integridad es gestionar la integridad del sistema de líneas de transporte de gas natural. El fin del responsable de la integridad es entregar continuamente gas natural a sus clientes de una forma segura y confiable, sin efectos adversos sobre los empleados, la población, los clientes o el ambiente. La operación sin incidentes de integridad ha sido y continúa siendo el mayor objetivo de la industria de transporte de gas. El uso de esta norma como suplemento de la NTC 3728, permitirá que los responsables de la integridad de líneas de transporte se acerquen más a ese objetivo. Un programa de gestión de integridad completo, sistemático e integral proporciona los medios para mejorar la seguridad de las líneas de transporte. Tal programa le brinda al responsable de la integridad la información necesaria para ubicar con efectividad los recursos para las actividades de prevención, detección y mitigación, que darán como resultado un mejoramiento en la seguridad y una reducción del número de incidentes de integridad. Esta norma describe un proceso que el responsable de la integridad de una línea de transporte puede utilizar para valorar y mitigar el riesgo, reduciendo la probabilidad y/o las consecuencias de los incidentes de integridad. Esta norma cubre tanto un programa de gestión de integridad prescriptivo, como uno basado en desempeño. El proceso prescriptivo, cuando se sigue estrictamente, proporciona todas las actividades de inspección, prevención, detección y mitigación necesarias para producir un programa de gestión de integridad satisfactorio. Esto no exime del cumplimiento de los requisitos de la NTC 3728. El programa de gestión de integridad basado en desempeño utiliza más información y análisis de riesgo de mayor complejidad, lo cual permite que el responsable de la integridad alcance un mayor grado de flexibilidad al momento de ajustarse o exceder los requisitos de esta norma, específicamente en las áreas de intervalos de reinspección, herramientas y técnicas de mitigación empleadas. El responsable de la integridad no puede continuar con el programa de integridad basado en desempeño hasta tanto se realicen las inspecciones adecuadas que proporcionen la información sobre la condición de la línea de transporte, requerida por el programa. El nivel de aseguramiento de integridad logrado con un programa basado en desempeño o una norma internacional equivalente debe igualar o exceder el de un programa prescriptivo.

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Los requisitos para los programas de integridad basados en desempeño y el prescriptivo se indican en cada uno de los numerales en esta norma. Además en el Anexo A (informativo) se presentan actividades específicas por categoría de amenaza, que el responsable de la integridad debe seguir para producir un programa prescriptivo de gestión de integridad satisfactorio. Esta norma está planeada para ser utilizada por individuos y equipos responsables de planear, implementar y mejorar el programa de gestión de integridad de una línea de transporte. Generalmente, un equipo de integridad está conformado por administradores, ingenieros, personal de operación, técnicos y especialistas con experiencia específica en actividades de prevención, detección y mitigación. 1.3

PRINCIPIOS DE LA GESTIÓN DE INTEGRIDAD

Un conjunto de principios es la base para la intención y los detalles específicos de esta norma. Se enumeran aquí para que el usuario de esta norma pueda entender la extensión y la profundidad en la que la integridad se convierte en una parte integral y continua de la operación segura de una línea de transporte. Los requisitos funcionales para la gestión de integridad deben también ser llevados a nuevas líneas de transporte desde la planeación inicial, diseño, selección de material y construcción. La gestión de integridad de una línea de transporte comienza con un buen diseño, una buena selección de material y una buena construcción de la línea de transporte. La guía para estas actividades se ofrece principalmente en la NTC 3728. También existen varias normas de consenso que pueden ser usadas, al igual que la normatividad legal sobre seguridad de líneas de transporte. Si es necesario incorporar una nueva línea en un programa de gestión de integridad, los requisitos funcionales para la línea, incluyendo las actividades de prevención, detección y mitigación deben ser consideradas para ajustarse a esta norma. Los registros completos de material, diseño y construcción para la línea son esenciales para la iniciación de un buen programa de gestión de integridad. La integridad del sistema requiere del compromiso de todo el personal de operación, utilizando procesos integrados, comprensibles y sistemáticos para operar con seguridad y mantener las líneas de transporte. Para tener un programa de gestión de integridad efectivo, el programa debe estar enfocado en la organización de la empresa, en los procesos y en el sistema físico. Un programa de gestión de integridad es dinámico y debe ser flexible. Este debería ser personalizado para ajustarse a las condiciones exclusivas de cada empresa. El programa debe ser evaluado periódicamente y modificado para acomodarlo a los cambios en la operación de la línea de transporte, a los cambios en el ambiente de operación y la aparición de nueva información acerca del sistema. Se requiere la evaluación periódica para asegurar que el programa aproveche las tecnologías mejoradas y que utilice el mejor conjunto de actividades de prevención, detección y mitigación que estén disponibles para las condiciones de un momento específico. Además, a medida que se implemente el programa de gestión de integridad, se debe revaluar la efectividad de las actividades, y modificarlas para garantizar la efectividad continua del programa y de todas sus actividades. La integración de información es un componente clave para gestionar la integridad del sistema. Un elemento clave dentro del contexto de gestión de integridad es la integración de toda la información pertinente cuando se desarrollan las valoraciones de riesgos. La información que pueda causar impacto en la comprensión que el responsable de la integridad puede tener de los riesgos importantes para una línea de transporte, viene de diversas fuentes. El responsable de la integridad está en la mejor posición de reunir y analizar esta información. Analizando toda la información pertinente, el responsable de la integridad puede determinar donde están los mayores riesgos de un incidente de integridad, y tomar decisiones prudentes para evaluar y reducir esos riesgos. 3


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La valoración del riesgo es un proceso analítico mediante el cual el responsable de la integridad determina las clases de eventos o condiciones adversas que podrían tener impacto en la integridad de la línea de transporte. También determina la posibilidad o probabilidad de que esos eventos o condiciones conlleven a la pérdida de la integridad, y la naturaleza y severidad de las consecuencias que podría tener una falla. Este proceso analítico involucra la integración de información sobre diseño, construcción, operación, mantenimiento, ensayos o pruebas, inspección y cualquier otra información acerca de la línea de transporte. La valoración del riesgo, que se encuentra en la base de un programa de gestión de integridad, puede variar en alcance o complejidad y utilizar diferentes métodos o técnicas. El objetivo final de evaluar riesgos es identificar los riesgos más significativos para que el responsable de la integridad pueda desarrollar un plan efectivo y organizado de prevención/ detección/ mitigación para enfrentarlos. Analizar los riesgos a la integridad de una línea de transporte es un proceso continuo. El responsable de la integridad debe reunir periódicamente información adicional o nueva y la experiencia en la operación del sistema. Todos estos elementos deben formar parte de las valoraciones y análisis de riesgos que a su vez pueden exigir ajustes para el plan de integridad del sistema. Se debería evaluar e implementar nueva tecnología cuando sea necesario. Los responsables de la integridad de la línea de transporte deberían adquirir la nueva tecnología que haya demostrado ser práctica. Las nuevas tecnologías pueden aumentar la capacidad del responsable de la integridad para evitar ciertas clases de fallas, detectar riesgos más efectivamente o mejorar la mitigación de riesgos. La medición de desempeño del sistema y el programa en sí es una parte integral de un programa de gestión de integridad de una línea de transporte. Cada responsable de la integridad debe elegir indicadores de desempeño significativos al comienzo del programa y luego evaluar periódicamente los resultados de estos indicadores para monitorear y evaluar la efectividad del programa. Se deben emitir y evaluar periódicamente los informes de la efectividad del programa de gestión de integridad para su mejoramiento continuo. Las actividades de gestión de integridad deben ser comunicadas a todos los interesados. El responsable de la integridad debe asegurar que los puntos de vista de todas las partes interesadas han sido considerados dentro del proceso de valoración del riesgo y que los resultados sean comunicados efectivamente. 2.

BOSQUEJO DEL PROGRAMA DE GESTIÓN DE INTEGRIDAD

2.1

GENERALIDADES

Este numeral describe los elementos requeridos por un programa de gestión de integridad. Estos elementos del programa en forma colectiva proporcionan la base para un programa de gestión de integridad comprensible, sistemático e integrado. Los elementos del programa expuestos en la Figura 1, son requeridos para todos los programas de gestión de integridad. Esta norma requiere que el responsable de la integridad documente cómo su programa de gestión de integridad estará enfocado en los elementos claves de la Figura 1. Al desarrollar el programa, los responsables de la integridad de líneas de transporte deben considerar los objetivos de gestión de integridad específicos de sus compañías, y luego aplicar los procesos para garantizar que estos objetivos sean alcanzados. Esta norma detalla dos metodologías para la gestión de integridad: un método prescriptivo y un método basado en desempeño. 4


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Elementos del programa de gestión de integridad

Plan de gestión de integridad (numeral 8)

Plan de desempeño (numeral 9)

Plan de comunicaciones (numeral 10)

Plan de gestión del cambio (numeral 11)

Plan de control de calidad (numeral 12)

Figura 1. Elementos del programa de gestión de integridad

El método de gestión de integridad prescriptivo requiere una cantidad mínima de información y análisis y puede ser implementado con éxito siguiendo los pasos provistos en esta norma y en el Anexo A (informativo). Este método establece los intervalos entre las valoraciones de integridad sucesivas a partir del peor caso de crecimiento esperado de las indicaciones, en lugar de emplear mayor información y análisis. El método de gestión de integridad basado en desempeño requiere de un mayor conocimiento de la línea de transporte y en consecuencia se pueden realizar análisis y valoraciones de riesgo más complejas. El programa de gestión de integridad basado en desempeño, puede contener más opciones para los intervalos de reinspección, para las herramientas de inspección y para los métodos de prevención y mitigación. Los resultados de un método basado en desempeño deben igualar o exceder los de un método prescriptivo. Un programa basado en desempeño no puede ser implementado hasta que el responsable de la integridad haya realizado valoraciones de integridad adecuadas que proporcionen la información para un programa basado en desempeño. Este programa debe incluir lo siguiente en el plan de gestión de integridad: a)

una descripción del método de análisis de riesgos empleado.

b)

la documentación de toda la información aplicable para cada segmento y dónde fue obtenida.

c)

un análisis documentado para determinar los intervalos de valoración de integridad y los métodos de mitigación (reparación y prevención)

d)

una matriz de desempeño documentada que, en el tiempo, confirmará las opciones basadas en desempeño elegidas por el responsable de la integridad.

Los procesos para desarrollar e implementar un programa de gestión de integridad basado en desempeño se incluyen en esta norma. No existe una sola metodología “mejor” que sea aplicable a todas las líneas de transporte y para todas las situaciones. Esta norma reconoce la importancia de la flexibilidad al diseñar programas de gestión de integridad y ofrece alternativas proporcionales a esta necesidad. Los 5


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responsables de la integridad pueden elegir ya sea una metodología prescriptiva ó una basada en desempeño para todo su sistema, para líneas individuales, para algunos segmentos o para amenazas individuales. Los elementos del programa que aparecen en la Figura 1 son requeridos para todos los programas de gestión de integridad. El proceso que aparece en la Figura 2 proporciona una base común para desarrollar (y revaluar periódicamente) un plan de gestión de integridad específico. Este proceso es interactivo e integrado. Aunque los pasos que se muestran en la Figura 2 aparecen en forma secuencial como ilustración, existe una cantidad significativa de flujo de información e interacción entre los diferentes pasos. Por ejemplo, la selección de una metodología de valoración de riesgo depende en parte de la información relacionada con la integridad que se tenga disponible. Al realizar una valoración de riesgo es posible identificar necesidades de información adicionales para evaluar con mayor precisión las amenazas potenciales. Debido a que los pasos de recolección de información y valoración del riesgo están muy ligados se pueden requerir varias iteraciones hasta que el responsable de la integridad tenga la certeza de haber alcanzado una valoración satisfactoria. En este numeral se presenta un breve bosquejo de los pasos del proceso individual, así como una ruta crítica hacia la descripción más detallada y específica de los elementos individuales que comprenden el resto de esta norma. Las referencias para los numerales detallados específicos en esta norma se muestran en las Figuras 1 y 2. 2.2

CLASIFICACIÓN DE AMENAZAS A LA INTEGRIDAD

El primer paso al gestionar la integridad es identificar las amenazas potenciales. Se deben considerar todas las amenazas a la integridad de la línea de transporte. La información relacionada con incidentes de integridad a gasoductos ha sido analizada y clasificada por el Comité Internacional de Investigación de Ductos (PRCI) en 22 causas. Cada una de las 22 causas representa una amenaza para la integridad de la línea de transporte que debe ser gestionada. Una de las causas reportadas por los responsables de la integridad es “desconocida”; es decir, no se identificó la causa principal. Las 21 causas restantes han sido agrupadas en 9 categorías de tipos de falla relacionados de acuerdo con su naturaleza y características de crecimiento. Posteriormente fueron delineadas por 3 tipos de defectos relacionados con el tiempo. Las nueve categorías son útiles para identificar las amenazas potenciales. La valoración de riesgo, la valoración de integridad y las actividades de mitigación deben ser enfocadas correctamente de acuerdo con los factores de tiempo y el agrupamiento por modo de falla. Dependientes del tiempo 1)

Corrosión externa

2)

Corrosión interna

3)

Agrietamiento debido a SCC

Estables 4)

Defectos de Fabricación a)

Costura longitudinal defectuosa

b)

Tubo defectuoso

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NORMA TÉCNICA COLOMBIANA 5)

6)

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Relacionada con la soldadura o construcción a)

Soldadura circunferencial defectuosa

b)

Soldadura defectuosa de accesorios

c)

Arrugas o dobleces

d)

Roscas estropeadas, tubos rotos, fallas en los acoples

Equipo a)

Fallas en los Empaques O-ring

b)

Mal funcionamiento del equipo de alivio y/o control

c)

Fallas en la empaquetadura o sellos de la bomba

d)

Misceláneos (otras fallas)

Independiente del Tiempo 7)

Daños mecánicos (causado por primeros, segundos o terceros) 1 a)

Daño con falla instantánea o inmediata

b)

Daño previo de la tubería (modo de falla retardado)

c)

Vandalismo

NOTA

No es del alcance de esta norma la gestión de control de actos terroristas.

8)

Procedimiento operacional incorrecto

9)

Relacionada con el clima y fuerzas naturales a)

Bajas temperaturas

b)

Rayos

c)

Lluvias fuertes o inundaciones

d)

Movimientos de tierra (deslizamientos, licuefacción, erosión)

También se debe considerar la interacción de las amenazas (más de una amenaza puede ocurrir en una sección del tubo al mismo tiempo). Un ejemplo de tal interacción es la corrosión en un área que también tiene un daño realizado por terceros Históricamente, la fatiga del metal no ha sido significativa para los gasoductos. Sin embargo, si los modos operacionales cambian y los segmentos de la línea de transporte operan con fluctuaciones de presión significativas, la fatiga debe ser considerada por el responsable de la integridad como factor adicional. 1

Primera parte (personal del operador), segunda parte (personal contratista del operador) y tercera parte (otros ajenos al operador)

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NTC 5747

El responsable de la integridad debe considerar cada amenaza individualmente o en las nueve categorías cuando siga el proceso seleccionado para cada sistema ó segmento de la línea de transporte. El enfoque prescriptivo presentado en el Anexo A informativo hace posible que el responsable de la integridad realice el análisis de la amenaza en el contexto de las nueve categorías. Todas las 21 amenazas deben ser consideradas al aplicar la metodología basada en desempeño. 2.3

PLAN DE GESTIÓN DE LA INTEGRIDAD

A continuación se describe el proceso que sigue el plan de gestión de la integridad que aparece en la Figura 2 Identificación del impacto potencial por fallas de la línea de transporte (numeral 3)

Recolección, revisión e integración de información (numeral 4)

Valoración del riesgo (numeral 5)

No

Evaluadas todas las amenazas Si

Valoración de integridad (numeral 6)

Respuestas a valoraciones de integridad y mitigación (reparación y prevención) (numeral 7)

Figura 2. Flujograma de proceso del plan de gestión de integridad

2.3.1 Identifique el impacto potencial por la falla en la línea de transporte Este elemento del programa involucra la identificación de las amenazas potenciales a la línea de transporte especialmente en las áreas de interés. Para cada segmento de la línea de transporte se deben identificar las amenazas, considerándolas individualmente o por las nueve categorías. (véase el Numeral 2.2). 2.3.2 Recolección, revisión e integración de datos El primer paso al evaluar las amenazas potenciales para un sistema o segmento de una línea de transporte es definir y recolectar la información necesaria que caracterice los segmentos y 8


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sus amenazas potenciales. En este paso, el responsable de la integridad realiza la recolección inicial, la revisión y la integración de información relevante que sea necesaria para entender la condición del tubo, para identificar la ubicación de amenazas específicas para su integridad y para determinar las consecuencias públicas, ambientales y operacionales de un incidente de integridad. Los tipos de información para apoyar una valoración de riesgo varían dependiendo de la amenaza que está en valoración. También es necesaria la información sobre la operación, mantenimiento, vigilancia, diseño, historia de operación y fallas específicas que sean exclusivas de cada sistema y segmento. La información relevante además incluye aquellas condiciones o acciones que afectan el crecimiento del defecto (ejemplo, deficiencias en la protección catódica), reducen las propiedades del tubo (ejemplo, soldadura en el campo), o están relacionadas con la aparición de otros defectos (ejemplo, trabajos de excavación cerca de una línea de transporte). El numeral 3 proporciona información sobre las consecuencias. El numeral 4 provee detalles para recolección, revisión e integración de información sobre la línea de transporte. 2.3.3 Valoración del riesgo En este paso, la información recogida en el paso anterior se utiliza para realizar una valoración de riesgo del sistema o segmentos del mismo. A través de la evaluación integrada de la información y los datos recogidos, el proceso de valoración del riesgo identifica los eventos y condiciones específicos del sitio que podrían ocasionar una falla en la línea de transporte, y permite conocer la probabilidad y consecuencias de un evento (véase el numeral 3). El resultado de una valoración del riesgo debería incluir la naturaleza y ubicación de los riesgos más significativos para la línea de transporte. Bajo el enfoque prescriptivo, los datos disponibles se comparan con los criterios prescritos (véase el Anexo A informativo). Las valoraciones de riesgo son necesarias para clasificar los segmentos para las valoraciones de integridad. La metodología basada en desempeño depende de valoraciones de riesgo detalladas. Existe gran variedad de métodos de valoración del riesgo que pueden ser aplicados con base en los datos disponibles y en la naturaleza de las amenazas. El responsable de la integridad debería ajustar el método para satisfacer las necesidades del sistema. Una valoración preliminar de riesgo puede ser útil para enfocar los recursos en las áreas más importantes y donde pueda ser de gran valor información adicional. El numeral 5 proporciona detalles sobre la selección de criterios para la metodología prescriptiva y la valoración del riesgo para la metodología basada en desempeño. Los resultados de este paso hacen posible que el responsable de la integridad establezca prioridades entre los segmentos de la línea de transporte para las acciones adecuadas que serán definidas dentro del plan de gestión de integridad. El Anexo A (informativo) presenta los pasos a seguir para un programa prescriptivo. 2.3.4 Valoración de la integridad Con base en la valoración del riesgo realizada en el paso anterior, se seleccionan y se realizan las valoraciones de integridad apropiadas. Los métodos de valoración de integridad en el caso de tuberías son: inspección en línea, prueba de presión y valoración directa, entre otros, según lo establecido en el numeral 6.5. La selección del método de valoración de integridad se basa en las amenazas que has sido identificadas. Es posible que sea necesario más de un método de valoración de integridad para enfrentara todas las amenazas a las que está expuesto un segmento de la línea de transporte. Un programa basado en desempeño podría ser capaz, mediante evaluación y análisis, de determinar cursos alternativos de acción y tiempos para realizar valoraciones de integridad. El responsable de la integridad debe documentar el análisis justificando los planes de acción y tiempos de ejecución. El numeral 6 proporciona detalles sobre selección de herramientas e inspección. 9


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La información y los datos provenientes de las valoraciones de integridad para una amenaza específica pueden ser de gran valor al considerar la presencia de otras amenazas y realizar valoraciones de riesgo para esas amenazas. Por ejemplo, una abolladura en una tubería puede ser identificada al correr una herramienta Magnetic Flux Leakage (MFL) cuyo principal fin es detectar corrosión. Este elemento de información debería ser integrado con otros elementos, para otras amenazas tales como daños por terceros o de construcción. Es necesario evaluar y examinar las indicaciones descubiertas durante las inspecciones para determinar si son defectos reales o no. Las indicaciones pueden ser evaluadas utilizando una herramienta apropiada para su examen y evaluación. Para pérdida de metal externa o interna, es posible utilizar el ASME B31G o métodos analíticos similares. 2.3.5 Respuestas a la valoración de integridad, mitigación (reparación y prevención) y establecimiento de intervalos de reinspección En este paso se desarrollan los cronogramas para responder a las indicaciones obtenidas en las inspecciones. Se identifican y se inician las actividades de reparación para las anomalías descubiertas durante la inspección. Las reparaciones se realizan de acuerdo con las norma y prácticas industriales comúnmente aceptadas. En este paso también se implementan las prácticas de prevención. Para la prevención de daños por terceros y tuberías operando a bajos niveles de esfuerzo, la mitigación puede ser una alternativa apropiada de apoyo a la inspección. Por ejemplo, si se identifica un daño ocasionado por una excavación como riesgo significativo para un sistema o segmento particular, el responsable de la integridad puede elegir la realización de actividades de prevención de daños tales como incrementar la comunicación al público, sistemas de notificación más efectivos de excavaciones, o una mayor conciencia del excavador en conjunto con la inspección. Las alternativas de mitigación y la implementación de tiempos para los programas de gestión de integridad basados en desempeño pueden ser diferentes de los requisitos prescriptivos. En tales casos, los análisis basados en desempeño que lleven a estas conclusiones deben ser documentados como parte del programa de gestión de integridad. El numeral 7 proporciona detalles sobre técnicas de reparación y prevención. 2.3.6 Actualice, integre y revise la información Después de las valoraciones iniciales de integridad el responsable de la integridad ha mejorado y actualizado la información acerca de la condición del sistema o segmento de la línea de transporte. Esta información debe ser conservada y agregada a la base de datos utilizada para apoyar valoraciones de riesgo futuras y valoraciones de integridad. Además, a medida que el sistema continúa operando, se recoge otro tipo de datos, aumentando y mejorando la base de datos histórica de la experiencia de operación. 2.3.7 Revalúe el riesgo La valoración del riesgo debe ser realizada periódicamente dentro de intervalos regulares y cuando ocurran cambios sustanciales en la línea de transporte. El responsable de la integridad debe considerar la información de operación reciente, considerar los cambios del diseño y operación de la línea de transporte, analizar el impacto de cualquier cambio externo que pueda haber ocurrido desde la última valoración de riesgo e incorporar información de actividades de valoración de riesgo para otras amenazas. Los resultados de valoración de integridad, tales como inspecciones internas, también deben convertirse en factores de valoraciones de riesgo futuras para garantizar que el proceso analítico refleje la condición del tubo. 10

NORMA TÉCNICA COLOMBIANA 2.4

NTC 5747

PROGRAMA DE GESTIÓN DE INTEGRIDAD

Los elementos esenciales de un programa de gestión de integridad aparecen en la Figura 1 y se describen a continuación. 2.4.1 Plan de gestión de integridad El plan de gestión de integridad es el resultado de aplicar el proceso presentado en la Figura 2 y discutido en el numeral 8. El plan es la documentación de la ejecución de cada uno de los pasos y los análisis de soporte que son realizados. Este plan debe incluir prácticas de prevención, detección y mitigación. También debe tener un cronograma que considere la asignación de tiempos para las prácticas empleadas. Se deben analizar primero aquello sistemas o segmentos con el riesgo más alto. También, el plan debe considerar aquellas prácticas dirigidas hacia más de una amenaza. Por ejemplo, una prueba de presión puede demostrar la integridad de una línea de transporte para amenazas dependientes de tiempo como corrosión externa e interna, además de amenazas estáticas tales como defectos de soldaduras y soldaduras de fabricación defectuosa. Un plan de gestión de integridad basado en desempeño contiene los mismos elementos básicos de un plan prescriptivo. Este plan requiere información y análisis más detallados basados en un mayor conocimiento de la línea de transporte. Esta norma no establece un modelo de análisis de riesgo específico. El análisis de riesgo detallado proporciona una mejor visión de la integridad, lo cual permite que el responsable de la integridad tenga una mayor grado de flexibilidad en la asignación de tiempos y métodos para la implementación de un plan de gestión de integridad basado en desempeño. El numeral 8 proporciona detalles sobre desarrollo del plan. El plan debe ser actualizado periódicamente para reflejar la nueva información y la visión actual de las amenazas de la integridad. A medida que se identifican nuevos riesgos o nuevas manifestaciones de riesgos conocidos, se deben realizar acciones de mitigación adicionales según sea apropiado. Además, los resultados actualizados de la valoración de riesgos también deben ser empleados como soporte para la programación de valoraciones de integridad futuras. 2.4.2 Plan de evaluación del programa El responsable de la integridad debe recoger información de desempeño y evaluar periódicamente el éxito de sus técnicas de valoración de integridad, sus actividades de reparación de la línea de transporte y las actividades de mitigación de riesgos. El responsable de la integridad debe evaluar la efectividad de sus sistemas y procesos de gestión en apoyo de buenas decisiones para gestión de integridad. El numeral 8 proporciona la información requerida para desarrollar medidas de desempeño para evaluar la efectividad del programa. La aplicación de nuevas tecnologías al programa de gestión de integridad debe ser evaluada para su uso posterior. 2.4.3 Plan de comunicaciones El responsable de la integridad debe desarrollar e implementar un plan para la comunicación efectiva con empleados, con el público, con los cuerpos de emergencia, con el gobierno local y con las autoridades jurisdiccionales para mantener al público informado acerca de sus esfuerzos de gestión de integridad. El numeral 10 proporciona mayor información acerca de planes de comunicación. 11


NTC 5747

2.4.4 Gestión de plan de cambios Las líneas de transporte y el ambiente en el cual operan rara vez son estáticos. Se debe utilizar un proceso sistemático para garantizar que se evalúen los cambios en el diseño, la operación o el mantenimiento de la línea de transporte, con el fin de determinar los impactos de riesgo potenciales y para garantizar que se evalúen los cambios al medio ambiente en el cual opera la línea de transporte. Después de analizar estos cambios, se deben incorporar en las valoraciones de riesgo futuro para asegurar que el proceso de valoración de riesgo se dirija hacia sistemas actuales en cuanto a configuración, operación y mantenimiento (O&M). Los resultados de las actividades de mitigación de los planes deberían ser utilizados como retroalimentación para el diseño y operación de instalaciones y sistemas. El numeral 11 presenta aspectos importantes de gestión de cambios en lo que se relaciona a la gestión de integridad. 2.4.5 Plan de control de calidad El numeral 12 analiza la evaluación del programa de gestión de integridad para efectos de control de calidad. Este numeral bosqueja la documentación necesaria para el programa de gestión de integridad. También analiza la auditoria del programa, incluyendo los procesos, las inspecciones, las actividades de mitigación, y las actividades de prevención. 3.

IDENTIFICACIÓN DEL IMPACTO POTENCIAL POR FALLAS DE LA LÍNEA DE TRANSPORTE

3.1

GENERALIDADES

El riesgo generado por un evento se calcula multiplicando la probabilidad de ocurrencia de dicho evento por las consecuencias derivadas del mismo; por tanto, el riesgo puede ser disminuido reduciendo ya sea la probabilidad de ocurrencia del evento, las consecuencias derivadas del mismo o ambas variables. Los factores de seguridad y diseño y las frecuencias de mantenimiento e inspección consideradas en la NTC 3728 están fundamentadas en una base empírica que no cuantifica las consecuencias de una falla. Con el programa de gestión de integridad, el responsable de la integridad debería considerar las consecuencias de una falla potencial en los requisitos de diseño del sistema de tubería, así como, para la priorización de sus actividades de inspección y mitigación. 3.2

RADIO DE IMPACTO POTENCIAL

Con el fin de facilitar al responsable de la integridad la estimación de las consecuencias derivadas por una falla del sistema de tubería, este numeral se enfoca específicamente en presentar un método para estimar el área que puede ser afectada por escenarios de radiación térmica originados en una falla del sistema de tubería. El radio de impacto potencial de tal área para gas natural se calcula utilizando la siguiente ecuación: r = 0,69 * d * p

(1)

en donde d

=

diámetro externo del tubo, en pulgadas

p

=

máxima presión de operación permisible (MPOP) para el segmento evaluado, en psig

12

NORMA TÉCNICA COLOMBIANA =

r

NOTA

NTC 5747

radio de impacto potencial, en pies

0,69 es el factor para gas natural; otros gases o gas natural rico utilizarán diferentes factores.

En unidades del sistema internacional (SI) la ecuación es: r = 0,10 * d * p

(1A)

en donde El diámetro (d) se expresa en metros (m). La presión (p) se expresa en pascales (Pa). El radio (r) se expresa en metros (m)

La Ecuación (1) es una simplificación, en la cual se han fijado los valores característicos para el gas natural de las variables mostradas en la siguiente Ecuación: 115,920

r =

8

* μ * X g * λ * C d * H c *

Q ao

*

P * d 2 I th

en donde Cd

=

coeficiente de descarga

Hc

=

calor de combustión

Ith

=

flujo de calor umbral

Q

=

γ +1 ⎛ 2 ⎞ 2 (γ -1) ⎟⎟ factor de flujo = γ ⎜⎜ ⎝ γ + 1 ⎠

R

=

constante universal de los gases

T

=

temperatura del gas

ao

=

Velocidad sónica del gas =

d

=

diámetro externo de la línea

m

=

peso molecular del gas

p

=

máxima presión de operación permisible

r

=

radio de impacto potencial

γ

=

relación de calores específicos del gas

λ

=

factor de disminución de velocidad de descarga

μ

=

factor de eficiencia de combustión

χg

=

factor de emisividad

γ RT

m

13

(2)


NTC 5747

En el programa basado en desempeño, el responsable de la integridad puede emplear modelos alternativos que calculen el radio de impacto potencial considerando factores adicionales tales como la profundidad a la que está enterrada la tubería, entre otros, los cuales pueden reducir el radio de impacto potencial. 3.3

FACTORES A CONSIDERAR EN EL CALCULO DE CONSECUENCIAS

Cuando se evalúen las potenciales consecuencias que puede ocasionar en su entorno una falla del sistema de tuberías, el responsable de la integridad debe considerar por lo menos lo siguiente: a)

Densidad de población

b)

Proximidad de la población a la línea de transporte (considerando (considerando las barreras naturales o artificiales que puedan proporcionar algún nivel de protección)

c)

Proximidad de poblaciones con movilidad limitada o imposibilitada imposibilit ada (por ejemplo: hospitales, escuelas, centros utilizados para el cuidado de niños, ancianatos, prisiones, áreas de recreación) particularmente en áreas externas no protegidas.

d)

Tiempo y tipo de exposición de la población al evento

e)

Daño a propiedades: propiedades: de terceros, pública y la infraestructura propia

f)

Daño ambiental

g)

Efectos de fugas de gas sin ignición

h)

Impactos resultantes de la interrupción del servicio

i)

Potencial de fallas secundarias

Observe, además, que las consecuencias consecuencias pueden variar dependiendo de las características del gas transportado (si es rico o no) y de la forma en que el gas se descomprime (fuga pequeña, fuga grande, ruptura); de igual forma, las consecuencias consecuencias también dependen de la configuración de la tubería y de las propiedades del material de construcción de la misma. El segmento de tubería que puede afectar un área de alta consecuencia es el segmento de tubería comprendido entre el centro del primer círculo que puede afectar dicha área y el centro del último circulo que puede afectar a la misma; en consecuencia, el área de impacto potencial estaría comprendido por el rectángulo con lados iguales al segmento de tubería que puede afectar el área de alta consecuencia y el radio de impacto potencial (véase la Figura 3). El operador debe identificar las áreas de alta consecuencia a lo largo de la línea de transporte, de acuerdo con la metodología establecida por un ente regulador o en su defecto los procedimientos establecidos por el responsable de la integridad. Estas áreas deben tener la mayor prioridad dentro de un programa de gestión de integridad; en el Anexo B (Informativo) se presenta una metodología para la identificación de áreas de alta consecuencia como guía de referencia.

14


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Área de impacto potencial (área de la línea punteada) 1 000 pies Escuela

660 pies

300 pies r

r Línea de transporte

NOTA GENERAL

Este diagrama representa los resultados para un tubo de 30 pulgadas, con una MPOP de 1 000 psig. Figura 3. Área de impacto potencial

4.

RECOLECCIÓN, REVISIÓN E INTEGRACIÓN DE INFORMACIÓN

4.1

GENERALIDADES

Este numeral proporciona un proceso sistemático para que los responsables de la integridad de líneas de transporte de gas recolecten y utilicen efectivamente la información necesaria para la valoración de riesgo. Un conocimiento detallado de la línea de transporte y sus instalaciones son un componente esencial de un programa de gestión de integridad basado en desempeño. Además, la información sobre la historia operacional, el ambiente alrededor de la línea de transporte, las técnicas de mitigación empleadas empleadas y las revisiones de procedimientos y procesos también son necesarias. Los datos son un elemento clave en el proceso de toma de decisiones que se requiere para la implementación del programa. Cuando el responsable de la integridad carece de la información suficiente o cuando la información es de baja calidad, el responsable de la integridad debe seguir el proceso prescriptivo, tal como aparece en el Anexo A. Los procedimientos de la línea de transporte de gas, los planes de operación y mantenimiento, la información de incidentes de integridad, y otros documentos manejados por el responsable de la integridad requieren que la recolección de la información sea útil para la valoración del riesgo y de integridad. La integración de los datos es esencial para obtener de forma clara, precisa y completa, la información necesaria para implementar un programa de gestión de integridad.

15


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REQUISITOS DE INFORMACIÓN

El responsable de la integridad debe tener un plan detallado para recoger la información necesaria para valorar los riesgos y la integridad, y para mitigar las amenazas a las que está expuesta la integridad. Este plan debe indicar de manera explícita los sistemas de referencia (por ejemplo; abscisas, coordenadas, etc) usados para el registro de los datos e información y los métodos de correlación de esta información. La implementación del programa de gestión de integridad conlleva la recolección y establecimiento de prioridades en cuanto a la información adicional requerida para entender y prevenir/mitigar las amenazas a las que está expuesta la línea de transporte de gas. 4.2.1 Programa prescriptivo de gestión de integridad Se debe recolectar la información necesaria para evaluar cada amenaza del programa prescriptivo de gestión de integridad. La lista de datos se proporcionan para cada amenaza en el Anexo A - Informativo, y se resumen en la tabla 1. Todos los elementos de información especificados deben estar disponibles para cada amenaza con el fin de realizar la valoración de riesgo. Si tal información no está disponible, se debe asumir que la amenaza en particular aplica al segmento de la línea de transporte que se está evaluando. 4.2.2 Programa de gestión de integridad basada en desempeño No existe una lista normalizada de información requerida que aplique a todas las líneas de transporte para programas de gestión de integridad basada en desempeño. Sin embargo, el responsable de la integridad debe recolectar como mínimo aquellos elementos específicos requeridos para un programa de gestión prescriptiva. La cantidad y el tipo de información puede ser diferente para cada responsable de integridad y dependerá de cada línea de transporte de gas. Los métodos de valoración del riesgo más complejos aplicados en los programas de gestión de integridad basada en desempeño requieren más datos que aquellos relacionados en el Anexo A. Para el programa de gestión de integridad basado en desempeño, el responsable de integridad debe definir y documentar la información que utilizará en función de la metodología que utilizará para la implementación implementación del programa Inicialmente, las actividades estarán centradas en la recolección de la información necesaria para evaluar las áreas de interés y otras áreas específicas de alto riesgo. El responsable de la integridad recolectará la información requerida para realizar valoraciones de integridad a lo largo de la línea y cualquier otro dato adicional necesario para las valoraciones de riesgo en instalaciones y en la línea de transporte en general. Esta información deberá ser integrada posteriormente con los datos iniciales. El volumen y la clase de información deberán ir en aumento a medida que se implementa el plan en el transcurso de los años de la operación de la línea de transporte.

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Tabla 1. Información requerida para un programa prescriptivo de Integridad de líneas de transporte INFORMACIÓN DE ATRIBUTOS

CONSTRUCCIÓN

OPERACIONAL

INSPECCIÓN

4.3

Espesor de pared del tubo Diámetro Tipo de costura y factor de la junta Fabricante Fecha de fabricación Propiedades del Material Propiedades de equipos Año de instalación Método de doblado Método de junta, proceso y resultados de inspección Profundidad de tubería Cruces / chaquetas o camisas Presión de la prueba Métodos de recubrimiento en campo Suelo, material de relleno Informes de inspección Protección catódica instalada Tipo de recubrimiento Calidad del Gas Flujo promedio Presiones de operación normal máximas y mínimas Historia de fallas / fugas Condición del recubrimiento Desempeño del sistema de protección catódica Temperatura en las paredes del tubo Informes de inspección del tubo Monitoreo de corrosión OD/ID (Externa/interna) Fluctuaciones de presión Funcionamiento del regulador / alivio Invasiones del derecho de vía Reparaciones Vandalismo Fuerzas externas Pruebas de presión Inspecciones en línea Inspecciones con herramienta de geometría Inspecciones en excavación en forma de campana Inspecciones a la protección catódica Inspecciones de la condición de recubrimiento Auditoria y revisiones

FUENTES DE INFORMACIÓN

La información necesaria para los programas de gestión de integridad puede ser obtenida a partir de fuentes internas y externas (por ejemplo: información a nivel industrial). Generalmente la documentación que contiene la información requerida se encuentra en la documentación de construcción y diseño y en los registros actuales de operación y mantenimiento. Se necesita una revisión de todos los posibles sitios en los que podrían estar estos registros para documentar lo que esté disponible , la forma en que se encuentran (incluyendo las unidades y sistema de referencia) y determinar así, si existen deficiencias significativas de información. Si se encuentran deficiencias , las acciones para obtener la información pueden 17


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ser planeadas e iniciadas de acuerdo con su importancia. Es posible que se requieran inspecciones adicionales y tareas de recolección de información en campo. La existencia de un Sistema de Información de Gestión (MIS) o las bases de datos del Sistema de Información Geográfica (GIS) y los resultados de cualquier valoración del riesgo o de amenaza realizada previamente, son también fuentes de información útiles. También se puede obtener una introspección significativa de expertos en la materia y de aquellos involucrados en los procesos de valoración del riesgo y del programa de gestión de integridad. Los análisis de causa raíz de fallas anteriores son una fuente de información invaluable, ya que pueden reflejar necesidades adicionales de entrenamiento o calificación de personal. Una valiosa información para la implementación del programa de gestión de integridad puede ser adquirida a partir de fuentes externas, privadas o públicas. Esta puede incluir reportes de entidades gubernamentales y bases de datos que incluyan información como datos del suelo, datos demográficos e hidrología. Las organizaciones de investigación pueden proporcionar antecedentes sobre muchos aspectos relacionados con el tubo, útiles en la implementación de un programa de gestión de integridad. Los consorcios industriales y los responsables de la integridad de otras compañías también pueden ser fuentes de información importantes. Las fuentes relacionadas en la Tabla 2 son necesarias para iniciar el programa de gestión de integridad. A medida que el programa se desarrolla e implementa aparecen datos adicionales que deberían estar disponibles. Estos datos incluyen información de evaluación, examen e inspección obtenidos del programa y de los indicadores de desempeño, cubiertos en el numeral 9. Tabla 2. Fuentes típicas de la información para el programa de integridad de líneas de transporte Diagramas de Instrumentación y Procesos (P&ID) Diagramas de Alineación del tubo Notas/Registros del inspector durante la construcción Fotografía aérea del tubo Mapas/diagramas de las instalaciones Planos As-Built Certificados de fabrica de materiales Informes / diagramas de recorrido Especificaciones / normas del responsable de la integridad Especificaciones / normas de la industria Procedimientos de O&M Planes de respuesta a emergencias Registros de inspección Registros / informes de pruebas Reportes de incidentes de integridad Registros de cumplimiento de actividades de O&M Registros de diseño / ingeniería Evaluaciones técnicas Información del fabricante del equipo

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RECOLECCIÓN, REVISIÓN Y ANÁLISIS DE INFORMACIÓN

Se debe crear un plan que no solo incluya la recolección de la información sino también los procesos de revisión, análisis y extrapolación, los cuales son necesarios para verificar la calidad y consistencia de la información. Los registros deben ser mantenidos durante todo el proceso para identificar dónde y cómo se utiliza dentro de la valoración del riesgo la información que no ha sido verificada, de modo que se pueda considerar su impacto potencial sobre la variabilidad y precisión de los resultados de la valoración. También se deben determinar las unidades y resolución de la información. La consistencia de las unidades es esencial para la integración. Se deben hacer los esfuerzos necesarios para utilizar toda la información real de la tubería o las instalaciones. Se debe evitar el uso de las presunciones sobre la condición de integridad de la línea de transporte en lugar de información específica. Otra consideración que invalida el uso de información para una amenaza es la antigüedad de los datos. Los datos correspondientes a amenazas dependientes del tiempo tales como corrosión o SCC pueden no ser útiles si fueron recolectados muchos años antes de desarrollar el programa de gestión de integridad. En las amenazas estables y las independientes del tiempo, los datos antiguos son aplicables. La no disponibilidad de los datos no justifica excluir una amenaza del programa de gestión de integridad. Dependiendo de la importancia de la información, se pueden requerir esfuerzos adicionales de recolección de información en campo o acciones de inspección adicionales. 4.5

INTEGRACIÓN DE LA INFORMACIÓN

Los datos individuales se deben reunir y analizar en su contexto para entender completamente la valoración del riesgo dentro del programa de gestión de la integridad. Una fortaleza importante de un programa de gestión de integridad es su capacidad para combinarse y utilizar múltiples elementos de información obtenidos de diversas fuentes a fin de proporcionar una mayor confiabilidad en relación con si una amenaza específica puede o no aplicar a un segmento de la línea de transporte de gas. También puede conllevar a un mejor análisis del riesgo en general. Para las aplicaciones del programa de gestión de integridad, uno de los primeros pasos de integración de información incluye el desarrollo de un sistema de referencia común (y unidades de medidas consistentes) que permitan que los datos de diversas fuentes sean combinados y asociados con precisión a un abscisado común de la línea de transporte de gas. Por ejemplo, la inspección en línea (ILI) referencia la distancia a lo largo del interior de la tubería, que puede ser difícil de combinar directamente con las inspecciones que se realizan sobre la superficie en donde está ubicada la línea de transporte, tales como la Inspección de Potenciales a Intervalos Cortos (CIS). La Tabla 1 describe los datos que pueden ser evaluados de una manera estructurada, para determinar si una amenaza particular es aplicable al área de interés o al segmento que se está considerando. Inicialmente, esto se puede lograr sin la ayuda de los datos de inspección y puede incluir únicamente los datos de “atributos y construcción” del tubo, que aparecen en la Tabla 1. A medida que se tenga otra información, como datos de la inspección, se puede realizar un paso de integración adicional para confirmar la inferencia previa respecto a la validez de la amenaza que se presume. Tal integración de datos es muy efectiva para garantizar la necesidad y el tipo de medidas de mitigación que se deben utilizar.

19


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La integración de información también se puede lograr manual o gráficamente. Un ejemplo de integración manual es la sobreposición, a escala, del área del círculo de impacto potencial (véase el numeral 3) sobre una fotografía aérea de la línea de transporte de gas para determinar la extensión del área de impacto potencial. La integración gráfica se puede lograr cargando datos relacionados con el riesgo en un sistema MIS/GIS y sobreponiéndolos gráficamente para establecer la ubicación de la amenaza específica. Dependiendo de la resolución de datos utilizada, estos podrían ser aplicados en áreas locales o segmentos mayores, dependiendo si la información que se tiene es general o específica. También existen herramientas informáticas específicas para la integración de datos que facilitan los análisis donde se combina información. Los beneficios de integración de información pueden ser ilustrados con los siguientes ejemplos: EJEMPLO 1 Al revisar la información ILI, el responsable de la integridad sospecha de daños mecánicos en el cuadrante superior de una línea de transporte en un campo cultivado. También se sabe que el granjero ha estado arando en esta área y que la cobertura se pudo reducir. Cada uno de estos factores analizados individualmente suministran pistas sobre un posible daño mecánico, pero el análisis en conjunto resulta mucho más definitivo. EJEMPLO 2 El responsable de la integridad sospecha de la existencia de un posible problema de corrosión en una línea de transporte de gas de gran diámetro ubicada en un área muy poblada. Sin embargo, el CIS indica que hay una buena protección catódica en el área. Se realiza una inspección de condición del recubrimiento mediante la técnica de Gradiente de Voltaje de Corriente Directa (DCVG) y ésta revela que las soldaduras fueron cubiertas con cinta y que está en malas condiciones. Los resultados CIS no mostraron un problema potencial a la integridad del tubo, pero la integración de información evitó conclusiones incorrectas.

5.

VALORACIÓN DEL RIESGO

5.1

INTRODUCCIÓN

La valoración del riesgo debe ser realizada para líneas de transporte. Se requieren tanto para el programa de gestión de integridad prescriptivo como para el programa basado en desempeño. Para el programa prescriptivo, la valoración del riesgo se utiliza principalmente para establecer prioridades entre las actividades del plan de gestión de integridad. Ayudan a organizar la información para la toma de decisiones. Para el programa basado en desempeño, la valoración del riesgo tiene dos propósitos: primero, organizar la información para ayudarle a los responsables de la integridad a establecer prioridades y planear actividades, segundo, determinar cuando y cuáles actividades de inspección, prevención y mitigación serán realizadas. 5.2

DEFINICIÓN

El responsable de la integridad debe seguir este numeral en su totalidad para realizar un programa de gestión de integridad basado en desempeño. Un programa prescriptivo se debe realizar utilizando los requisitos identificados en este numeral y los contenidos en el Anexo A. El riesgo generalmente se describe como el producto de dos factores principales; la probabilidad de que ocurra algún evento adverso y las consecuencias resultantes de ese evento. Un método para calcular el riesgo es: Riesgoi = P i x C i para una sola amenaza 9

Riesgo =

∑ (P x C ) para las categorías de amenaza de 1 a 9 i

i

i= 1

20


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Total Riesgo del Segmento = P1 x C1 + P2 x C2 + … + P9 x C9 en donde =

probabilidad de falla

C

=

consecuencia de la falla

1a9

=

categoría de amenaza de falla (véase el numeral 2.2).

P

El método de análisis de riesgo utilizado debe abarcar todas las nueve categorías de amenaza o cada una de las 21 amenazas individuales para las líneas de transporte. Generalmente las consecuencias del riesgo, consideran componentes tales como el impacto potencial del evento sobre los individuos, propiedad, impacto en el negocio, e impacto ambiental, como aparece en el numeral 3. 5.3

OBJETIVOS DE LA VALORACIÓN DEL RIESGO

Para su aplicación a líneas de transporte, la valoración de riesgos tiene los siguientes objetivos: a)

Priorización de segmentos / líneas de transporte para programar las valoraciones de integridad y la mitigación.

b)

Valoración de los beneficios derivados de la mitigación

c)

Determinación de las medidas de mitigación más efectivas para las amenazas identificadas.

d)

Valoración del efecto sobre la integridad debido a la modificación en los intervalos de inspección

e)

Valoración del uso o la necesidad de metodologías de inspección alternativas.

f)

Ubicación más efectiva de recursos.

La valoración de riesgos proporciona una medida que evalúa el impacto potencial de los diferentes tipos de incidentes de integridad y la probabilidad de que ocurran tales eventos. Tener tal medida apoya el proceso de gestión de integridad, facilitando decisiones racionales y consistentes. Los resultados del riesgo se utilizan para identificar las ubicaciones para las valoraciones de integridad y la mitigación resultante. La revisión de ambos factores primarios (probabilidad y consecuencias) del riesgo evita enfocarse únicamente en los problemas más visibles o de mayor frecuencia, ignorando eventos potenciales que podrían causar un daño significativamente mayor. El proceso también evita enfocarse en eventos más catastróficos, pero improbables, con lo que se dejan de atender situaciones más factibles. 5.4

DESARROLLO DE UNA METODOLOGÍA DE VALORACIÓN DEL RIESGO

Como parte integral de cualquier programa de gestión de integridad de una línea de transporte, un proceso de valoración de riesgos efectivo debe proporcionar cálculos de riesgo que faciliten la toma de decisiones. Implementados adecuadamente, los métodos de valoración de riesgos pueden ser métodos analíticos que utilizan gran variedad de insumos que proporcionan mayor comprensión de la naturaleza y la ubicación de los riesgos a lo largo de una línea de t ransporte o dentro de una instalación.

21


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No se debe confiar únicamente en los métodos de valoración de riesgos para establecer cálculos de riesgo o para emprender acción o mitigar riesgos conocidos. Los métodos de valoración de riesgos deben ser utilizados en conjunción con personal experimentado (expertos en la materia y personas familiarizadas con las instalaciones) que revisen con frecuencia la información, las presunciones y los resultados de las valoraciones del riesgo. Tales revisiones basadas en la experiencia deben validar el resultado de la valoración de riesgo considerando otros factores relevantes no incluidos en el proceso, el impacto de las presunciones o la variabilidad de riesgo potencial causada por la información estimada o faltante. Estos procesos y sus resultados deben estar documentados en el plan de gestión de integridad. Una parte integral del proceso de valoración de riesgos es la incorporación de elementos de información adicionales o cambios en la información de las instalaciones. Para garantizar actualizaciones regulares, el responsable de la integridad debe incorporar el proceso de valoración de riesgos en los reportes de campo existentes, los procesos de ingeniería, los diagramas de proceso de las instalaciones y los procesos adicionales que lo requieran (véase el numeral 11, Gestión del cambio). 5.5

METODOLOGÍAS PARA LA VALORACIÓN DEL RIESGO

a)

Con el propósito de organizar las valoraciones de integridad para los segmentos de la línea de transporte, se debe establecer una prioridad con base en el valor de riesgo obtenido. Este valor de riesgo comprende la probabilidad general de falla y sus consecuencias. El análisis del riesgo puede ser bastante simple con valores que oscilan entre 1 y 3 (para reflejar riesgo alto, medio o bajo) o puede ser más complejo en involucrar un promedio mayor para ofrecer una diferenciación más grande entre los segmentos de la línea de transporte. La multiplicación de la probabilidad relativa y los números de consecuencia le brindan al responsable de la integridad un riesgo relativo para el segmento y una prioridad relativa para su valoración de integridad.

b)

El responsable de la integridad debe utilizar una o más de las siguientes metodologías de valoración de riesgo, teniendo en cuenta los objetivos del programa de gestión de integridad. Estas metodologías están relacionadas en orden de importancia ascendente en cuanto a su complejidad, sofisticación y requisitos de información. Las metodologías de valoración de riesgo son: Expertos en la Materia, Valoraciones Relativas, Valoraciones de Escenario y Valoraciones Probabilísticas. Los siguientes párrafos describen los métodos de valoración de riesgos para las cuatro metodologías relacionadas: 1)

Expertos en la materia . Los expertos de la compañía responsables de la integridad o consultores, con la información obtenida de la literatura técnica, pueden suministrar un valor numérico relativo que describa la probabilidad de falla para cada amenaza y las consecuencias resultantes. Los expertos son utilizados por el responsable de la integridad para analizar cada segmento de la línea de transporte, para asignar la probabilidad relativa y los valores de consecuencia y para calcular el riesgo relativo.

2)

Modelos de valoración relativa. Este tipo de valoración se construye sobre la experiencia específica de la línea de transporte, mayor información e incluye el desarrollo de modelos de riesgo que se enfocan en amenazas conocidas que han impactado históricamente en las operaciones de la línea de transporte. Tales métodos relativos o basados en información, utilizan modelos que identifican y sopesan cuantitativamente las amenazas principales y las consecuencias relevantes para las operaciones anteriores de la línea de transporte. Estas metodologías son consideraras modelos de riesgo relativo, porque los resultados 22


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de riesgo se comparan con los resultados generados por el mismo modelo. Proporcionan una clasificación de riesgos para el proceso de decisión de gestión de integridad. Estos modelos utilizan algoritmos, que sopesan las consecuencias y amenazas importantes y proporcionan información suficiente para evaluarlos. Los modelos de valoración relativa son más complejos y requieren información más específica del sistema de tubería que las metodologías de valoración del riesgo basadas en expertos en la materia. La metodología de valoración del riesgo relativo, el modelo y los resultados obtenidos deben ser documentados en el programa de gestión de integridad. 3)

Modelos basados en escenario. Este enfoque de valoración del riesgo crea modelos que generan la descripción de un evento o serie de eventos que conllevan a un nivel de riesgo, e incluye tanto la probabilidad como las consecuencias de tales eventos. Este método generalmente incluye la construcción de árboles de eventos, árboles de decisión y árboles de fallas. A partir de estos diagramas, se determinan los valores del riesgo.

4)

Modelos probabilísticos. Este enfoque es el más complejo y exigente con respecto a los requisitos de información. El resultado de riesgo se registra en un formato que se compara con las probabilidades de riesgo aceptables establecidas por el responsable de la integridad, en lugar de utilizar una base comparativa.

El responsable de la integridad debe aplicar el nivel de métodos de análisis de riesgo/integridad que satisfaga las necesidades del programa de gestión de integridad. Es posible utilizar más de una clase de modelo en todo el sistema de una empresa responsable de la integridad. Es necesaria una comprensión absoluta de las f ortalezas y limitaciones de cada método de valoración del riesgo antes de adoptar una estrategia a largo plazo. c)

Todas las metodologías de valoración del riesgo descritas tienen los siguientes componentes comunes: 1)

Identifican los eventos o condiciones potenciales que podría amenazar la integridad del sistema.

2)

Evalúan la probabilidad de falla y las consecuencias.

3

Permiten la clasificación e identificación de riesgos de amenazas específicas que tengan una influencia directa o conlleven al riesgo.

4)

Llevan a la identificación de valoración de integridad y a las opciones de mitigación.

5)

Proporcionan un mecanismo de retroalimentación de información.

6)

Proporcionan estructura y actualización continua para revaloraciones de riesgo.

Algunas metodologías de valoración del riesgo consideran la probabilidad y las consecuencias del daño, pero no tienen en cuenta si la falla ocurre como un escape o una ruptura. Las rupturas tienen más potencial para el daño que los escapes. En consecuencia cuando una metodología de valoración de riesgo no considera si una falla puede ocurrir como escape o ruptura, se debe asumir la ruptura como el peor de los casos. 23


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Tabla 3. Intervalos de Valoración de Integridad Amenazas dependientes de tiempo – plan prescriptivo de gestión de integridad Técnica de inspección

Intervalo (Años) (Nota (1))

Prueba de presión [Nota (5)]

5

15

Mayor o igual al 50 % del SMYS TP a 1.25 veces MPOP [Nota (2)] TP a 1.39 veces MPOP [Nota (2)] No permitido

20

No permitido

5

15

PF arriba de 1.25 veces MPOP [Nota (3)]} PF arriba de 1.39 veces MPOP [Nota (3)] No permitido

20

No permitido

5

15

Muestra de indicaciones examinadas [Nota (4)] Examinada toda indicación No permitido

20

No permitido

10

Inspección enlínea (ILI)

10

Valoración Directa

10

CRITERIO Mayor o igual al 30% y menor al 50% del SMYS TP a 1.4 veces MPOP [Nota (2)] TP a 1.7 veces MPOP [Nota (2) TP a 2.0 veces MPOP [Nota (2)] No permitido PF arriba de 1.4 veces MPOP [Nota (3)] PF arriba de 1.7 veces MPOP [Nota (3)] PF arriba de 2.0 veces MPOP [Nota (3)] No permitido Muestra de indicaciones examinadas [Nota (4)] Muestra de indicaciones examinadas[Nota (4)] Examinada toda indicación No permitido

Menor al 30% del SMYS TP a 1.7 veces MPOP [Nota (2)] TP a 2.2 veces MPOP [Nota (2)] TP a 2.8 veces MPOP [Nota (2)] TP a 3.3 veces MPOP [Nota (2)] PF arriba de 1.7 veces MPOP [Nota (3)] PF arriba de 2.2 veces MPOP [Nota (3)] PF arriba de 2.8 veces MPOP [Nota (3)] PF arriba de 3.3 veces MPOP [Nota (3)] Muestra de indicaciones examinadas [Nota (4)] Muestra de indicaciones examinadas [Nota (4)] Examinada toda indicación Examinada toda indicación

NOTA 1 Los intervalos son máximos y pueden ser menos dependiendo de las reparaciones hechas y de las actividades de prevención establecidas. Además, ciertas amenazas pueden ser extremadamente agresivas y reducir significativamente el intervalo entre inspecciones. La ocurrencia de una falla dependiente del tiempo requiere de la revaloración inmediata del intervalo. NOTA 2 TP es presión de prueba. NOTA 3 PF es la presión de falla prevista según lo determinado a partir de la ASME B31G o su equivalente. NOTA 4 Para el proceso de valoración directa, los intervalos para el examen directo de las indicaciones están especificados por el proceso. Estos intervalos se establecen para muestreo de indicaciones con base en su severidad y los resultados de exámenes previos. A menos que todas las indicaciones sean examinadas y reparadas, el intervalo máximo de reinspección es 5 años para tubería operando al 50 % o más SMYS y 10 años para tubería operando por debajo del 50 % de SMYS. NOTA 5 El responsable de la integridad puede utilizar como técnica de inspección gas comprimido (aire u otro) para lo cual deberá homologar la TP de acuerdo con los criterios de la Tabla.

5.6

ANÁLISIS DEL RIESGO

5.6.1 Análisis del riesgo para el programa prescriptivo de gestión de integridad El análisis del riesgo desarrollado para un programa prescriptivo de gestión de integridad se utiliza para priorizar las valoraciones de integridad del segmento de la línea. Una vez que se ha establecido la integridad de un segmento, se especifica el intervalo de reinspección de acuerdo con lo indicado en la Tabla 3. Los análisis del riesgo para el programa prescriptivo utilizan un mínimo de información. No pueden ser utilizados para aumentar los intervalos de reinspección. 24


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Cuando el responsable de la integridad sigue los intervalos de reinspección prescriptivos, se consideran apropiadas las metodologías de valoración del riesgo más simples que aparecen en el numeral 5.5. 5.6.2 Análisis de riesgo para el programa de gestión de integridad basado en desempeño El programa debe priorizar las valoraciones iniciales de integridad utilizando cualquiera de los métodos descritos en el numeral 5.5. Los análisis del riesgo para el programa basados en desempeño pueden ser utilizados como base para establecer los intervalos de inspección. Tales análisis del riesgo requieren de más elementos de información que los requeridos en el Anexo A y análisis más detallados. Los resultados de estos análisis también pueden ser usados para evaluar métodos de prevención y mitigación alternativos y su asignación de tiempos. Una estrategia inicial para el responsable de la integridad con mínima experiencia que esté utilizando métodos de análisis del riesgo estructurados, puede incluir la adopción de una metodología más sencilla para corto plazo, tal como un modelo de valoración relativa del riesgo o valoración del riesgo basada en expertos en la materia. A medida que se gana experiencia e información adicional, el responsable de la integridad puede realizar la transición a un método más comprensible. 5.7

CARACTERÍSTICAS DE UNA METODOLOGÍA DE VALORACIÓN DEL RIESGO EFECTIVA

Considerando los objetivos resumidos en el numeral 5.3, existen varias características generales que contribuyen a la efectividad general de una valoración del riesgo, ya sea para un programa prescriptivo o uno basado en desempeño. Estas características incluyen lo siguiente: a)

Atributos. Cualquier metodología de valoración del riesgo contiene una lógica definida y está estructurada para proporcionar un análisis del riesgo completo, preciso y objetivo. Algunos métodos de riesgo requieren una estructura más rígida. Los métodos basados en conocimiento son menos rigurosos en su aplicación y requieren mayores insumos de parte de los expertos en la materia. Todos siguen una estructura establecida y consideran las nueve categorías de amenazas y consecuencias para la línea de transporte.

b)

Recursos. Se debe ubicar personal y tiempo adecuados para permitir la implementación de la metodología seleccionada y las condiciones futuras.

c)

Historia de operación/mitigación. Cualquier valoración del riesgo debe considerar la frecuencia y consecuencia de eventos pasados. Preferiblemente debe incluir el sistema de tubería o un sistema similar, pero se puede utilizar otra información industrial donde no haya suficientes datos disponibles inicialmente. Además, el método de valoración del riesgo debe tener en cuenta cualquier acción correctiva o de mitigación de riesgo que haya ocurrido con anterioridad.

d)

Capacidad predictiva. Para ser efectivo, un método de valoración del riesgo debe poder identificar las amenazas a la integridad de la línea de transporte que no se han considerado con anterioridad. Debe poder utilizar la información de diversas inspecciones a la línea de transporte para proporcionar los cálculos de riesgo que puedan resultar de amenazas que no se han reconocido con anterioridad como áreas de problema potencial. Otro enfoque valioso es el uso de la tendencia, donde se 25


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recogen los resultados de inspecciones, exámenes y evaluaciones en función del tiempo, para predecir condiciones futuras. e)

Confianza de riesgo. Cualquier información aplicada en un proceso de valoración del riesgo debe ser revisada (véase el numeral 12, Control de calidad). La información inexacta produce un resultado de riesgo menos preciso. Para la información cuestionable o faltante, el responsable de la integridad debe determinar y documentar los valores predeterminados que se utilizarán y la razón por la cual fueron elegidos. El responsable de la integridad debe seleccionar valores predeterminados que reflejen conservadoramente los valores de otros segmentos similares en la línea de transporte o en su sistema. Estos valores conservadores pueden elevar el riesgo de la línea de transporte y motivar la acción para obtener información precisa. A medida que se obtienen datos, se eliminan las incertidumbres y se pueden reducir los valores de riesgo resultantes.

f)

Retroalimentación. Este es uno de los pasos más importantes en un análisis de riesgo efectivo. Cualquier método de valoración del riesgo no debe ser considerado como una herramienta estática, sino como un proceso de mejoramiento continuo. La retroalimentación efectiva es un componente esencial del proceso en la validación del modelo de riesgo continuo. Además el modelo debe ser adaptable para ajustarse a las nuevas amenazas.

g)

Documentación. El proceso de valoración del riesgo debe ser documentado por completo para proporcionar los antecedentes y la justificación técnica para los métodos y procedimientos usados y su impacto en las decisiones basadas en los cálculos de riesgo. Al igual que el proceso de riesgo en sí, tal documentación debe ser ajustada periódicamente a medida que se incorporan modificaciones o cambios al proceso de riesgo.

h)

Determinaciones “¿Qué pasa si?” ( What If ?). Un modelo de riesgos efectivo debe contener la estructura necesaria para realizar cálculos “¿Qué pasa si?”. Esta estructura puede proporcionar cálculos de los efectos de los cambios en función del tiempo y el beneficio de la reducción de riesgos por mantenimiento o acciones remediables.

i)

Factores de Medición. Todas las amenazas y consecuencias contenidas en un proceso de valoración del riesgo relativo no deben tener el mismo nivel de influencia sobre el cálculo de riesgo. Por lo tanto, se debe incluir un conjunto estructurado de factores de medición que indique el valor de cada componente de valoración del riesgo, incluyendo la probabilidad de falla y las consecuencias. Tales factores pueden estar basados en la experiencia operacional, en la opinión de expertos en la materia o en la experiencia industrial.

j)

Estructura. Cualquier proceso de valoración del riesgo debe proporcionar como mínimo la capacidad de comparar y clasificar los resultados de riesgo para apoyar el proceso de decisión en el programa de gestión de integridad. También debe proporcionar varias clases de comparaciones y evaluación de información, estableciendo cuáles amenazas o factores particulares son generadores primarios de riesgo o tienen la mayor influencia sobre el resultado. El proceso de valoración del riesgo debe ser estructurado, documentado y verificado.

k)

Segmentación. Un proceso de valoración del riesgo efectivo debe establecer una longitud de segmento de la línea de transporte suficiente para evaluar y gestionar su nivel de riesgo. Tales análisis facilitan la ubicación de las áreas de alto riesgo locales, que pueden necesitar de atención inmediata. Para propósitos de valoración del riesgo, 26


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la longitud de los segmentos puede oscilar de unidades de metros a kilómetros, dependiendo de los atributos de la línea de transporte, de su ambiente y de cualquier otra información. Otro requisito del modelo involucra la capacidad para actualizar el modelo de riesgo para tener en cuenta la mitigación o cualquier otra acción que cambie el riesgo en un tramo particular. Esto se puede ilustrar asumiendo que se han identificado dos segmentos adyacentes de un kilómetro. Supongamos que se remplaza un tubo desde el punto medio de un segmento hasta algún punto dentro del otro. Con el propósito de tener en cuenta la reducción de riesgo, la longitud de la línea de transporte que comprende estos dos segmentos ahora se convierte en cuatro segmentos de análisis de riesgo. Esto se denomina “segmentación dinámica”. 5.8

MÉTODOS DE VALORACIÓN UTILIZANDO CÁLCULOS DE RIESGO

En el numeral 5.5 se presenta una descripción de varios detalles y complejidades asociados con los diferentes procesos de valoración del riesgo. Los responsables de la integridad que no han realizado un proceso de valoración del riesgo formal con anterioridad, pueden encontrar beneficio en un análisis de riesgos inicial. Los resultados de este monitoreo pueden ser implementados dentro de un periodo de tiempo corto y se puede enfocar en las áreas más importantes. Una valoración de riesgos general puede no incluir el sistema completo de la línea de transporte, sino estar limitado a áreas con historia de problemas o donde una falla podría tener las consecuencias más severas. La valoración del riesgo y la recolección de información puede estar entonces enfocada en las amenazas más probables que no requieran de detalles excesivos. Una valoración del riesgo apropiada para esta metodología puede incluir modelo de riesgo relativo simple o expertos en la materia, como está descrito en el numeral 5.5. La aplicación de cualquier metodología de análisis de riesgo debe ser considerada como un elemento de proceso continuo y no como un evento de una sola vez. Un período específico definido por el responsable de la integridad debe ser establecido para una reevaluación de riesgo en todo el sistema, pero sin exceder el intervalo máximo requerido indicado en la Tabla 3. Los segmentos que contienen indicaciones que están programadas para inspección o que tienen que ser monitoreadas, deben ser evaluados dentro de los intervalos de tiempo que mantienen la integridad del sistema. La frecuencia de la reevaluación del sistema debe ser por lo menos anual, pero puede ser más frecuente de acuerdo con al importancia de los cambios en la información. Tal reevaluación debe incluir toda la línea de transporte o segmentos que se encuentran en el proceso de análisis del riesgo para garantizar que se refleje en la reevaluación los resultados de la inspección más reciente y que cualquier comparación de riesgo sea equitativa. Los procesos y métodos de valoración del riesgo utilizados deben ser revisados periódicamente para garantizar que continúen brindando resultados precisos y consistentes con los objetivos de todo el programa de gestión de integridad . Serán necesarios algunos ajustes y mejoras a los métodos de valoración de riesgos a medida que se obtiene información más precisa y completa relacionada con los atributos del sistema de tubería. Estos ajustes requieren un re-análisis de los segmentos de la línea de transporte incluidos en el programa de gestión de integridad para garantizar que se hagan valoraciones o comparaciones equivalentes. 5.9

RECOLECCIÓN DE INFORMACIÓN PARA VALORACIÓN DEL RIESGO

El asunto de recolección de información se ha discutido en el numeral 4 de esta norma. Al analizar los resultados de las valoraciones del riesgo, el responsable de la integridad puede encontrar que se requiere información adicional. Para mejorar la claridad de los resultados y confirmar su racionalidad es posible que se necesite el recalculo (ó la iteración) de variables dentro del proceso de valoración del riesgo. 27


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La determinación del riesgo de amenazas potenciales dará como resultado la especificación del mínimo de información requerido para la implementación del proceso de riesgo seleccionado. Si no hay disponibles elementos de información significativos, es posible que se requieran realizar algunas modificaciones al modelo propuesto después de revisar cuidadosamente el impacto de la información faltante y teniendo en cuenta el efecto potencial de las incertidumbres creadas por el uso de valores de cálculos requeridos. Una alternativa podría ser utilizar elementos de información relacionados para inferir un cálculo de amenaza. 5.10

PRIORIZACIÓN PARA EL PROGRAMA PRESCRIPTIVO Y EL PROGRAMA BASADO EN DESEMPEÑO

El primer paso en la priorización generalmente involucra clasificar los resultados de riesgo de cada segmento particular en orden descendente. Una clasificación similar se puede lograr separadamente separadamente considerando en forma descendente o en forma decreciente las consecuencias consecuencias o los niveles de probabilidad de falla. Al segmento de nivel de riesgo más alto se le debe asignar una prioridad mayor al decidir dónde implementar una valoración de integridad o mitigación. Además, el responsable de la integridad debe evaluar los factores de riesgo que causan niveles de riesgo más altos para segmentos particulares. Estos factores pueden ser aplicados para ayudar a seleccionar, priorizar y programar sitios para acciones de inspección tales como prueba de presión, inspección en línea (ILI) o valoración directa. Por ejemplo, un segmento de una línea de transporte puede estar clasificado como extremadamente alto para una amenaza, pero tener una clasificación mucho menor para amenazas combinadas en comparación con todos los otros segmentos. La identificación del segmento de amenaza única más alta puede ser más apropiada que la identificación del segmento de amenaza combinada más alto. En los análisis de riesgos iniciales, los resultados de riesgos podrían ser evaluados simplemente sobre una base de “alto-medio-bajo” o como un valor numérico. Cuando los segmentos que se comparan tienen valores de riesgo similares, la probabilidad de falla y las consecuencias se deben considerar en forma separada. Esto puede conllevar a que al segmento de consecuencia más alta se le dé una prioridad mayor. Los factores f actores que incluyen la disponibilidad disponibilidad de línea y los requisitos de sistema, también pueden influir en la priorización. El plan también debe proporcionar la eliminación de cualquier amenaza específica de la valoración de riesgos. Para un programa prescriptivo, en el Anexo A – Informativo se especifica la información mínima requerida y los criterios para la valoración de riesgos, con el propósito de no hacerle análisis innecesarios a una amenaza. El programa basado en desempeño que utiliza métodos de análisis más comprensibles comprensibles debe considerar lo siguiente con el propósito de excluir una amenaza en un segmento: a)

No existe historia de una amenaza impactando el segmento en particular o el sistema de tubería.

b)

La amenaza no está apoyada por información informació n industrial industria l aplicable o por la experiencia.

c)

La amenaza no está implícita en elementos de información relacionados. relacionados.

d)

La amenaza no está apoyada por análisis similares.

e)

La amenaza no es aplicable a las condiciones de operación del sistema o segmento.

28


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Más específicamente, (c) considera la aplicación de elementos de información relacionados para proporcionar indicaciones de la presencia de una amenaza cuando no están disponibles otros datos. Como ejemplo, para la amenaza de corrosión externa se pueden utilizar múltiples elementos de información tales como tipo de suelo/nivel de humedad, información de protección catódica (CP), información CIS, demanda actual de CP, y condición del recubrimiento ó si uno no está disponible, un subconjunto puede ser suficiente para determinar si la amenaza debe ser considerada para ese segmento. El literal (d) considera la evaluación de los segmentos de la línea de transporte o condiciones similares similares y conocidas que pueden ser utilizadas como base para evaluar la existencia de amenazas en las líneas de transporte con información faltante. El literal (e) presenta el hecho de que algunos sistemas o segmentos de la línea de transporte no son vulnerables a algunas amenazas. Por ejemplo, con base en la experiencia y en la investigación industrial, las líneas de transporte que operan a bajos niveles de tensión no desarrollan fallas relacionadas con SCC. La no disponibilidad de elementos de información identificados no es justificación para excluir una amenaza del programa de gestión de integridad. Dependiendo de la importancia de la información, se pueden requerir acciones de inspección adicionales o recolección de información en el campo. Además, una amenaza no puede ser excluida sin considerarse la posibilidad de interacción con otras. Por ejemplo, se debe considerar el recubrimiento para protección catódica en terreno rocoso, donde tal protección puede no evitar la corrosión en áreas de recubrimiento recubrimiento dañado. Al considerar la exclusión de una amenaza, se debe tener cuidado con aquellas amenazas clasificadas como dependientes de tiempo aunque tal evento puede no haber ocurrido en cualquier segmento, sistema o instalación dados, el hecho de que la amenaza se considere dependiente de tiempo debe requerir de una justificación muy fuerte para su exclusión. Algunas amenazas tales como la corrosión interna y SCC, pueden no ser inmediatamente evidentes y pueden llegar a ser una amenaza significativa aún después de extensos períodos de operación. 5.11

VALORACIÓN DE LA INTEGRIDAD Y MITIGACIÓN

El proceso comienza examinando la naturaleza de los riesgos más significativos. Los generadores de riesgo para cada segmento de alto riesgo deben ser considerados al determinar la valoración de integridad más efectiva y la opción de mitigación. El numeral 6 presenta la valoración de integridad y el numeral 7 presenta las opciones que se utilizan más comúnmente para mitigar amenazas. Se requiere un recálculo de riesgo de cada segmento después de la valoración de integridad o de la mitigación para garantizar que la integridad del sistema pueda ser mantenida hasta el siguiente intervalo de inspección. Es necesario considerar varias opciones o combinaciones de valoraciones de integridad y de mitigación que se enfoquen directamente en la amenaza principal. También es prudente considerar la posibilidad de utilizar nuevas tecnologías que puedan proporcionar una metodología de mitigación de riesgo más efectiva. 5.12

VALIDACIÓN

La validación de los resultados del análisis de riesgo es uno de los pasos más importantes en cualquier proceso de valoración. Esto se debe hacer para asegurar que los métodos utilizados han producido resultados lógicos y que son consistentes con la experiencia de la industria y del responsable de la integridad. Se requiere una re-valoración y modificación del proceso de valoración del riesgo si como resultado del mantenimiento o de otras actividades, se encuentran áreas que no estén representadas con exactitud por el proceso de valoración del riesgo. Se debe identificar y documentar un proceso de validación de riesgos en el programa de gestión de integridad. 29


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Las validaciones del resultado de riesgos pueden ser ejecutadas con éxito, realizando inspecciones, exámenes y evaluaciones en sitios indicados como de alto o bajo riesgo para determinar si los métodos están caracterizando correctamente los riesgos. La validación se puede lograr considerando otra información del sitio respecto a la condición de un segmento de la línea de transporte y la condición determinada durante la acción de mantenimiento o las tareas remediables previas. Una valoración del riesgo especial realizada utilizando información conocida antes del mantenimiento puede indicar si se están generando resultados útiles. 6.

VALORACIÓN DE INTEGRIDAD

6.1

GENERALIDADES

Con base en las prioridades determinadas por la valoración del riesgo, el responsable de la integridad debe realizar valoraciones de integridad utilizando los métodos apropiados. Los métodos que pueden ser usados son: Inspección en línea, prueba de presión, valoración directa o las otras metodologías presentadas en el numeral 6.5. El método de valoración de integridad se basa en las amenazas a las cuales el segmento es susceptible. Es posible que se requiera más de un método y herramienta para enfrentar todas las amenazas en un segmento de la línea de transporte. De otra parte, la inspección utilizando cualquiera de los métodos de valoración de integridad puede no ser la acción apropiada a tomar para ciertas amenazas. Otras acciones tales como la prevención podrían proporcionar mejores resultados de gestión de integridad. El numeral 2 proporciona una lista de amenazas dividida en tres grupos: Dependientes del tiempo, estables e independientes del tiempo. Las amenazas dependientes del tiempo generalmente se pueden enfrentar utilizando cualquiera de los métodos de valoración de integridad discutidos en este numeral. Las amenazas estables, tales como defectos de fabricación pueden ser enfrentadas mediante pruebas de presión, mientras que las amenazas de equipo y construcción generalmente pueden ser enfrentadas mediante el examen y evaluación del equipo, del componente o de la unión específicos. Las amenazas al azar generalmente no pueden manejarse mediante el uso de los métodos de valoración de integridad discutidos en este numeral, sino que están sujetos a las medidas preventivas relacionadas relacionadas en el numeral 7. El uso de un método particular de valoración de integridad puede hallar indicaciones acerca de amenazas diferentes de las cuales pretendía evaluar. Por ejemplo, la amenaza de un tercero por lo general se maneja mejor mediante la implementación de actividades de prevención; sin embargo, una herramienta de inspección en línea puede arrojar como resultado el hallazgo de una abolladura en la mitad del tubo. El examen de la abolladura debe ser entonces la acción apropiada para determinar si se dañó el tubo debido a la actividad del tercero. Es importante tener en cuenta que algunos de los métodos de valoración de integridad discutidos en este numeral solamente proporcionan indicaciones de anomalías. Con el fin de caracterizar una anomalía, se requiere de la evaluación utilizando inspección visual y una variedad de técnicas de ensayos no destructivos (END). El responsable de la integridad puede elegir ir directamente al examen y evaluación de la longitud total del segmento de la línea de transporte que se está evaluando en lugar de realizar inspecciones. Por ejemplo, el responsable de la integridad puede optar por realizar un examen visual de la tubería descubierta para localizar amenazas de corrosión externa. Como el tubo es accesible para esta técnica y la corrosión externa se puede evaluar con prontitud, entonces no es necesaria una inspección en línea.

30


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INSPECCIÓN EN LÍNEA DE LA LÍNEA DE TRANSPORTE

La inspección en línea (ILI) es un método de valoración de integridad utilizado para localizar y preliminarmente caracterizar indicaciones de pérdida de metal en una línea de transporte. La efectividad de la herramienta ILI utilizada depende de la condición de la sección específica de la línea de transporte que se va a inspeccionar y qué tan bien se ajusta a los requisitos impuestos por los objetivos de inspección. Los siguientes numerales analizan el uso de herramientas ILI para ciertas amenazas. 6.2.1 Herramientas de pérdida de metal para la amenaza de corrosión interna y externa Para estas amenazas, se pueden utilizar las siguientes herramientas; su efectividad está limitada por la tecnología que emplea la herramienta. a)

Herramienta de inspección por el principio de fuga de flujo magnético de resolución estándar (MFL). Más adecuada para la detección de pérdida de metal que para dimensionarla. La exactitud en el dimensionamiento está limitada por el tamaño del sensor. Es sensible a ciertas anomalías metalúrgicas tales como costras y astillas. No es confiable para la detección o dimensionamiento de la mayoría de diferentes anomalías de pérdida de metal. No es confiable para la detección o dimensionamiento de anomalías de pérdida de metal alineadas axialmente. Las altas velocidades de la herramienta de inspección degradan la exactitud del dimensionamiento.

b)

Herramienta de inspección por el principio de fuga de flujo magnético de resolución alta. Proporciona mayor exactitud en la medición que las herramientas de resolución estándar. Mayor precisión de medición para formas con anomalías geométricamente simples. La exactitud en la medición se degrada ante hendiduras o cuando la geometría de la anomalía se hace más compleja. Esta herramienta tiene alguna capacidad para detectar anomalías diferentes de pérdida de metal, pero esta capacidad varía de acuerdo con las geometrías y características de la anomalía. Generalmente no es confiable para anomalías alineadas axialmente. Las altas velocidades de la herramienta de inspección degradan la exactitud del dimensionamiento.

c)

Herramienta de onda ultrasónica longitudinal. Generalmente requiere un acoplante líquido. No tiene capacidad de detección o medición donde se pierden las señales de retorno, lo cual puede ocurrir en anomalías con perfiles rápidamente cambiantes, en algunos dobleces y cuando una anomalía está cubierta por una laminación y es sensible a desechos y depósitos en la pared interna del tubo. Las altas velocidades de la herramienta de inspección degradan la exactitud del dimensionamiento

d)

Herramienta de onda ultrasónica transversal cortante,. Requiere un acoplante líquido. La exactitud de la medición está limitada por el número de sensores y la complejidad de la anomalía. Su precisión se degrada ante la presencia de incisiones e impurezas en la pared del tubo. Las altas velocidades de la herramienta de inspección degradan la exactitud del dimensionamiento

e)

Herramienta de flujo transversal. Más sensible a las anomalías de pérdida de metal alineadas axialmente, que las herramientas MFL de resolución alta y estándar. También puede ser sensible a otras anomalías alineados axialmente. Menos sensible que las herramientas MFL de resolución alta y estándar a las anomalías alineadas circunferencialmente. Generalmente proporciona menos precisión de medición que las herramientas MFL de alta resolución para la mayoría de geometrías de la anomalía. Las altas velocidades de la herramienta de inspección degradan la exactitud del dimensionamiento 31


NTC 5747

6.2.2 Herramientas para detección de grietas para amenaza de SCC Para esta amenaza se pueden utilizar las siguientes herramientas. Su efectividad está limitada por la tecnología que la herramienta emplee: a)

Herramienta de onda ultrasónica transversal. Requiere un acoplante líquido. La exactitud del dimensionamiento está limitada por el número de sensores y la complejidad del grupo de grietas. Su precisión se degrada ante la presencia de incisiones e impurezas en la pared del tubo. Las altas velocidades de la herramienta de inspección degradan la exactitud del dimensionamiento

b)

Herramienta de flujo transversal. Es capaz de detectar algunas grietas alineadas axialmente, que no corresponden a SCC, con la misma limitación para su exacto dimensionamiento . Las altas velocidades de la herramienta de inspección degradan la exactitud del dimensionamiento.

6.2.3 Herramientas de calibración geométrica y de pérdida de metal por la amenaza de daño mecánico y de daños por terceros Las abolladuras y áreas de pérdida de metal son el único aspecto de estas amenazas para el que las herramientas ILI se pueden utilizar efectivamente para detección y dimensionamiento. Las herramientas de deformación o geometría a menudo son más utilizadas para detectar daños en la línea, que involucran deformación de la sección transversal del tubo. Tal daño puede ser causado durante la construcción y las abolladuras pueden ser producidas por colocar los tubos sobre las rocas, por daños de terceros y por arrugas causadas durante el cargue o almacenamiento irregular de la tubería. La herramienta de calibración geométrica de más baja resolución es el marrano de una o varias placas de calibración. Este tipo de herramienta es adecuada para identificar y localizar deformaciones severas en la sección transversal del tubo. Una resolución mayor se obtiene utilizando herramientas de calibración geométrica estándar que registren un canal de información para cada brazo del calibrador, generalmente 10 ó 12 espaciados alrededor de la circunferencia. Este tipo de herramienta puede ser utilizado para discernir acerca de la gravedad de la deformación y algunos aspectos generales del daño. Con análisis adicional, es posible identificar indicaciones de contorno agudo o calcular las deformaciones asociadas con la indicación, utilizando la lectura de la herramienta de calibración geométrica estándar. Las herramientas de calibración geométrica de alta resolución proporcionan la información más detallada acerca de la deformación. Algunas también pueden indicar inclinación ó cambio en la inclinación, lo cual puede ser útil para identificar dobleces en la línea de transporte. Los daños producidos por terceros que han sido reparados ejerciendo presión interna en el tubo, todavía pueden ser una dificultad para los límites inferiores de detección confiable de herramientas estándar y de alta resolución. Ha existido un éxito muy relativo identificando daños producidos por terceros utilizando herramientas de dispersión de f lujo magnético, porque no son útiles para la medición de deformaciones. 6.2.4 Todas las demás amenazas La inspección en línea generalmente no es el método apropiado para utilizarse con todas las otras amenazas relacionadas en el numeral 2.

32

NORMA TÉCNICA COLOMBIANA 6.2.5 a)

b)

NTC 5747

Consideraciones especiales para el uso de herramientas de inspección en línea Se debe considerar lo siguiente al seleccionar la herramienta adecuada: 1)

Sensibilidad de detección: El tamaño mínimo de la anomalía especificada para la herramienta ILI debe ser menor que el tamaño de anomalía que se busca detectar.

2)

Clasificación. Diferenciación entre los tipos de anomalías

3)

Exactitud de calibración. Permite la priorización y es clave para un plan de gestión de integridad exitoso.

4)

Exactitud de ubicación. Permite ubicar anomalías por excavación.

5)

Requisitos para valoración de anomalías. Los resultados de ILI tienen que ser adecuados para el programa de valoración de anomalías específico del responsable de la integridad.

Generalmente, los responsables de la integridad de la línea de transporte responden un cuestionario suministrado por el proveedor de ILI que debe relacionar todos los parámetros y características relativos de la sección de la línea de transporte que va a ser inspeccionada. Algunos de los temas más importantes que se deben considerar son: 1)

Preguntas respecto a la línea de transporte. Revisión de las características del tubo tales como grado de acero, tipos de soldadura, longitud, diámetro, grosor de las paredes, perfiles de elevación, etc. También la identificación de restricciones, dobleces, ovalidades conocidas, válvulas, acoples y anillos con los que se vaya a encontrar la herramienta ILI.

2)

Trampas de lanzamiento y recibo. Deben ser revisados para determinar su conveniencia, ya que las herramientas ILI varían en longitud general, complejidad, geometría y maniobrabilidad.

3)

Limpieza de tubo. Puede afectar significativamente la recolección de información.

4)

Tipo de fluido. Gas o líquido, afectan la posible selección de tecnologías.

5)

Caudal, presión y temperatura. El caudal de gas influye en la velocidad de inspección de la herramienta ILI. Si las velocidades están fuera de los promedios normales, se puede ver comprometida la resolución. El tiempo total de inspección está determinado por la velocidad de la herramienta de inspección, y está limitado por la capacidad total de las baterías y el almacenamiento de información disponible en la herramienta. Las altas o bajas temperaturas pueden afectar la calidad de operación de la herramienta y por lo tanto se deben tener en cuenta.

6)

Desvío de producto - suplemento. La reducción del flujo de gas y la capacidad de reducción de velocidad en la herramienta ILI pueden ser una consideración en las líneas de mayor velocidad. De otra parte, se debe considerar la disponibilidad de gas suplementario donde el caudales demasiado bajo. 33

NORMA TÉCNICA COLOMBIANA c)

NTC 5747

El responsable de la integridad debe evaluar la confiabilidad general del método ILI observando lo siguiente: 1)

Nivel de confianza del método ILI (por ejemplo: probabilidad de detectar, clasificar y medir las anomalías)

2)

Historia de la herramienta / método ILI

3)

Promedio de inspecciones exitosas / fallidas

4)

Capacidad de la herramienta para inspeccionar la longitud y circunferencia totales de la sección.

5)

Capacidad para indicar la presencia de anomalías de múltiples causas.

Generalmente, los representantes del responsable de la integridad de la línea de transporte y el proveedor de servicio ILI deben analizar el objetivo de la inspección y ajustar los factores significativos conocidos acerca de la línea de transporte y las anomalías esperadas con la capacidad y desempeño de la herramienta. El responsable de la integridad debe registrar el proceso utilizado en el plan de gestión de integridad para la selección e implementación de las inspecciones ILI. 6.2.6 Examen y evaluación Los resultados de la inspección en línea solamente proporciona indicaciones de anomalías, con alguna caracterización de la misma. Se requiere un análisis de depuración de esta información para determinar el periodo para el examen y evaluación. Este periodo se describe en el numeral 7 El examen consta de gran variedad de técnicas de inspección directa incluyendo inspección visual, inspección con equipo END, y la toma de mediciones para caracterizar el defecto en las excavaciones de inspección donde se han detectado anomalías. Una vez caracterizada la anomalía, el responsable de la integridad debe evaluarla para determinar la mitigación apropiada. La mitigación se presenta en el numeral 7. 6.3

PRUEBA DE PRESIÓN

La prueba de presión ha sido un método ampliamente aceptado por la industria para validar la integridad de las líneas de transporte. Este método de valoración de integridad puede ser tanto una prueba de resistencia como una prueba de fugas. La selección de este método debe ser adecuada para las amenazas que se están evaluando. ASME B31.8 contiene detalles sobre la realización de pruebas de presión para revisiones durante la construcción y para los exámenes después de que la línea de transporte ha estado en servicio por un periodo de tiempo. La norma especifica la prueba de presión por realizar y la duración de la prueba para controlar ciertas amenazas. También especifica bajo qué condiciones se pueden emplear los diversos medios de prueba. El responsable de la integridad debe considerar los resultados de la valoración de riesgos y los tipos de anomalías esperadas para determinar cuando realizar inspecciones empleando la prueba de presión.

34


NTC 5747

6.3.1 Amenazas dependientes de tiempo La prueba de presión es apropiada al enfrentar amenazas dependientes de tiempo. Estas amenazas son corrosión externa, corrosión interna, y SCC, y otros mecanismos de corrosión influenciados por el ambiente. 6.3.2 Amenazas por fabricación y otros defectos relacionados La prueba de presión es apropiada para evaluar aspectos relacionados con el tipo de costura del tubo en la amenaza de fabricación. Esta prueba de presión debe cumplir con los requisitos de la NTC 3728 o equivalentes de acuerdo con las consideraciones de diseño aplicables. Para la misma se debe definir si se utiliza aire o agua. Se ha conocido que se pueden presentar problemas en costuras de tubería cuando el factor de junta es menor que 1,0 (por ejemplo, tubos soldados con soldadura a solapa y soldadura a tope) ó si la línea de transporte comprende tubos soldados con soldadura a tope por presión con resistencia eléctrica (ERW) de baja frecuencia. Al aumentar la MPOP de una línea de transporte o la presión de operación por encima de la presión de operación histórica (por ejemplo, la presión más alta registrada en los cinco años anteriores a la fecha de ratificación de esta norma), la prueba de presión debe ser realizada para determinar el comportamiento de las uniones. La prueba de presión debe ser realizada de acuerdo con ASME B31.8; hasta por lo menos 1,25 veces la MPOP. El ASME B31.8 define cómo realizar pruebas para las fases de postconstrucción y en servicio de las líneas de transporte. 6.3.3 Todas las otras amenazas La prueba de presión generalmente no es el método de valoración de integridad apropiado para utilizar con todas las otras amenazas relacionadas en el numeral 2. 6.3.4 Examen y evaluación Cualquier sección de tubo que no pase una prueba de presión, debe ser examinada para evaluar que la falla fue debido a la amenaza para la cual se ha planeado la prueba. Si la falla fue debido a otra amenaza, la información de la falla durante la prueba debe ser integrada con la información relativa a la otra amenaza y se debe revaluar el segmento. 6.4

VALORACIÓN DIRECTA

La valoración directa es un método de valoración de integridad que usa un proceso de análisis sistemático a través del cual el responsable de la integridad puede integrar la información referente a las características físicas y a la historia operacional de un sistema o segmento de tubería con los registros históricos de inspecciones indirectas y exámenes directos realizados al sistema, para determinar el estado de integridad del mismo. La valoración directa es un proceso de mejora continua, en el cual, a través de sucesivas aplicaciones del mismo, se pueden identificar los lugares donde ha ocurrido, está ocurriendo, o puede ocurrir el mecanismo de daño para el cual se ha desarrollado la evaluación (corrosión externa, corrosión interna o SCC). La ventaja de la valoración directa sobre otros métodos de valoración de integridad es que ésta, además de identificar los sitios en los cuales se ha materializado el mecanismo de daño evaluado, permite identificar las zonas en las que éste puede ocurrir en el futuro. 35


NTC 5747

La comparación de los resultados obtenidos en sucesivas aplicaciones de la valoración directa es un método que se puede usar para demostrar que la confiabilidad de la línea de transporte asociada al mecanismo de daño evaluado mejora continuamente. La valoración directa es un proceso que consta de cuatro (4) pasos: Preevaluación, Inspección Indirecta, Examen Directo y Post-evaluación. a)

Preevaluación: En este paso se realiza la integración de la información existente para determinar la aplicabilidad de la técnica como método de valoración de integridad del sistema evaluado. Una vez determinada su aplicabilidad, se identifican los sectores de tubería que tienen igual susceptibilidad al mecanismo de daño evaluado y se seleccionan las técnicas de inspección indirecta a aplicar en cada sector. La selección de las técnicas de inspección indirecta a desarrollar depende del mecanismo de daño a evaluar, la naturaleza y el alcance de los datos analizados y las necesidades de información adicional para la estimación del posible daño presente en la tubería.

b)

Inspección indirecta: En las metodologías ECDA y SCCDA, para la realización de este paso se requiere el desarrollo de por lo menos dos técnicas de inspección indirecta, complementarias entre sí, a lo largo de toda la longitud de los sectores evaluados; estas técnicas de inspección deben recolectar información adicional que permita estimar donde es posible que el mecanismo de daño esta activo y ayude a priorizar el examen directo de las indicaciones identificadas en dichos sectores. En la metodología ICDA, la inspección indirecta se centra en la modelación del patrón de flujo del fluido de proceso, para predecir los sitios más susceptibles a procesos de corrosión interna. La predicción depende de los cálculos de flujo multifásico basados sobre varios parámetros, incluyendo datos de cambio de elevación. Una vez identificadas las indicaciones, las mismas son clasificadas de acuerdo con modelos de predicción preestablecidos por el evaluador para estimar la severidad del mecanismo de daño evaluado en las indicaciones detectadas. Los modelos de clasificación deben tener en cuenta toda la información disponible por el responsable de la integridad tanto histórica como actual del sistema.

c)

Examen directo. En esta parte del proceso se realiza la priorización de acuerdo con modelos de predicción preestablecidos por el evaluador para estimar la afectación causada a la tubería debido al mecanismo de daño evaluado en las indicaciones identificadas y se realiza la excavación con el fin de realizar la medición directa de la afectación real sufrida por la tubería. Durante el examen directo se puede recolectar información adicional que puede ser utilizada en la Post-evaluación para ajustar los modelos predictivos empleados para la Clasificación y Priorización de las indicaciones detectadas en la inspección indirecta.

d)

Post-evaluación. En esta etapa se realiza la evaluación de la efectividad de la metodología empleada para valorar la integridad de la línea de transporte asociada al mecanismo de daño evaluado y se realizan las correcciones necesarias al proceso con el fin de mejorar su aplicabilidad al sistema evaluado. Como resultado final de este paso se obtiene el diagnostico del estado de la integridad de la línea de transporte asociada al mecanismo de daño evaluado y se fija la fecha de la revaloración de integridad de los segmentos evaluados.

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NTC 5747

Para que la metodología de valoración directa (ECDA, ICDA, SSCDA) sea aceptada como método de valoración de integridad a la luz de la presente norma, el responsable de la integridad debe estimar la presión segura de operación de los segmentos evaluados. 6.4.1 Valoración directa de corrosión externa (ECDA) La valoración directa de corrosión externa puede ser utilizada para determinar la integridad, por la amenaza de corrosión externa, de segmentos de tubería enterrados en la zona continental (on shore) y construidos con materiales ferrosos. El objetivo de la aproximación ECDA es identificar los sitios donde pueden haberse formado defectos de corrosión externa, así como la identificación de los sitios en los cuáles existe el potencial de que éstos ocurran, a fin de que el responsable de la integridad tome las medidas correctivas y preventivas pertinentes. Es posible que durante el proceso ECDA se detecten otras amenazas tales como daño mecánico, y SCC; de igual forma es aconsejable que cuando se exponga la tubería, el responsable de la integridad realice exámenes para detectar otras amenazas. Todas las amenazas ajenas a corrosión externa que sean detectadas durante el proceso ECDA deberán ser adecuadamente gestionadas por el responsable de la integridad de acuerdo con los lineamientos descritos en esta norma para dichas amenazas. La implementación de esta metodología debe realizarse de acuerdo con los lineamientos descritos en la versión vigente de la norma NACE RP 0502 u otra norma equivalente, cumpliendo, además, los requisitos establecidos en el numeral 6.4 de esta norma. 6.4.2 Valoración directa de corrosión interna (ICDA) La valoración directa de corrosión interna puede ser utilizada para determinar la integridad, por la amenaza de corrosión interna, de segmentos de tubería que normalmente transportan gas seco, pero en los que puede ocurrir el ingreso, durante cortos periodos de tiempo, de gas húmedo ó agua libre (u otros electrolitos). El objetivo de la aproximación ICDA es identificar los sitios donde puede ocurrir la acumulación inicial del electrolito (puntos bajos y/o inclinaciones al inicio del segmento ICDA). La inspección directa de estos sitios permite estimar el estado de integridad del segmento de tubería aguas abajo de los mismos, ya que si en estos puntos no ha ocurrido corrosión interna, los sitios aguas abajo tienen menor probabilidad de acumular electrolito y por tanto se pueden considerar libres de corrosión. Es posible que durante el proceso ICDA se detecten otras amenazas tales como daño mecánico, y SCC; de igual forma es aconsejable que cuando se exponga la tubería, el responsable de la integridad realice exámenes para detectar otras amenazas. Todas las amenazas ajenas a corrosión interna que sean detectadas durante el proceso ICDA deberán ser adecuadamente gestionadas por el responsable de la integridad de acuerdo con los lineamientos descritos en esta norma para dichas amenazas. La implementación de esta metodología debe realizarse de acuerdo con los lineamientos descritos en la versión vigente de la norma NACE SP 0206 u otra norma equivalente, más los requisitos establecidos en el numeral 6.4 de esta norma.

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NTC 5747

6.4.3 Valoración directa de SCC (SCCDA) La valoración directa de SCC puede ser usada para determinar el estado de integridad mecánica de segmentos de tubería que se encuentren bajo la amenaza de cualquiera de las formas de SCC externo (SCC a alto pH o SCC cercano al neutro). El objetivo de la aproximación SCCDA es identificar los sitios donde pueden haberse formado defectos de SCC, así como la identificación de los sitios en los cuáles existe el potencial de que éstos ocurran, a fin de que el responsable de la integridad tome las medidas correctivas y preventivas pertinentes. SCCDA es complementaria con otros métodos de inspección como la inspección en línea (ILI) o la prueba de presión y no es necesariamente una alternativa o sustituto de estos métodos en todos los casos. SCCDA también es complementaria con procedimientos de valoración directa de otros mecanismos de daño (ECDA e ICDA). Es posible que durante el proceso SCCDA se detecten otras amenazas tales como daño mecánico, y corrosión externa; de igual forma es aconsejable que cuando se exponga la tubería, el responsable de la integridad realice exámenes para detectar amenazas de corrosión no externa. Todas las amenazas ajenas a SCC que sean detectadas durante el proceso SCCDA deberán ser adecuadamente gestionadas por el responsable de la integridad de acuerdo con los lineamientos descritos en esta norma para dichas amenazas. La implementación de esta metodología debe realizarse de acuerdo con los lineamientos descritos en la versión vigente de la norma NACE RP 0204 u otra norma equivalente, más los requisitos establecidos en el numeral 6.4 de esta norma. 6.4.4 Todas las otras amenazas La valoración directa generalmente no es el método de valoración de integridad apropiado para ser utilizado con todas las otras amenazas relacionadas en el numeral 2. 6.5

OTRAS METODOLOGÍAS DE VALORACIÓN DE INTEGRIDAD

Pueden existir otros métodos de valoración de integridad para uso en una línea de transporte. Para propósitos de esta norma, cada responsable de la integridad podrá utilizar bajo su propio criterio alternativas diferentes a las establecidas anteriormente, siempre y cuando como mínimo sean metodologías reconocidas y aplicadas por la industria. 7.

RESPUESTAS A LAS VALORACIONES DE INTEGRIDAD Y MITIGACIÓN (REPARACIÓN Y PREVENCIÓN)

7.1

GENERALIDADES

Este numeral abarca: el programa de respuestas a las indicaciones obtenidas por la inspección (véase el numeral 6), las actividades de reparación que puedan ser aplicadas para remediar o eliminar una condición insegura, las acciones preventivas que puedan ser tomadas para reducir o eliminar una amenaza a la integridad de la línea de transporte y el establecimiento del intervalo de reinspección. Los intervalos de inspección se basan en: la caracterización de las indicaciones de daño, el nivel de mitigación alcanzado, los métodos de prevención empleados, la vida útil de la información y con alguna consideración en el crecimiento esperado del daño.

38


NTC 5747

Las acciones de examen, evaluación y mitigación deben ser seleccionadas y programadas para lograr la reducción de riesgos donde sea apropiado en cada segmento dentro del programa de gestión de integridad. El programa de gestión de integridad debe proporcionar análisis de las acciones de mitigación existentes y de aquellas implementadas recientemente para evaluar su efectividad y justificar su uso en el futuro. La Tabla 4 incluye un resumen de algunos métodos de prevención y reparación y su aplicabilidad a cada amenaza.

39


NTC 5747 Tabla 4. Métodos aceptables de prevención de amenazas y reparación

Daños por Terceros Metidos de Prevención, Detección y Reparación Prevención/ Detección Patrulla Aérea Patrulla Terrestre Inspección /Visual/ Mecánica Línea de reporte y consulta Auditoria de cumplimiento

TPD(IF) PDP Vand

Relacionados con corrosión

Oper. Relacionados Fabricante Incorp con clima

Equipo Gask/ Strip Cont/ Seal Oring BP Rel Pak

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Especificaciones de diseño Especificaciones de materiales Inspección de fabricación Inspección de transporte Inspección de construcción

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Prueba de presión previa a la entrada en operación Educación al público y la comunidad Procedimientos O & M plan de competencia Incremento de avisos de prevención

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Monitoreo de Esfuerzo Protección extema Mantenimiento ROW incremento del espesor de la tubería Cinta de prevención

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NTC 5747

Tabla 4. Métodos aceptables de prevención de amenazas y reparación (Continuación) Daños por Terceros Metidos de Prevención, TPD(IF) PDP Vand Detección y Reparación Prevención/ Detección Monitoreo/mantenimiento ... ... ... PC ... ... ... Limpieza interna Medidas de control de ... X X fugas Medición de marrano ... ... ... GPS/Esfuerzo Reducción esfuerzos ... ... ... externos Instalación de calentadores Reubicación de línea Rehabilitación Reparación de recubrimiento Incrementar la profundidad de la tuberia Reducción de la temperatura de operación Reduciónde humedad Inyección inhibidoro 'biocida Instalación de protección térmica Reparaciones Reducción de presión Reemplazo Evaluación crítica de Ingeniería, reparación del recubrimiento

Relacionados Con corrosión

Oper. Relacionados Fabricante Construcción Incorp Con clima


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Tabla 4. Métodos aceptables de prevención de amenazas y reparación (Continuación) Daños por Terceros Metidos de Prevención, TPD(IF) PDP Vand Detección y Reparación Prevención/ Detección Monitoreo/mantenimiento ... ... ... PC ... ... ... Limpieza interna Medidas de control de ... X X fugas Medición de marrano ... ... ... GPS/Esfuerzo Reducción esfuerzos ... ... ... externos Instalación de calentadores Reubicación de línea Rehabilitación Reparación de recubrimiento Incrementar la profundidad de la tuberia Reducción de la temperatura de operación Reduciónde humedad Inyección inhibidoro 'biocida Instalación de protección térmica Reparaciones Reducción de presión Reemplazo Evaluación crítica de Ingeniería, reparación del recubrimiento

Relacionados Con corrosión Ext

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NTC 5747 Tabla 4. Métodos aceptables de prevención de amenazas y reparación.(Final)

Daños por Terceros Metidos de Prevención, Detección y Reparación Evaluación crítica de Ingeniería, reparación mediante amolado Relleno directo con Soldadura Camisa de refuerzo , Tipo B Camisa de refuerzo, Tipo A Camisa compuesta Camisa de relleno epóxico grapa mecánica

NOTA GENERAL continuación. MFE/Aliv FA BT MT CE DFS Emp/Or DJS Lluv/Inun CI PIO TE DPT DFT DCST SCC Sell/Emp UR/RT DPST Vand ADF

= = = = = = = = = = = = = = = = = = = = =

TPD(IF) PDP Vand

Relacionados con corrosión Ext

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Construcción

Pipe Fab Pipe Gw eld Coup WB/B Seam Weld

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X ... ... X ...

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X X ... ... ...

Las abreviaciones encontradas en la Tabla 4 relacionan las 21 amenazas discutidas en el numeral 2. El significado de cada abreviación se explica a Mal funcionamiento de equipos de control y alivio de presión. Falla en acoples. Bajas temperaturas. Movimiento de tierra. Corrosión Externa. Defectos de fabricación de soldadura (Se refiere a la soldadura de fábrica en el momento de construir el tubo. Empaques o anillo O-Ring. Defecto en la junta soldada (Se refiere al cordón circunferencial de soldadura aplicado en campo para unir dos segmentos de tubería). Lluvias e inundaciones. Corrosión Interna. Procedimientos incorrectos de operación. Tormentas eléctricas. Daños previos en la tubería (Modo de falla retrasado) Defectos de fabricación en la tubería. Defectos en el cordón horizontal de soldadura del tubo (Cordón de fábrica). Agrietamiento debido a corrosión bajo esfuerzos. Fallas en sellos y empaques. Uniones roscadas o ruptura en tuberías. Daños infringidos por primeros, segundos y terceros. Vandalismo. Arrugas por doblado en frío (Wrinkle, Bend or Bucle).

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NTC 5747 Tabla 4. Métodos aceptables de prevención de amenazas y reparación.(Final)

Daños por Terceros Metidos de Prevención, Detección y Reparación Evaluación crítica de Ingeniería, reparación mediante amolado Relleno directo con Soldadura Camisa de refuerzo , Tipo B Camisa de refuerzo, Tipo A Camisa compuesta Camisa de relleno epóxico grapa mecánica

NOTA GENERAL continuación. MFE/Aliv FA BT MT CE DFS Emp/Or DJS Lluv/Inun CI PIO TE DPT DFT DCST SCC Sell/Emp UR/RT DPST Vand ADF

= = = = = = = = = = = = = = = = = = = = =

TPD(IF) PDP Vand

Relacionados con corrosión Ext

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Fzas. Amb Exter.

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... ... ... ... ...

X X ... ... ...

Las abreviaciones encontradas en la Tabla 4 relacionan las 21 amenazas discutidas en el numeral 2. El significado de cada abreviación se explica a Mal funcionamiento de equipos de control y alivio de presión. Falla en acoples. Bajas temperaturas. Movimiento de tierra. Corrosión Externa. Defectos de fabricación de soldadura (Se refiere a la soldadura de fábrica en el momento de construir el tubo. Empaques o anillo O-Ring. Defecto en la junta soldada (Se refiere al cordón circunferencial de soldadura aplicado en campo para unir dos segmentos de tubería). Lluvias e inundaciones. Corrosión Interna. Procedimientos incorrectos de operación. Tormentas eléctricas. Daños previos en la tubería (Modo de falla retrasado) Defectos de fabricación en la tubería. Defectos en el cordón horizontal de soldadura del tubo (Cordón de fábrica). Agrietamiento debido a corrosión bajo esfuerzos. Fallas en sellos y empaques. Uniones roscadas o ruptura en tuberías. Daños infringidos por primeros, segundos y terceros. Vandalismo. Arrugas por doblado en frío (Wrinkle, Bend or Bucle).

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RESPUESTAS A LAS INSPECCIONES EN LÍNEA DE LA LÍNEA DE TRANSPORTE

El responsable de la integridad debe completar la respuesta de acuerdo con un programa priorizado que se haya establecido considerando los resultados de una valoración del riesgo y la severidad de las indicaciones de la inspección en línea. El intervalo del programa de respuesta requerido comienza en el momento en que se descubre la condición. Al establecer los programas, las respuestas se pueden dividir en tres grupos: a)

Inmediata - La indicación refleja que el defecto se encuentra a punto de fallar.

b)

Programada - La indicación refleja que el defecto es significativo pero que no se encuentra a punto de fallar.

c)

De monitoreo - La indicación refleja que el defecto no fallará antes de la siguiente inspección.

Después de recibir la caracterización de las indicaciones descubiertas durante una inspección en línea exitosa, el responsable de la integridad debe revisar los resultados para detectar indicaciones de respuesta inmediata. Las otras indicaciones deben ser revisadas dentro de los seis meses siguientes y se debe desarrollar un plan de respuesta. El plan debe incluir los métodos y la asignación de tiempos de respuesta (examen y evaluación). Para las respuestas programadas o de monitoreo, el responsable de la integridad puede reinspeccionar en vez de examinar y evaluar, asegurando que la reinspección se realice y se obtengan los resultados dentro del tiempo especificado 7.2.1 Herramientas de pérdida de metal para corrosión interna y externa


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RESPUESTAS A LAS INSPECCIONES EN LÍNEA DE LA LÍNEA DE TRANSPORTE

El responsable de la integridad debe completar la respuesta de acuerdo con un programa priorizado que se haya establecido considerando los resultados de una valoración del riesgo y la severidad de las indicaciones de la inspección en línea. El intervalo del programa de respuesta requerido comienza en el momento en que se descubre la condición. Al establecer los programas, las respuestas se pueden dividir en tres grupos: a)

Inmediata - La indicación refleja que el defecto se encuentra a punto de fallar.

b)

Programada - La indicación refleja que el defecto es significativo pero que no se encuentra a punto de fallar.

c)

De monitoreo - La indicación refleja que el defecto no fallará antes de la siguiente inspección.

Después de recibir la caracterización de las indicaciones descubiertas durante una inspección en línea exitosa, el responsable de la integridad debe revisar los resultados para detectar indicaciones de respuesta inmediata. Las otras indicaciones deben ser revisadas dentro de los seis meses siguientes y se debe desarrollar un plan de respuesta. El plan debe incluir los métodos y la asignación de tiempos de respuesta (examen y evaluación). Para las respuestas programadas o de monitoreo, el responsable de la integridad puede reinspeccionar en vez de examinar y evaluar, asegurando que la reinspección se realice y se obtengan los resultados dentro del tiempo especificado 7.2.1 Herramientas de pérdida de metal para corrosión interna y externa Las indicaciones en el grupo de respuesta inmediata son aquellas que se esperaría que causen fugas o rupturas inmediatas o a corto plazo, con base en los efectos percibidos o conocidos sobre la resistencia de la línea de transporte. Esto incluye cualquier área corroída que tenga una presión de falla menor de 1,1 veces la MPOP, calculada con base en ASME B31G o su equivalente. También en este grupo se incluye cualquier indicación de pérdida de metal que afecte una costura longitudinal, si la misma fue aplicada por corriente directa, por soldadura de resistencia eléctrica de baja frecuencia, o por soldadura de destello ( Electric Flash Welding ). El responsable de la integridad debe examinar estas indicaciones en un período que no supere los cinco días después de la determinación de la condición. Después de examinar y evaluar cualquier defecto que requiera reparación ó remoción se debe remediar inmediatamente, a menos que la presión de operación se reduzca para mitigar la necesidad de reparar o remover el defecto. Las indicaciones en el grupo de respuesta programada son aceptables para continuar la operación sin respuesta inmediata, previendo que éstas no crecerán a dimensiones críticas antes de la respuesta programada. Las indicaciones caracterizadas con una presión de falla calculada mayor de 1,10 veces la MPOP deben ser examinadas y evaluadas de acuerdo con la programación establecida por la Figura 4. Cualquier defecto encontrado que requiera reparación o remoción debe ser remediado inmediatamente a menos que se disminuya la presión de operación para mitigar la necesidad de reparación o remoción del defecto. Las indicaciones en el grupo de respuesta de monitoreo son las menos severas y no requieren de examen y evaluación hasta el siguiente intervalo de valoración de integridad programado, estipulado por el plan de gestión de integridad. Lo anterior, considerando que no se espera que éstas crezcan a dimensiones críticas antes de la siguiente valoración de integridad programada. 43


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7.2.2 Herramientas para detección de SCC Todas las indicaciones de SCC requieren de respuesta inmediata. El responsable de la integridad debe examinar y evaluar estas indicaciones dentro de un período que no exceda los cinco días después de la determinación de la condición. Después de examinar y evaluar cualquier defecto encontrado, que requiera reparación o remoción, se debe remediar reparando, removiendo o disminuyendo la presión de operación. 7.2.3 Herramientas de calibración y pérdida de metal para daños por terceros y daños mecánicos Las indicaciones que requieren respuesta inmediata son aquellas que podrían causar fugas o rupturas inmediatas o a corto plazo, con base en los efectos percibidos ó conocidos sobre la resistencia de la línea de transporte. Estos podrían incluir defectos de abolladura mas rasguño. El responsable de la integridad debe examinar estos indicios dentro de un período que no exceda los cinco días después de la determinación de la condición. En las tuberías cuya MPOP es igual o superior al 30 % del SMYS, las indicaciones que requieren una respuesta programada podrían incluir las siguientes: -

abolladura lisa que exceda el 6 % del diámetro nominal del tubo,

-

daño mecánico,

-

abolladuras con grietas,

-

abolladuras que afecten soldaduras dúctiles (longitudinales o circunferenciales) si la profundidad es mayor al 2 % del diámetro nominal del tubo,

-

y abolladuras de cualquier profundidad que afecten a las soldaduras no dúctiles.

El responsable de la integridad debe examinar estas indicaciones dentro de un período que no exceda un año después de la determinación de la condición. Después del examen y la evaluación, cualquier defecto que requiera reparación o remoción debe ser remediado inmediatamente a menos que se disminuya la presión de operación para mitigar la necesidad de reparación o remoción del defecto. 7.2.4 Limitaciones a los tiempos de respuesta para un programa prescriptivo Cuando se están evaluando anomalías dependientes del tiempo tales como corrosión interna, corrosión externa o SCC, se debe usar un análisis que utilice las hipótesis apropiadas sobre las velocidades de crecimiento para garantizar que el defecto no alcanzará dimensiones críticas antes de la reparación programada o de la siguiente inspección. El informe GRI-00/0230 contiene una guía adicional para estos análisis. Al determinar los intervalos de reparación el responsable de la integridad debería considerar que ciertas amenazas bajo las condiciones de operación específicas de la línea de transporte pueden necesitar de un intervalo menor de examen y evaluación. Esto puede incluir los daños por terceros o las amenazas a la construcción en líneas de transporte sometidas a ciclos de presión o a cargas externas que puedan promover un aumento en la velocidad de crecimiento de los defectos. Para los programas prescriptivos, los intervalos de inspección son conservativos para defectos potenciales que pueden llevar a una ruptura; sin embargo, esto no exime al responsable de la integridad de la responsabilidad de evaluar las condiciones específicas y los cambios en las condiciones de operación para garantizar que el segmento de 44


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tubería no requiera consideraciones especiales (véase el informe GRI-01/0085, Programa de respuestas para la pérdida de metal causada por la corrosión según lo revelado por los resultados de valoración de integridad). Si el análisis muestra que el tiempo para la falla es demasiado corto en relación con el tiempo programado para la reparación, el responsable de la integridad debe aplicar medidas temporales tales como reducción de presión, hasta que se complete una reparación permanente. Al considerar los intervalos y métodos de reparación proyectados, el responsable de la integridad debe tener en cuenta los factores potenciales de retardo, tales como acceso, permisos ambientales y requisitos de suministro de gas. 7.2.5 Ampliación de los tiempos de respuesta para el programa basado en desempeño Una valoración crítica de ingeniería ( Engineering Critical Assessment , ECA) de algunos defectos puede ser realizada para ampliar el intervalo de reparación o reinspección para un programa basado en desempeño. ECA es una evaluación rigurosa de la información, que reevalúa la criticidad de la anomalía y ajusta las velocidades proyectadas de crecimiento con base en los parámetros específicos del sitio. El programa de gestión de integridad debe incluir la documentación que describa la agrupación de tipos de defectos específicos y los métodos ECA utilizados para tales análisis. 7.3

RESPUESTAS A LA PRUEBA DE PRESIÓN

Cualquier defecto que no pase una prueba de presión debe ser remediada inmediatamente mediante reparación o remoción. 7.3.1 Amenazas de corrosión internas y externas El intervalo entre las pruebas para las amenazas de corrosión interna y externa deben ser consistentes con la Tabla 3. 7.3.2 Amenaza de SCC El intervalo entre las pruebas de presión para SCC deben ser así: a)

b)

Si no ocurren fallas debido a SCC, el responsable de la integridad debe utilizar una de las siguientes opciones para encarar la mitigación a largo plazo de SCC: 1)

un programa de repetición de prueba hidrostática con un intervalo técnicamente justificable, ó

2)

Valoración crítica de ingeniería para valorar el riesgo e identificar nuevos métodos de mitigación.

Si ocurre una falla debido a SCC, el responsable de la integridad debe hacer lo siguiente: 1)

debe implementar un programa de repetición de prueba hidrostática documentado para el segmento de interés, y

2)

el intervalo de repetición de la prueba debe justificarse técnicamente en el programa escrito de repetición de la prueba. 45


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7.3.3 Amenazas de defectos relacionados con la fabricación No se requiere una prueba de presión subsecuente para la amenaza por fabricación a menos que la máxima presión de operación permisible de la línea de transporte haya sido aumentada ó cuando la presión de operación haya superado la presión de operación histórica (la presión más alta registrada en los cinco años anteriores a la aplicación de esta norma.) 7.4

RESPUESTAS A LAS INSPECCIONES DE VALORACIÓN DIRECTA

7.4.1 Valoración directa de la corrosión externa (ECDA) Para el programa prescriptivo ECDA para tuberías que operen por encima del 50% del límite de fluencia mínimo especificado (SMYS), si el responsable de la integridad elige examinar y evaluar todas las indicaciones encontradas por las inspecciones y reparar todos los defectos que podrían crecer hasta fallar en diez (10) años entonces el intervalo de reinspección debe ser de diez (10) años. Si el responsable de la integridad elige examinar, evaluar y reparar un conjunto más pequeño de indicaciones, entonces el intervalo debe ser de cinco (5) años, suponiendo que se realiza un análisis para garantizar que los defectos restantes no crecerán hasta fallar en un periodo de diez (10) años. El intervalo entre la determinación y el examen debe ser consistente con la Figura 4. Para el programa prescriptivo ECDA para tuberías que operen entre el 30 % y el 50 % del límite de fluencia mínimo especificado (SMYS), si el responsable de la integridad elige examinar y evaluar todas las indicaciones encontradas por la inspección y repara todos los defectos que podrían crecer hasta fallar en quince (15) años entonces el intervalo de reinspección debe ser de quince (15) años. Si el responsable de la integridad elige examinar, evaluar y reparar un conjunto más pequeño de indicaciones entonces el intervalo debe ser de diez (10) años, suponiendo que se realiza un análisis para garantizar que los defectos restantes no crecerán hasta fallar en un periodo de quince (15) años. De lo contrario el intervalo de reinspección debe ser de cinco (5) años. El intervalo entre la determinación y el examen debe ser consistente con la Figura 4. Para el programa prescriptivo ECDA para tuberías que operan por debajo del 30% del límite de fluencia mínimo especificado (SMYS), si el responsable de la integridad escoge examinar y evaluar todas las indicaciones encontradas en las inspecciones y reparar todos los defectos que podrían crecer hasta fallar en veinte (20) años, el intervalo de reinspección también debe ser de veinte (20) años. Si el ente responsable de la integridad elige examinar, evaluar y reparar un conjunto más pequeño de indicaciones, entonces el intervalo debe ser de diez (10) años, suponiendo que se realiza un análisis para garantizar que los defectos restantes no crecerán hasta fallar en un periodo de veinte (20) años (en un nivel de confianza del 80 %). De lo contrario el intervalo de reinspección debe ser de cinco (5) años. El intervalo entre determinación y examen debe ser consistente con la Figura 4. 7.4.2 Valoración directa de corrosión interna (ICDA) Para el programa prescriptivo ICDA, se debe realizar el examen y la evaluación de todos los sitios seleccionados dentro del año siguiente a la selección. El intervalo entre los exámenes subsiguiente debe ser consistente con la Figura 4. La Figura 4 contiene tres representaciones del tiempo permitido para responder a un indicación con base en la presión de falla predictiva (PF) dividida por la máxima presión de operación permisible (MPOP) de la línea de transporte. Las tres líneas corresponden a: a)

Líneas de transporte operando en o por encima del 50 % SMYS 46


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b)

Líneas de transporte operando en o por encima del 30 % SMYS pero a menos del 50 % SMYS

c)

Líneas de transporte operando a menos del 30 % SMYS.

d)

La Figura es aplicable al programa prescriptivo. Los intervalos pueden ser aumentados para el programa basado en desempeño tal como se presenta en el numeral 7.2.5 . 3,6 No superior a 30% SMYS

3,4 3,2 3 2,8 2,6 2,4 2,2 P O A M / f P

Superior a 30% pero sin exceder 50% SMYS

2 1,8 1,6 Superior a 50% SMYS

1,4 1,2 1 0,8 0,6 0,4 0,2 0

0

5

10

15

20

25

Tiempo de respuesta (años)

Figura 4. Asignación de tiempos para respuestas programadas - amenazas dependientes de tiempo – plan prescriptivo de gestión de integridad

7.5

MÉTODOS DE REPARACIÓN

La Tabla 4 proporciona métodos de reparación aceptables para cada una de las 21 amenazas. El programa de gestión de integridad de cada responsable de la integridad debe incluir procedimientos de reparación documentados. Todas las reparaciones deben hacerse con materiales y procesos que sean adecuados para las condiciones de operación de la línea de transporte según los requisitos NTC 3728 o ASME B31.8. 7.6

ESTRATEGIA/MÉTODOS DE PREVENCIÓN

La prevención es un elemento proactivo importante de un programa de gestión de integridad. Las estrategias de prevención del programa deben estar basadas en la recolección de información, identificación de amenazas, y las valoraciones del riesgo realizadas según los requisitos de los numerales 2, 3, 4 y 5. Las medidas de prevención que hayan resultado ser efectivas en el pasado deben continuar en el programa de gestión de integridad. Estas estrategias también deben considerar la clasificación de las amenazas identificadas como dependientes de tiempo, estables, ó independientes del tiempo para garantizar que se utilicen métodos de prevención efectivos. Los responsables de la integridad que opten por programas prescriptivos deben utilizar, como mínimo, los métodos de prevención indicados en el Anexo A (Informativo) bajo el título “Mitigación”. 47


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Los responsables de la integridad que elijan programas basados en desempeño, deben implementar los métodos preventivos y los intervalos de tiempo empleados para cada amenaza/ segmento mediante un análisis utilizando atributos del sistema, información acerca de las condiciones existentes y métodos de valoración de riesgo aprobados por la industria. 7.7

OPCIONES DE PREVENCIÓN

El programa de gestión de integridad del responsable de la integridad debe incluir actividades aplicables para prevenir y minimizar las consecuencias de emisiones no intencionales. Las actividades de prevención no necesariamente requieren de justificación a través de información de inspección adicional. Las acciones de prevención pueden ser identificadas durante la operación normal de la línea de transporte, la valoración del riesgo, la implementación del plan de inspección o durante la reparación. Las actividades de prevención predominantes presentadas en este numeral incluyen información sobre: a)

prevención de daños de terceros

b)

control de la corrosión

c)

detección de emisiones no intencionales

d)

minimización de las consecuencias de emisiones no intencionales

e)

reducción de la presión de operación

Existen otras actividades de prevención que el responsable de la integridad puede considerar. En la Tabla 4 se presenta una tabulación de las actividades de prevención y su relevancia para las amenazas identificadas en el numeral 2. 8.

PLAN DE GESTIÓN DE INTEGRIDAD

8.1

GENERALIDADES

El plan de gestión de integridad se desarrolla después de la recolección de información (véase el numeral 4) y de adelantar la valoración del riesgo (véase el numeral 5) para cada amenaza y para cada segmento de tubería o sistema. Se debe identificar un método de valoración de integridad para cada sistema o segmento de tubería. La valoración de integridad de cada sistema puede ser realizada a través de: una prueba de presión, una inspección en línea utilizando varias herramientas, valoración directa, o el uso de otras tecnologías comprobadas (véase el numeral 6). En algunos casos, puede ser apropiada una combinación de estos métodos. A los segmentos de mayor riesgo se les debe dar prioridad para la valoración de integridad. Después de la valoración de integridad, se deben emprender las actividades de mitigación. La mitigación consta de dos partes: la primera parte es la reparación de la línea de transporte, que se debe realizar de acuerdo con ASME B31.8 y/o con otras técnicas de reparación aceptadas por la industria. La reparación puede incluir el reemplazo de tubería defectuosa por tubería nueva, la instalación de camisas, la reparación de recubrimiento u otro tipo de rehabilitación. Estas actividades deben ser identificadas, priorizadas y programadas (véase el numeral 7).

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La segunda parte, y posteriormente a la determinación de las actividades de reparación, consiste en evaluar técnicas preventivas que eviten el deterioro futuro de la línea de transporte. Estas técnicas pueden incluir: la instalación adicional de protección catódica, inyección de inhibidores de corrosión y limpieza interna de la línea de transporte, o cambiar las condiciones de operación. La prevención juega un papel importante en la reducción o eliminación de amenazas de daños por terceros, corrosión externa, corrosión interna, SCC, fallas relacionadas con bajas temperaturas, fallas por movimiento de tierra, problemas causados por lluvias e inundaciones, y fallas causadas por operación incorrecta. No es posible manejar todas las amenazas a través de la inspección y reparación; por lo tanto, la prevención es un elemento clave en el plan. Estas prevenciones pueden incluir la prevención de daños por terceros y el monitoreo de daños por fuerzas externas. Un plan de gestión de integridad basado en desempeño, básicamente contiene la misma estructura que el plan prescriptivo, pero requiere un análisis detallado con base en información más completa acerca de la línea. Utilizando un modelo de valoración del riesgo, el responsable de la integridad de línea de transporte puede usar varias opciones para las valoraciones de integridad y las actividades de prevención al igual que sus tiempos. Las valoraciones de integridad anteriores y la mitigación únicamente deben ser incluidas en el plan si son tan rigurosas como las identificadas en esta norma. 8.2

ACTUALIZACIÓN DEL PLAN

La información recolectada durante las actividades de inspección y mitigación debe ser analizada e integrada con información previamente recopilada. Se debe tener en cuenta cualquier otro tipo de información relacionada con la gestión de integridad que se recolecte constantemente a través de las operaciones normales y las actividades de mantenimiento. La adición de esta nueva información es un proceso continuo, el cual con el tiempo, mejora la exactitud de las futuras valoraciones del riesgo por medio de su integración (véase el numeral 4). Los resultados de esta integración de información permanente y la valoración periódica del riesgo, dará como resultado una revisión continua de los aspectos de valoración de integridad y mitigación del plan. Además, se deben manejar adecuadamente los cambios en los aspectos físicos y operacionales del sistema de la línea de transporte o segmento (véase el numeral 11). Este proceso probablemente dará como resultado una serie de valoraciones de integridad adicionales o la revisión de valoraciones anteriores. En el futuro también puede ser necesaria una serie de actividades de mitigación adicionales o la continuación de actividades anteriores. El plan debe ser actualizado periódicamente a medida que se adquiere y se incorpora información adicional. Se reconoce que ciertas actividades de valoración de integridad pueden ser eventos únicos y estar enfocados en la eliminación de ciertas amenazas tales como aquellas de fabricación, construcción y equipo. Para otras amenazas tales como las dependientes de tiempo, se requerirá inspección periódica. Como siempre, el plan debe permanecer flexible e incorporar cualquier información nueva. 8.3

ESTRUCTURA DEL PLAN

El plan de gestión de integridad debe contener información detallada respecto a cada uno de los siguientes elementos para cada amenaza analizada y para el sistema o cada segmento de la línea de transporte.

49


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8.3.1 Recolección, revisión e integración de datos El primer paso en el proceso de gestión de integridad es recolectar, integrar, organizar y revisar toda la información disponible y pertinente para cada amenaza y segmento de la línea de transporte. Este paso del proceso se repite después de que se han implementado actividades de mitigación y de valoración de integridad y cuando se recolecta nueva información de mantenimiento y operación acerca del sistema o segmento de la línea de transporte. Esta revisión de información debe estar contenida en el plan o en una base de datos que sea parte del plan. Toda la información será utilizada para apoyar las futuras valoraciones del riesgo y evaluaciones de integridad. La información a recolectar se muestra en el numeral 4. 8.3.2 Valoración del riesgo La valoración del riesgo debe ser realizada periódicamente para incluir nueva información, considerar los cambios que se han hecho al sistema o segmento de la línea de transporte, incorporar cualquier cambio externo, y considerar nuevas técnicas científicas que se haya desarrollado y comercializado desde la última valoración. Es recomendable que esto se realice anualmente, pero debe ser ejecutado después de hacer cualquier cambio sustancial al sistema y antes de terminar el intervalo actual. Los resultados de esta valoración deben reflejarse en las actividades de mitigación y de valoración de integridad. Los cambios en los criterios de aceptación también necesitan ser reevaluados. El plan de gestión de integridad debe contener las especificaciones acerca de cómo se evalúan los riesgos y la frecuencia de revaloración. Las especificaciones para evaluar riesgos se muestran en el numeral 5 . 8.3.3 Valoración de integridad Con base en la valoración del riesgo, se deben implementar las valoraciones de integridad apropiadas. Estas valoraciones de integridad deben ser realizadas utilizando herramientas de inspección en línea, pruebas de presión o valoración directa. Para ciertas amenazas, el uso de estas herramientas puede ser inapropiado. La implementación de actividades de prevención o actividades de mantenimiento más frecuente pueden proporcionar una solución más efectiva. La selección del método de valoración de integridad se basa en las amenazas para las cuales se está realizando la inspección. Es posible que se requiera más de un método de valoración o más de una herramienta para encarar todas las amenazas. Después de cada valoración de integridad, esta parte del plan debe ser modificada para reflejar la nueva información obtenida y para proporcionar valoraciones futuras de integridad en los intervalos requeridos. El plan debe identificar las acciones de valoración de integridad requeridas y en qué intervalos establecidos tendrán lugar las acciones. Todas las valoraciones de integridad deben ser priorizadas y programadas. La Tabla 3 proporciona los intervalos de valoración de integridad para amenazas dependientes del tiempo en planes prescriptivos. Esta sección del plan de gestión de integridad debe contener una lista de priorización actualizada y una programación. Las especificaciones para seleccionar métodos de valoración de integridad y para realizar las inspecciones se muestran en el numeral 6. Un plan de gestión de integridad basado en desempeño puede proporcionar valoraciones de integridad alternativas, métodos de reparación y prevención con diferentes tiempos de implementación que aquellos requeridos bajo el programa prescriptivo. Todas las decisiones deben estar completamente documentadas.

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Tabla 5. Ejemplo de un plan de gestión de integridad para un segmento de línea de transporte hipotético (Información de segmento – Línea 1, Segmento 3) Parte 1 de 3 Información del segmento ATRIBUTOS DEL TUBO

DISEÑO/CONSTRUCCIÓN

OPERACIONAL

Tipo

Ejemplo

Grado del tubo Diámetro Espesor de pared Fabricante Proceso de fabricación Fecha de fabricación Costura Presión de operación (alta/baja) Esfuerzo de operación Tipo de recubrimiento Condición del recubrimiento Fecha de instalación de la tubería Método de unión Tipo de suelo Estabilidad del suelo Prueba hidrostática Temperatura descarga compresor Temperatura pared de la tubería Calidad del gas Velocidad de flujo Métodos de reparación Historia de fugas/rupturas Ciclos de presión Efectividad PC Indicaciones SCC

API 5L-X42 24 pulgadas 0,250 A.O.Smith Baja frecuencia 1965 Soldadura de resistencia Eléctrica 630/550 72% SMYS Alquitrán de Hulla Buena 1966 Soldadura de arco sumergido Arcilla Buena Ninguna 120° 65° Buena 50 MMSCFD Reemplazo Ninguna Bajo Buena Fractura menor

8.3.4 Respuestas a la valoración de integridad, mitigación (reparación y prevención) e intervalos El plan debe contener las especificaciones sobre como y cuando el responsable de la integridad responderá a las valoraciones de la misma. Las respuestas pueden ser inmediatas, programadas o monitoreadas. El elemento de mitigación del plan consta de dos partes: la primera parte es la reparación de la línea de transporte. Con base en los resultados de las valoraciones de integridad y de la amenaza que se está enfrentando, se deben determinar y realizar actividades de reparación apropiadas. Estas reparaciones deben ser realizadas de acuerdo con las normas aceptadas y las prácticas de operación. La segunda parte de la mitigación es la prevención. La prevención puede detener o desacelerar el deterioro futuro de la línea de transporte. También es una actividad adecuada para las amenazas independientes del tiempo. Todas las actividades de mitigación deben ser priorizadas y programadas. La priorización y programación debe ser modificada a medida que se obtenga nueva información y debe ser un aspecto del plan en tiempo real (véase el numeral 7). Las Tablas 5, 6 y 7 proporcionan un ejemplo de un plan de gestión de integridad en formato de hoja de cálculo para un segmento de línea de transporte (línea 1, segmento 3). Esta hoja de cálculo muestra la información recogida acerca del segmento, el plan de valoración de integridad desarrollado con base en la valoración del riesgo y el plan de mitigación que sería implementado incluyendo el intervalo de revaloración.

51

NORMA TÉCNICA COLOMBIANA 9.

PLAN DE DESEMPEÑO

9.1

INTRODUCCIÓN

NTC 5747

Este numeral proporciona los requisitos del plan de desempeño que se aplican tanto a los programas de gestión de integridad prescriptivos como a los basados en desempeño. Las evaluaciones se deben realizar al menos anualmente para ofrecer una medida continua de la efectividad del programa de gestión de integridad a través del tiempo. Tales evaluaciones deben considerar tanto amenazas específicas como mejoras agregadas. Las evaluaciones específicas de amenazas se pueden aplicar a un área particular de interés mientras que las medidas generales se aplican todas las líneas de transporte bajo el programa de gestión de integridad. La evaluación del programa ayudará al responsable de la integridad a responder las siguientes preguntas: a)

¿Se cumplieron todos los objetivos del programa de gestión de integridad?

b)

¿La integridad y la seguridad de la línea de transporte mejoraron efectivamente debido al programa de gestión de integridad?

Tabla 6. Ejemplo del plan de gestión de integridad para un segmento de línea de transporte hipotético (plan de valoración de integridad – línea 1, segmento 3) Parte 2 de 3 Amenaza

Valoración de Riesgo/Criterio

Corrosión Externa

Históricos de zonas con corrosión externa y en las cuales no se ha realizado ninguna inspección en línea

Corrosión Interna

Mitigación

Intervalo (años)

Realizar prueba hidrostática, realizar inspección en línea, o realizar valoración directa

Remplazar/reparar sitios donde el CFP es menor a 1,25 veces el MPOP

10

Históricos de zonas con corrosión interna y en las cuales no se ha realizado ninguna inspección en línea

Realizar prueba hidrostática, realizar inspección en-línea, o realizar valoración directa

Remplazar/reparar sitios donde el criterio de falla potencial (CFP) es menor a 1,25 veces el MPOP

10

SCC

Se han encontrado agrietamiento por corrosión bajo esfuerzos con cierta dimensión crítica

Realizar prueba hidrostática

Remplazar el tubo donde se ubiquen las fallas

3-5

Fabricación

Tubo ERW, factor de unión < 1,0, ninguna prueba hidrostática

Realizar prueba hidrostática

Remplazar el tubo donde se ubiquen las fallas

N/D

Construcción

No hay asuntos de construcción

No se requiere ninguna

N/D

N/D

Equipo

No hay asuntos de equipo


N/D

N/D

Daño por Terceros

No hay asuntos de daños por terceros


N/D

N/D


N/D

N/D


N/D

N/D

Operación Incorrecta No hay asuntos de operaciones Clima y Fuerzas Externas

No hay asuntos relacionados con clima o fuerzas externas

Valoración de Integridad

52


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CARACTERÍSTICAS DE LA MEDICIÓN DEL DESEMPEÑO

Las medidas de desempeño enfocadas en los resultados del programa de gestión de integridad demuestran que grado de seguridad se ha logrado. Las medidas de desempeño proporcionan un indicio de efectividad pero no son absolutas. La evaluación y tendencia de la medida de desempeño también pueden llevar al reconocimiento de resultados inesperados que pueden incluir amenazas no identificadas previamente. Todas las medidas de desempeño deben ser sencillas, medibles, asequibles, relevantes y a su vez permitir la evaluación en función del tiempo. La selección y evaluación de las medidas de desempeño son una actividad esencial para determinar la efectividad del programa de gestión de integridad. Las medidas de desempeño deben ser seleccionadas cuidadosamente para garantizar que son indicadores razonables de la efectividad del programa. A medida que el plan se fortalece el cambio debe ser monitoreado de modo que las medidas sigan siendo efectivas con el paso del tiempo. El tiempo requerido para obtener suficiente información para el análisis también debe ser considerado en el momento de seleccionar las medidas de desempeño. Se deben tener métodos que permitan evaluaciones de medición de desempeño a corto y a largo plazo. Las medidas de desempeño del programa de gestión de integridad generalmente pueden ser categorizadas en grupos. 9.2.1 Medidas de actividad o proceso Las medidas de actividad o proceso pueden ser utilizadas para evaluar actividades de prevención o mitigación. Estas medidas determinan que tan bien el responsable de la integridad está implementando varios elementos del programa de gestión de integridad. Las medidas relacionadas con actividad o proceso deben ser seleccionadas cuidadosamente para permitir la evaluación de desempeño dentro de un formato de tiempo realista. Tabla 7. Ejemplo de un plan de gestión de integridad para un Segmento de línea de transporte hipotético (plan de mitigación - línea 1, segmento 3) Parte 3 de 3 EJEMPLO

DESCRIPCIÓN

REPARACIÓN

Cualquier falla en la prueba hidrostática será reparada remplazando la unión total del tubo.

PREVENCIÓN

Las actividades de prevención incluirán un monitoreo mayor para agrietamiento por corrosión bajo esfuerzos en sitios susceptibles, una revisión del diseño y los niveles de la protección catódica y un monitoreo para la corrosión selectiva en juntas uniones cuando el tubo está expuesto.

INTERVALO PARA REINSPECCIÓN

El intervalo para re-inspección será de 3 años si hubiera una falla causada por agrietamiento por corrosión bajo esfuerzos. El intervalo será de 5 años si la prueba es exitosa.

INTEGRACIÓN DE INFORMACIÓN

Las fallas en las pruebas por razones diferentes a corrosión interna o externa, Agrietamiento por corrosión bajo esfuerzos o defectos de unión, deben ser consideradas al realizar la valoración de de riesgo para la amenaza asociada.

NOTA GENERAL Para este segmento de línea de transporte , se realizará prueba hidrostática. La selección de este método es apropiada debido a su capacidad para enfrentar las amenazas por corrosión interna y externa, además de la amenaza por fabricación y el agrietamiento por corrosión bajo esfuerzos . La presión de prueba será 1,39 veces MPOP.

9.2.2 Medidas operacionales Las medidas operacionales incluyen tendencias de operación y de mantenimiento que miden que tan bien está respondiendo el sistema al programa de gestión de integridad. Un ejemplo de tales medidas podría ser los cambios en la velocidad de corrosión debido a la implementación de un programa de protección catódica más efectivo. Otro ejemplo es el número de daños por 53


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terceros después de la implementación de actividades de prevención tales como el mejoramiento en el proceso de notificación de excavaciones dentro del sistema. 9.2.3 Medidas directas de integridad Las medidas directas de integridad incluyen fugas, rupturas, heridos y fatalidades. Además de las categorías anteriores, las medidas de desempeño también pueden ser categorizadas como medidas “activas” y medidas “pasivas”. Las medidas pasivas son reactivas en el sentido que proporcionan un indicio posterior del desempeño del programa de gestión de integridad. Las medidas activas son en realidad proactivas, ya que proporcionan un indicio de como se puede esperar que el plan funcione. En la Tabla 8 se ilustran varios ejemplos de medidas de desempeño clasificados tal como se describió anteriormente. 9.3

METODOLOGÍA DE MEDICIÓN DE DESEMPEÑO

El responsable de la integridad puede evaluar el desempeño de un programa de gestión de integridad con su propio sistema y también por comparación con otros sistemas en una base industrial amplia . 9.4

MEDIDA DE DESEMPEÑO - INTRASISTEMA

a)

Las métricas de desempeño deben ser seleccionadas y aplicadas periódicamente para la evaluación de los programas de gestión de integridad tanto prescriptivos como aquellos basados en desempeño. Tales métricas deben se apropiadas para la evaluación de condiciones locales y específicas de la amenaza, y para la evaluación del desempeño del programa general de gestión de integridad.

b)

Para los responsables de la integridad que estén implementando programas prescriptivos, la medición de desempeño debe incluir todas las métricas específicas de la amenaza para cada uno de los casos contenidos en anexo A (véase la Tabla 9). Además, las siguientes mediciones del programa general deben ser determinadas y documentadas:

c)

1)

Número de kilómetros de línea de transporte versus requisitos del programa.

2)

Número de reparaciones inmediatas completadas como un resultado del programa de inspección de gestión de integridad.

3)

Número de reparaciones programadas y completadas, como un resultado del programa de inspección de gestión de integridad.

4)

Número de fugas, fallas e incidentes de integridad (clasificados por causa).

Para los responsables de la integridad que implementen programas basados en desempeño, se deben considerar las métricas específicas de amenazas que aparecen en el anexo A, aunque se pueden utilizar otras que sean más apropiadas para programa específico. Además de las cuatro métricas anteriores, el responsable de la integridad debe seleccionar tres ó cuatro métricas adicionales que midan la efectividad del programa basado en desempeño. La tabla 10 proporciona una lista sugerida; sin embargo, el responsable de la integridad puede desarrollar sus propias métricas. Como los intervalos de inspección basados en desempeño serán utilizados en un programa de gestión de integridad basado en desempeño, es esencial que se recoja suficiente información métrica para apoyar tales intervalos de inspección. La evaluación debe ser realizada por lo menos anualmente. 54


NTC 5747

d)

Además de la información métrica de desempeño recolectada directamente de los segmentos cubiertos por el programa de gestión de integridad, se puede realizar un estudio interno ( benchmarking ) que pueda comparar un segmento contra otro segmento adyacente u otro de un área diferente del mismo sistema de la línea de transporte. La información obtenida puede ser utilizada para evaluar la efectividad de las actividades de prevención, las técnicas de mitigación o la validación del desempeño. Tales comparaciones pueden proporcionar una base para análisis métrico sustancial e identificar áreas para mejoras en el programa de gestión de integridad.

e)

Una tercera técnica que proporcionará información efectiva es la auditoría interna. Los responsables de la integridad deben realizar auditorias periódicas para validar la efectividad de sus programas de gestión de integridad y asegurar que han sido realizados de acuerdo con el plan documentado. Se debe establecer una frecuencia de auditoría considerando la métrica de desempeño establecida y su base de tiempo particular, además de los cambios o modificaciones realizados al programa de gestión de integridad a medida que evoluciona. Las auditorias pueden ser realizadas por personal interno, preferiblemente personas no involucradas directamente en la gestión del programa, o por otras fuentes. A continuación se presenta una lista de elementos de auditoría esenciales como punto de partida para desarrollar un programa de auditoría para la compañía.

f)

1)

Un programa y política de gestión de integridad por escrito para todos los elementos contenidos en la Figura 2 debe estar disponible.

2)

Los procedimientos del plan de gestión de integridad y las descripciones de tareas están por escrito, actualizados y disponibles.

3)

Las actividades son desarrolladas de acuerdo con el plan.

4)

Un responsable asignado por cada elemento.

5)

Las referencias apropiadas están disponibles para cada responsable.

6)

Los responsables han recibido la preparación adecuada, la cual ha sido documentada.

7)

El programa de gestión de integridad se ajusta a los requisitos de este documento.

8)

Todas las actividades requeridas se encuentran documentadas.

9)

Todos los elementos de acción o no conformidades son cerrados de forma oportuna.

10)

Los criterios de riesgo empleados han sido revisados y documentados.

11)

Los criterios de prevención, mitigación y reparación han sido establecidos, ajustados y documentados.

La información obtenida de las métricas de desempeño específico del programa, de los resultados del benchmarking interno y de las auditorias debe ser utilizada como base efectiva para la evaluación del programa de gestión de integridad.

55


NTC 5747

MEDICIÓN DE DESEMPEÑO - BASADA EN LA INDUSTRIA

Además de las comparaciones internas del sistema, las comparaciones externas pueden proporcionar una base para la medición de desempeño del programa de gestión de integridad. Esto puede incluir comparaciones con otros responsables de la integridad de líneas de transporte, fuentes de datos industriales y fuentes jurisdiccionales. El benchmarking con otros responsables de la integridad de líneas de transporte de gas puede ser útil; sin embargo, cualquier medida o evaluación de desempeño de tales fuentes debe ser evaluada cuidadosamente para garantizar que todas las comparaciones sean válidas. Las auditorias dirigidas por entes externos también pueden proporcionar información muy útil. 9.6

MEJORAMIENTO DEL DESEMPEÑO

Los resultados de las mediciones de desempeño y las auditorias deben ser utilizados para modificar el programa de gestión de integridad como parte de un proceso de mejoramiento continuo. Los resultados de las auditorias internas y externas son medidas de desempeño que deben ser empleadas para evaluar la efectividad adicional a otras mediciones estipuladas en el programa de gestión de integridad. Las recomendaciones de cambios y mejoras para el programa de gestión de integridad deben estar basadas en las medidas de desempeño y en las auditorias. Se deben documentar los resultados, recomendaciones y cambios resultantes realizados al programa de gestión de integridad. 10.

PLAN DE COMUNICACIONES

10.1

GENERALIDADES

El responsable de la integridad debe desarrollar e implementar un plan de comunicaciones con el fin de mantener informado: al personal de la compañía acerca de su gestión de integridad y los resultados de sus actividades; y al público sobre información general de la línea de transporte. La información puede ser comunicada como parte de otras comunicaciones dirigidas a éstos y debe estar disponible para consulta de las autoridades cuando éstas así lo soliciten. Las comunicaciones deben ser realizadas con la frecuencia necesaria para garantizar que las personas adecuadas tengan información actualizada acerca de la línea de transporte, los propósitos de la gestión de integridad y los cambios significativos del plan de gestión de integridad. El uso de sitios Web corporativos, industriales, etc. puede ser una forma efectiva de realizar dichas comunicaciones. 10.2

COMUNICACIONES EXTERNAS

Los siguientes elementos deben ser considerados para comunicación a las diversas partes interesadas. a)

Propietarios de tierras y habitantes a lo largo del derecho de vía. 1)

Nombre de la compañía, ubicación de la sede principal e información de contacto.

2)

Información sobre la ubicación general de la línea de transporte y donde se pueden obtener información de ubicación más específica o mapas de la misma.

3)

Productos transportados.

Tabla 8. Medidas de desempeño

56


NTC 5747

Categoría de medición Medidas pasivas Proceso/Medidas Daño en el tubo encontrado actividad por sitio excavado Medidas operacionales Número de anomalías de corrosión ILI significativas Medidas de integridad

Escapes por kilómetro en un programa de gestión de integridad

Medidas activas Número de solicitudes de notificación de excavación; número de detecciones por Vigilancia Se instalan nuevos rectificadores y camas anódicas; cambio en la demanda de protección catódica actual; menos fallas CIS Cambio en las fugas por kilómetro

Tabla 9. Métricas de desempeño Amenazas CORROSIÓN EXTERNA

CORROSIÓN INTERNA

FRACTURA POR CORROSIÓN FABRICACIÓN CONSTRUCCIÓN

EQUIPO

DAÑO POR TERCEROS

OPERACIONES INCORRECTAS

RELACIONADOS CON EL CLIMA Y CON FUERZAS EXTERNAS

Métricas de desempeño para programas prescriptivos Número de Fallas en la prueba hidrostática por corrosión externa Número de acciones de reparación tomadas debido a resultados de inspección en línea Número de acciones tomadas debido a resultados de valoración directa. Número de escapes por corrosión externa Número de Fallas en la prueba hidrostática por corrosión interna Número de acciones de reparación tomadas debido a resultados de inspección en línea Número de acciones tomadas debido a resultados de valoración directa. Número de escapes por corrosión interna Número de escapes o fallas en servicio debido a SCC Número de reemplazos de reparación debido a SCC Número de fallas en prueba hidrostática debido a SCC Número de Fallas en la prueba hidrostática por defectos de fabricación Número de escapes por defectos de fabricación Número de escapes o fallas debido a defectos de construcción Número de acoples/ soldaduras reforzadas o retiradas Número de dobleces removidos Número de dobleces inspeccionados Número de soldaduras de ensamble reparadas/ retiradas Número de fallas en la válvula reguladora Número de fallas en la válvula de emisión Número de fallas en el empaque o el o-ring Número de escapes debido a fallas en el equipo Número de escapes o fallas causados por daños de terceros Número de escapes o fallas causados por tubo dañado previamente Número de escapes o fallas causados por vandalismo Número de reparaciones implementadas como resultado de un daño de terceros antes de un escape o falla Número de escapes o fallas causados por operaciones incorrectas Número de auditorias/ revisiones realizadas Número de hallazgos según la auditoría clasificados por severidad. Número de cambios a procedimientos debido a auditoría/ revisiones Número de escapes relacionados con el clima o debido a fuerzas externas. Número de reparaciones, reemplazos, o acciones de reubicación debido a amenazas relacionadas con el clima o con fuerzas externas.

57


NTC 5747

Tabla 10. Medidas de desempeño general Kilómetros inspeccionados vs. requisito del programa de gestión de integridad Número de cambios al programa de gestión de integridad solicitados por autoridades jurisdiccionales Condiciones relacionadas con la seguridad por unidad de tiempo. Cantidad de actividades terminadas requeridas en el Programa de gestión de integridad

Fracción de sistema incluido en el Programa de gestión de integridad Número de acciones terminadas que impactan en la seguridad. Número de anomalías que requieren reparación o mitigación Número de escapes reparados

Número de fallas en la prueba hidrostática y presiones de prueba Número de eventos de daños por terceros Reducción de riesgo logrado por el Programa de gestión de integridad Número de cruces no autorizados Número de eventos precursores detectados

Número de invasiones al derecho de vía Número de golpes al sistema de tuberías por terceros debido a la carencia de notificación respecto a ubicación. Detecciones de incursión aérea/ terrestre Número de notificaciones recibidas de excavación y su disposición. Número y tipo de comunicaciones públicas emitidas Efectividad de la comunicación Confianza del público en las actividades del Programa de gestión de integridad Efectividad del proceso de retroalimentación Costos del programa de gestión de integridad Mejora en la integridad a través del uso de nuevas tecnologías Suspensiones no programadas y su impacto en los clientes

b)

4)

Cómo prevenir y/o reconocer, informar y actuar ante un escape o fuga.

5)

Números telefónicos de emergencia y de información general.

6)

Información general acerca de las medidas de integridad y de prevención, y preparación para emergencias que el responsable de la integridad considere necesarias.

7)

Información de prevención de daños, lo cual incluye: tipos de eventos a notificar, datos sobre el sitio del evento, números telefónicos para la notificación de eventos y contactos en estos casos.

Secretarías de Planeación. Distribución oportuna y actualizada de mapas e información de contacto de la compañía

58

NORMA TÉCNICA COLOMBIANA c)

d)

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Responsables locales y regionales de atención y prevención de emergencias. 1)

El responsable de la integridad debe mantener enlace continuo con todos los grupos de emergencia incluyendo los comités locales y regionales de prevención y atención de desastres .

2)

Nombre de la compañía y números telefónicos de emergencia y de información general.

3)

Mapas locales

4)

Descripción de Instalaciones y productos transportados.

5)

Cómo prevenir y/o reconocer, informar y reaccionar ante un escape.

6)

Información general acerca de las medidas de prevención e integridad de la compañía

7)

Ubicación y descripción de las estaciones

8)

Capacidad de respuesta ante una emergencia de la compañía

Público en general. Nombre de la compañía e información de prevención de daños, lo cual incluye: tipos de eventos a notificar, datos sobre el sitio del evento, números telefónicos para la notificación de eventos y contactos en estos casos

Es posible que sea necesario establecer contacto entre el responsable de la integridad y la comunidad con el fin de transmitir confianza a ésta, así como, transmitir las expectativas de la compañía respecto a cómo puede ayudar el público a mantener la integridad. Tales oportunidades deben ser aprovechadas para ayudar en la protección de activos, personas y medio ambiente. 10.3

COMUNICACIONES INTERNAS

La alta gerencia y todo el personal involucrado debe entender y apoyar el programa de gestión de integridad. Esto se logra mediante el desarrollo e implementación de un programa de comunicación interna. Este programa de comunicación debería incluir los indicadores de desempeño que se revisan periódicamente y los ajustes que resulten del programa de gestión de integridad. 11.

GESTIÓN DEL CAMBIO

a)

El procedimiento para la gestión formal del cambio debe ser desarrollado para identificar y considerar el impacto de los cambios en los sistemas de tubería y su integridad. Estos procedimientos deben ser flexibles para acomodarse a los cambios mayores y menores, y deben ser entendidos por el personal que los utiliza. La gestión de cambio debe abarcar los cambios técnicos, físicos, procedimentales y organizacionales en el sistema ya sean permanentes o temporales. La planificación debe incluir la planeación para cada una de las situaciones y considerar sus circunstancias particulares. Un proceso de gestión de cambio debe incluir: 1)

Justificación para el cambio 59


b)

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2)

Autoridad para aprobar el cambio

3)

Análisis de las implicaciones del cambio

4)

Obtención de los permisos de trabajo requeridos

5)

Actualización de la documentación

6)

Comunicación del cambio a las partes afectadas.

7)

Limitaciones de tiempo para su ejecución

8)

Competencias del personal

El responsable de la integridad debe reconocer que los cambios en el sistema pueden requerir cambios en el Programa de gestión de integridad y de otra parte que los resultados del programa pueden ocasionar cambios en el sistema. Los siguientes son algunos ejemplos específicos de un gasoducto: 1)

Si un cambio en el uso del suelo afecta la consecuencia de un incidente debido a que aumenta la población cerca de la tubería, o afecta la probabilidad de un incidente como el hundimiento por trabajos de minería, entonces el cambio debe ser reflejado en el plan de integridad y se deben reevaluar las amenazas.

2)

Si los resultados de la inspección en un Programa de gestión de integridad, indican la necesidad de cambios en el programa de PC u otros diferentes de reducciones temporales en la presión de operación, estas modificaciones deben ser comunicadas a los responsables de la integridad y reflejadas en un Programa de gestión de integridad actualizado.

3)

Si el responsable de la integridad decide aumentar la presión en el sistema desde su presión histórica de operación a la MPOP permitida o a un valor cercano a ésta, ese cambio debe ser reflejado en el plan de integridad y las amenazas deben ser reevaluadas.

4)

Si una línea ha estado funcionando en forma estable y un cambio en la carga de línea modifica el modo de operación a una carga más cíclica (ejemplo. cambios diarios en la presión de operación), se debe considerar la fatiga en cada una de las amenazas, como factor de tensión adicional.

c)

El proceso de revisión debe exigir la participación del responsable de la aprobación del cambio y del personal que puede evaluar el impacto en la seguridad y si es necesario, sugerir controles o modificaciones. El ente responsable de la integridad debe tener la flexibilidad para mantener la continuidad en la operación dentro de los límites de operación seguros establecidos.

d)

La gestión del cambio garantiza que el proceso de gestión de integridad permanezca viable y efectivo a medida que ocurren los cambios en el sistema y en la misma proporción que se presente información nueva, revisada o corregida. Cualquier cambio en la línea de transporte o en los procedimientos tiene el potencial para afectar la integridad de la tubería. La mayoría de los cambios así sean pequeños tienen un efecto consecuente sobre otro aspecto del sistema. Por ejemplo, muchos cambios en la línea de transporte requieren un cambio procedimental o técnico. Todos los cambios deben ser identificados y revisados antes de la implementación. Los procedimientos de la 60


NTC 5747

gestión del cambio proporcionan un medio para mantener el orden durante los periodos de cambio en el sistema y ayudan a preservar la confianza en la integridad de la tubería. e)

Con el fin de asegurar la integridad de una línea de transporte se debe desarrollar y mantener un registro documentado de cambios. Esta información proporciona una mejor comprensión de la línea de transporte y de las posibles amenazas a su integridad. Dicho registro debe incluir información del proceso y de los diseños antes y después de que los cambios tuvieran lugar.

f)

Las comunicaciones de los cambios llevados a cabo en el sistema de tubería para cualquier parte afectada son imprescindibles para la seguridad del sistema. Como se indica en el numeral 10, se deben realizar periódicamente las comunicaciones relacionadas con la integridad de la tubería. La información sobre cualquier cambio de la línea de transporte deberá ser incluida en las comunicaciones del responsable de la integridad a las partes afectadas.

g)

Los cambios en la línea de transporte, especialmente en los equipos, pueden requerir de la actualización de las competencias del personal para la correcta operación del equipo nuevo. De igual forma, se debe brindar reentrenamiento para garantizar que el personal de las instalaciones comprenda y aplique los procedimientos vigentes.

h)

La aplicación de nuevas tecnologías en el Programa de gestión de integridad y los resultados de tales aplicaciones deben ser documentados y comunicados al personal adecuado.

12.

PLAN DE CONTROL DE CALIDAD

12.1

GENERALIDADES

Este numeral describe las actividades de control de calidad que deben ser parte de un Plan de gestión de integridad. El control de calidad según la definición para esta norma es “la prueba documentada de que el responsable de la integridad cumple con todos los requisitos de su Programa de Gestión de integridad.” Las compañías que tengan un programa de control de calidad que se ajuste o exceda los requisitos de este numeral pueden incluir las actividades del programa de gestión de integridad dentro de su programa de control de calidad existente. Para aquellas compañías que no tienen un programa de calidad, este numeral delimita sus requisitos básicos. Las referencias que aparecen en el numeral 3 proporcionan más detalles para la implementación de tal programa 12.2

GESTIÓN DEL CONTROL DE CALIDAD

a)

Los requisitos de un programa de control de calidad incluyen, documentación, implementación y mantenimiento. Generalmente se requieren seis actividades: 1)

Identificar los procesos que serán incluidos en el programa de calidad.

2)

Determinar la secuencia e interacción de estos procesos. 61


b)

c)

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3)

Determinar los criterios y métodos necesarios para garantizar que la operación y el control de estos procesos son efectivos.

4)

Proporcionar los recursos y la información necesarios para apoyar la operación y el monitoreo de estos procesos.

5)

Monitorear, medir y analizar estos procesos.

6)

Implementar las acciones necesarias para lograr los resultados planeados y el mejoramiento continuo de estos procesos.

Específicamente, las actividades que se deben incluir en el programa de control de calidad son: 1)

Determinar la documentación requerida e incluirla en el programa de calidad. Estos documentos deben ser controlados y mantenidos en los sitios adecuados por el tiempo que dure el programa. Algunos ejemplos de actividades documentadas incluyen: valoraciones de riesgo, Programa de gestión de integridad, informes de gestión de integridad y documentos de información.

2)

Las responsabilidades y autoridades bajo este programa deben estar claras y formalmente definidas.

3)

Los resultados del Programa de gestión de integridad y del programa de control de calidad deber ser revisados a intervalos de tiempo predeterminados, haciendo las recomendaciones de mejoramiento correspondientes.

4)

Las personas involucradas en el Programa de gestión de integridad deben ser competentes y conscientes de la importancia del programa y de todas sus actividades, y deben tener el entrenamiento necesario para ejecutar las actividades dentro del programa. Los documentos que certifiquen tal competencia y calificación, y los procesos para sus logros deben ser parte del plan de control de calidad.

5)

El responsable de la integridad debe determinar cómo monitorear el Programa de gestión de integridad para demostrar que se está implementando de acuerdo con el plan y documentar estos pasos. Se deben definir estos puntos de control, los criterios y los indicadores de desempeño.

6)

Se recomiendan auditorias internas periódicas del Programa de gestión de integridad y de su plan de calidad. También puede ser útil la revisión del programa completo por parte de terceros independientes.

7)

Las acciones correctivas para mejorar el Programa de gestión de integridad o el plan de calidad deben ser documentadas, y se debe monitorear la efectividad de su implementación.

Cuando el responsable de la integridad elige utilizar recursos externos para realizar cualquier proceso o actividad, por ejemplo el marraneo, que afecta la calidad del Programa de gestión de integridad, el ente responsable de la integridad debe asegurar el control de tales procesos y actividades y documentarlos dentro del programa de calidad.

62


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TÉRMINOS, DEFINICIONES Y ABREVIATURAS

(véase la Figura. 5) para la jerarquía de la terminología para la valoración de integridad. Acción

Resultado

Categoria

Inspección Indicación Priorización • Inmediata • Programada • Monitoreada Exámen

Evaluación Defecto Determinación • Dependiente de tiempo • Estable • Independiente de tiempo

Figura. 5 Jerarquía de la terminología para la valoración de integridad

Análisis de causa raíz. Conjunto de procesos implementados para determinar la causa primaria de un evento. Estos procesos buscan examinar la relación causa y efecto a través de la organización y análisis de la información. Tales procesos se utilizan con frecuencia en el análisis de fallas. Area de impacto potencial. Cuadrilátero cuya base es el segmento de la línea de transporte comprendido entre los centros de los círculos de impacto potencial que puedan afectar una zona con ocupación humana y la altura corresponde al radio de impacto potencial (véase la Figura 3) Arrugas por doblez. Crestas o rizos presentes en la superficie del tubo producidos en campo durante el proceso de doblado en frío Camisa compuesta de refuerzo. Método de reparación permanente que utiliza una camisa de material compuesto que se aplica con adhesivo Circulo de impacto potencial. Circulo de radio igual al radio de impacto potencial

63


NTC 5747

Clase de localidad. Véase la definición de la NTC 3728. Concentrador de esfuerzos. Discontinuidad en una estructura o cambio en el contorno que causa un aumento local del esfuerzo. Consecuencia. Impacto que podría tener la falla de una línea de transporte sobre el público, los empleados, la propiedad y el ambiente. Corrosión influenciada microbiológicamente (MIC – Microb iollog icaly Influenced C o r r o s i o n ) . Corrosión o deterioro de metales resultante de la actividad metabólica de microorganismos. Tal corrosión puede ser iniciada o acelerada por actividad microbiana. Daño inducido por hidrógeno. Forma de degradación de metales causada por la exposición a ambientes (líquidos o gaseosos) que causan la absorción de hidrógeno en el material. Algunos ejemplos de este tipo de daño son: la formación de fisuras internas o vejigas en el acero; fragilización; ataque del hidrógeno a alta temperatura (por ejemplo: descarbonización superficial y reacción química con hidrógeno). Daño mecánico. Clase de daño en el metal de un tubo o en el recubrimiento causado por la aplicación de una fuerza externa. El daño mecánico puede incluir abolladuras, remoción del recubrimiento, remoción del metal, movimiento del metal, trabajo en frío del metal subyacente,y esfuerzos residuales y cualquier otro que vaya en detrimento del tubo. Daño por terceros. Daños a la instalación de una línea de transporte por cualquier parte diferente de los que están trabajando para el responsable de la integridad. Para propósitos de este documento también incluye daños causados por personal del responsable de la integridad o los contratistas. Debe. El término “debe” se emplea en esta norma para indicar las prácticas que son obligatorias. Debería. Este término indica que dentro de varias posibles prácticas, una en particular es recomendada, como quiera ésta o una acción equivalente por parte del operador es necesaria Defecto. Imperfección de un tipo o magnitud que sobrepasa los criterios aceptables. Desviación o no conformidad de integridad. Evento no deseado en el sistema que potencialmente podría puede provocar una pérdida de integridad Derecho de vía (ROW transporte

– Rigth of Way). Franja

de terreno destinada a alojar la tubería para el

Ensayo no destructivo (NDE – Nond estruc tive E xam ination). Técnica de inspección que no daña el elemento que se está examinando. Esta técnica incluye métodos visuales, radiografía, ultrasonido, partículas magnéticas y tintas penetrantes. Evaluación. Análisis que se realiza para determinar la aptitud de las instalaciones para continuar en servicio bajo las condiciones actuales de operación. Evaluación de riesgo. Proceso de comparar el nivel de riesgo frente a los criterios del riesgo. Examen. Inspección física directa de líneas de transporte realizada por una persona que puede incluir el uso de técnicas de ensayos no destructivos (NDE). 64


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Excavación con pendiente o talud. Excavación que proporciona suficiente espacio para examinar o reparar las instalaciones enterradas. Expertos en la materia. Individuos que tienen experiencia en un área específica. Falla. Término general usado para expresar que una parte en servicio ha llegado a ser totalmente inoperable; o que todavía es operable, pero es incapaz de realizar satisfactoriamente la función; o que presenta un deterioro de tal magnitud que no es confiable y seguro para su uso continuo. Fuga de flujo magnético (MFL – Magn etic Flu x L eakag e). Técnica de inspección instrumentada en línea que induce un campo magnético en la pared de un tubo entre dos polos de un imán. Los sensores registran los cambios en el flujo magnético, los cuales son usados para evaluar la pérdida de metal. Fractura inducida por hidrógeno (HIC – Hidrog en-Ind uced producido por hidrógeno que consiste en la fractura del metal.

. Cracking )

Forma de daño

Fuga. Escape no intencional de gas de la línea de transporte. La causa de la fuga puede ser agujeros, grietas, conexiones defectuosas, etc. Gas. Como se utiliza en esta norma se refiere a gas natural. Gas rico. Gas que contiene cantidades significativas de hidrocarburos o components que son más pesados que el metano y el etano. Los gases ricos se descomprimen en forma diferente que el metano o etano puros. Gestión de Cambio. Proceso sistemático que reconoce y comunica a las partes interesadas los cambios de naturaleza técnica, física, procedimental u organizacional que puedan impactar la integridad del sistema Gestión de Riesgo. Programa general que consiste en identificar las amenazas potenciales a un área o equipo, evaluando el riesgo asociado con estas amenazas en términos de probabilidad y consecuencias del incidente, mitigando el riesgo mediante la reducción de la probabilidad, la consecuencia o ambos y midiendo los resultados de la reducción del riesgo alcanzada. Gradiente de voltaje de corriente directa (DCVG – Direct Cu rrent Voltaje Grad ient). Técnica de inspección que incluye mediciones eléctricas por encima del terreno tomadas a incrementos de distancia predeterminados a lo largo de una tubería enterrada y que se utiliza para proporcionar información sobre la efectividad del sistema de recubrimiento. Grado del tubo. Parte de las especificaciones del material para un tubo que incluye la resistencia mínima a la fluencia. Incidente de integridad. Emisión de gas no intencional debido a la falla en una línea de transporte. Indicación. Hallazgo por una técnica de inspección no destructivo. Este puede o no ser un defecto. Inspección. Uso de una técnica de prueba no destructiva.

65


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Inspección en línea (ILI – In-line Inspection). Técnica de inspección de tubería que utiliza dispositivos conocidos en la industria como “marranos inteligentes”. Estos dispositivos corren dentro del tubo y proporcionan indicaciones de pérdida de metal, deformación y otras anomalías. Inspección por ultrasónido. Examen que utiliza sonidos de alta frecuencia para determinar el espesor de la pared y para detectar la presencia de indicaciones. Integridad. Capacidad permanente de un sistema de tubería que le permite mantener las características estructurales para el transporte de gas en forma segura y confiable. Límite de fluencia mínimo especificado (SMYS – Specified Minim um Yield Strength ) . Límite de fluencia mínimo especificado para el acero de una tubería según lo requerido por las especificaciones de producto. Líneas de transporte. Sistemas de tuberías para el transporte de gas, comprendidos entre las fuentes de abastecimiento y la estación receptora (City Gates) o de los centros de distribución de los grandes consumidores (gran industria). También comprenden los sistemas de tuberías empleados para la interconexión de dos o más fuentes de abastecimiento o acopio; se excluyen las líneas de recolección entre los diferentes pozos. Las líneas de transporte son regularmente operadas a alta presión. Marrano. Dispositivo que se desplaza dentro del tubo para limpiarlo o inspeccionarlo o para evitar la mezcla de fluidos en su interior . Marrano Inteligente. Término utilizado en la industria para el dispositivo para inspección en línea (ILI). Marraneable. Capacidad de una tubería o un segmento para ser inspeccionada con un marrano. Medición de potenciales a intervalos cortos (CIS – Clos e Intev al Su rvey ). Técnica de inspección realizada sobre el terreno que incluye mediciones de potenciales tubo-suelo tomados a intervalos cortos predeterminados y se utiliza para proporcionar información sobre la efectividad del sistema de protección catódica. Mitigación. Control o reducción de la probabilidad de ocurrencia y/o de la consecuencia esperada para un evento particular. Máxima presión de operación permisible (MPOP). Máxima presión a la cual puede ser operada una línea de transporte, de conformidad con las especificaciones de la NTC 3838. Protección catódica (CP – Catho dic Protec tion ) . Técnica mediante la cual el tubo metálico enterrado está protegido contra la corrosión (general o localizada) Prueba de presión. Una medida de la resistencia de una pieza de equipo (tubo) en la que el elemento se llena con un fluido, se sella y se somete a presión. Se utiliza para evaluar la integridad y detectar defectos de construcción y materiales defectuosos. Radio de impacto potencial. Es el radio de un círculo, dentro del cual la falla de una tubería puede tener impactos significativos sobre el entorno. Responsable de la integridad. Entidad propietaria de la línea de transporte que es responsable por su operación, mantenimiento e integridad 66


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Riesgo. Medida de pérdida potencial en términos tanto de la probabilidad de ocurrencia del incidente de integridad como de la magnitud de sus consecuencias. Ruptura. Falla completa de cualquier elemento de la línea de transporte que implica la despresurización total del elemento. SCC (S t r es s C o r r o s i o n C r a c k i n g ) . Agrietamiento de un material por la acción combinada de la corrosión y un esfuerzo de tensión (residual o aplicado). Es una forma de ataque ambiental del metal que involucra la interacción de un ambiente local corrosivo y los esfuerzos de tensión en el metal dando como resultado la formación y crecimiento de fisuras. Segmento. Longitud de la línea de transporte que tiene características únicas en una ubicación geográfica específica. Sistema de información geográfica (GIS – Geograp hic Inform ation System ). Sistema de software, hardware, información y personal para ayudar a manipular, analizar y presentar información que está relacionada con la ubicación geográfica. Sistema de posicionamiento global (GPS – Global Position ing System ). Sistema de localización geográfica vía satélite usado para identificar o ubicar (latitud y longitud) puntos precisos sobre la tierra. Sistema SCADA. Sistema de control supervisión y adquisición de información. Tenacidad a la fractura. La resistencia de un material a fallar por la propagación de una fisura. Tubo soldado por proceso de doble arco sumergido (Tubo DSAW). Tubo que tiene un cordón longitudinal recto o helicoidal con metal de relleno depositado a ambos lados de la junta por el proceso de soldadura de arco sumergido. Tubo soldado por resistencia eléctrica (Tubo ERW). Tubo que tiene un cordón longitudinal recto producido sin la adición de metal de relleno mediante la aplicación de presión y calor obtenidos de la resistencia eléctrica. Valoración de integridad. Proceso que incluye las actividades de: inspección de las instalaciones de la línea de transporte, evaluación de las indicaciones resultantes de las inspecciones, examen del tubo utilizando diferentes técnicas, evaluación de los resultados de los exámenes, caracterización de la evaluación por tipo de defecto y severidad, y determinación a través del análisis de la integridad resultante de la línea de transporte Valoración de riesgo. Proceso sistemático en el que se identifican los peligros potenciales, y se calculan la probabilidad y la consecuencia de eventos adversos potenciales. Vandalismo. Actos que valiéndose de cualquier medio conocido o por conocer, tengan como objeto o como efecto poner en peligro o causar daño o perjuicios a la vida, a la integridad física, al medio ambiente o a los bienes de cualquier naturaleza NOTA

No es del alcance de esta norma la gestión de control de actos terroristas.

Terrorismo. El que provoque o mantenga en estado de zozobra o terror a la población o a un sector de ella, mediante actos que pongan en peligro la vida, la integridad física o la libertad de las personas o las edificaciones o medios de comunicación, transporte, procesamiento o conducción de fluidos o fuerzas motrices, valiéndose de medios capaces de causar estragos. 67


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REFERENCIAS Y NORMAS

La siguiente es una lista de publicaciones que apoyan o son referencia de esta norma. Common Ground. Study of One-Call Systems and Damage Prevention Best Practices. Publisher: Office of Pipeline Safety (OPS), Research and Special Programs Administration, U.S. Department of Transportation, 400 Seventh Street SW, Washington, DC, 20590. Guidelines for Technical Management of Chemical Process Safety. Publisher: Center for Chemical Process Safety (CCPS) of the American Institute of Chemical Engineers (AIChE), 345 East 47th Street, New York, NY, 10017. Juran’s Quality Control Handbook (4th Edition). Publisher: McGraw-Hill Book Company, 1221 Avenue of the Americas, New York, NY, 10020 Pipeline Risk Management Manual (2nd Edition). Publisher: Gulf Publishing Company, P.O. Box 2608 , Houston, TX, 77252. ANSI/ISO/ASQ Q9004-2000 , Quality Management Systems (Spanish Language Version): Guidelines for Performance Improvements. Publisher: American Society for Quality (ASQ), P.O. Box 3005, Milwaukee, WI, 53201 API 1160, Managing System Integrity for Hazardous Liquid Pipelines. Publisher: American Petroleum Institute (API), 1220 L Street, NW, Washington, DC 20005

NTC 3728, Gasoductos. Líneas de transporte y redes de distribución de gas Publisher: Instituto Colombiano de Normas Técnicas y Certificación (ICONTEC), Carrera 37 No. 52-95, Bogotá D.C. (Colombia)

ASME B31.8, Gas Transmission and Distribution Piping Systems. ASME B31G, Manual for Determining the Remaining Strength of Corroded Pipelines: A Supplement to B31, Code for Pressure Piping.

ASME CRTD 40-1, Risk-Based In-Service Testing. Development of Guidelines, Vol. 1: General Document. Publisher: The American Society of Mechanical Engineers (ASME), Three Park Avenue, New York, NY 10016-5990 ; Order Dept. 22 Law Drive, Box 2300, Fairfield, NJ 07007-2300.

GRI-00/0076, Evaluation of Pipeline Design Factors GRI- 00/0077, Safety Performance of Natural Gas Transmission and Gathering Systems Regulated by Office of Pipeline Safety.

GRI-00/0189, Model for Sizing High Consequence Areas Associated With Natural Gas Pipelines.

GRI-00/0 192, GRJ Guide for Locating and Using Pipeline Industry Research. GRI-00/0193, Natural Gas Transmission Pipelines: Pipeline Integrity—Detection, Prevention, 68


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and Repair Practices.

GRI-00/0228, Cost of Periodically Assuring Pipeline Integrity in High Consequence Areas by InLine Inspection, Pressure Testing and Direct Assessment.

GRI-00/0230, Periodic Re-verification Intervals for High Consequence Areas. GRI-00/0231, Direct Assessment and Validation (DRAFT). GRI-00/0232, Leak vs. Rupture Considerations for Steel Low Stress Pipelines. GRI-00/0233, Quantifying Pipeline Design at 72 % SMYS as a Precursor to Increasing the Design Stress Level.

GRI-00/0246, Implementation Plan for Periodic Re-verification Intervals for High Consequence Areas.

GRI-00/0247, Introduction to Smart Pigging in Natural Gas Pipelines. GRI-0l/0027, Pipeline Open Data Standard (PODS). GRI-0l/0083, Review of Pressure Re-testing for Gas Transmission Pipelines. GRI-01/0084, Proposed New Guidelines for ASME B 31.8 on Assessment of Dents and Mechanical Damage.

GRI-01/0085, Schedule of Responses to Corrosion-Caused Metal Loss Revealed by Integrity Assessment Results.

GRI-01/01 11, Determining the Full Cost of a Pipeline Incident. GRI-0l/0154, Natural Gas Pipeline Integrity Management Committee Process Overview Report. GRI-95/0228. 1, Natural Gas Pipeline Risk Management: Selected Technical Terminology.

GRI-95/0228.2, Natural Gas Pipeline Risk Management: Search of Literature Worldwide on Risk Assessment/ Risk Management for Loss of Containment.

GRI-95/0228.3, Natural Gas Pipeline Risk Management: Industry Practices Analysis. GRI-95/0228.4, Natural Gas Pipeline Risk Management: Identification of Risk Management Methodologies. Publisher: Gas Research Institute (GRI), 1700 5. Mount Prospect Road, DesPlaines, IL, 60018.

GPTC 2000-19, Technical Report—Review of Integrity Management for Natural Gas Transmission Pipelines. Publisher: Gas Piping Technology Committee (GPTC) of the American National Standards Institute (ANSI), 25 West 43rd Street, New York, NY, 10036.

NACE RP-01-69, Cathodic Protection of Underground Structures.

69


NTC 5747

NACE RP 0502, Standard Recommended Practice. Pipeline External Corrosion Direct Assessment Methodology.

NACE SP 0206, Internal Corrosion Direct Assessment Methodology for Pipelines Carrying Normally Dry Natural Gas (DG-ICDA).

NACE RP 0204, Stress Corrosion Cracking (SCC) Direct Assessment Methodology. Publisher: National Association of Corrosion Engineers (NACE) International, 1440 South Creek Drive, Houston, IX 77084.

PR-218-9801 , Analysis of DOT Reportable Incidents for Gas Transmission and Gathering System Pipelines, 1985-1997. Publisher: Pipeline Research Council International, Inc. (PRCI), 1600 Wilson Blvd., Arlington, VA 22209.

70


NTC 5747 ANEXO A (Informativo)

GUIAS PARA EL ANÁLISIS Y TRATAMIENTO DE AMENAZAS EN PLANES PRESCRIPTIVOS DE GESTIÓN DE INTEGRIDAD Este anexo suministra los elementos esenciales y las guías para el análisis y tratamiento de amenazas en planes prescriptivos de gestión de la integridad para las nueve categorías de amenazas relacionadas en esta norma. Las actividades e intervalos requeridos no son aplicables para condiciones severas que el responsable de la integridad puede encontrar. En esas circunstancias podría ser necesario un análisis más riguroso y una inspección más frecuente. A.1

AMENAZA DE CORROSIÓN EXTERNA

A.1.1 Alcance Este numeral proporciona un plan de gestión de la integridad para el manejo de la amenaza, los métodos de valoración de integridad y la mitigación de corrosión externa (véase la Figura A.1). Como se describe en este numeral la corrosión externa incluye la corrosión galvánica y la Corrosión Influenciada Microbiológicamente (MIC). Este numeral ilustra los procesos de gestión de la integridad para la corrosión externa en general y cubre también algunos eventos específicos. El análisis de incidentes en el sistema de tuberías ha identificado a la corrosión externa entre las causas de incidentes pasados. A.1.2 Recolección, revisión e integración de información Antes llevar a cabo una valoración del riesgo para cada segmento se debería recolectar y revisar como mínimo la siguiente información: a)

Año de construcción

b)

Tipo de recubrimiento

c)

Condición del recubrimiento

d)

Años con adecuada protección catódica

e)

Años con una protección catódica cuestionable

f)

Años sin protección catódica

g)

Características del suelo

h)

Reportes de inspecciones del tubo

i)

Corrosión Influenciada Microbiológicamente (MIC): existe, no existe o no se han realizado estudios para determinar su presencia

j)

Historial de fugas

k)

Espesor de la pared 71


NTC 5747

l)

Diámetro

m)

Nivel de esfuerzo circunferencial de operación n (% con respecto al SMYS)

n)

Información de pruebas de presión realizadas

Esta información se recolecta como soporte para la ejecución de la valoración de riesgos y para consideraciones especiales tales como la identificación de algunas situaciones severas que requieran de actividades adicionales. Para esta amenaza, la información es utilizada fundamentalmente para la priorización de la valoración de integridad y / o actividades de mitigación. Cuando el responsable de la integridad carezca de información, se deben utilizar presunciones conservadoras para establecer una valoración del riesgo o como alternativa, el segmento se debe poner en un grado de prioridad mayor. A.1.3 Criterios y valoración de riesgos Para nuevas líneas de transporte o segmentos de ésta, el responsable de la integridad podrá utilizar la especificación original del material, condiciones de diseño e inspecciones de construcción, como también la historia actual de operación para establecer la condición del tubo. Para esta situación, el responsable de la integridad debe determinar que las inspecciones de construcción tengan un rigor igual o más alto que las provistas por la valoración prescriptiva de integridad descritas en esta norma. En ningún caso el intervalo entre la construcción y la primera re-valoración de integridad requerida debe exceder de 10 años para tuberías que operen por encima del 60 % SMYS; 13 años para tuberías que operen por encima del 50 % y en o por debajo del 60 % SMYS; 15 años para tuberías que operen en o por encima del 30 % y en o por debajo del 50 % SMYS; y 20 años para tuberías que operen por debajo del 30 % SMYS. Para el resto de segmentos del sistema de tuberías más antiguos que los relacionados arriba, la valoración de integridad debe ser establecida utilizando una metodología, dentro de los intervalos de respuesta específicos, consignados en el numeral de Respuesta y Mitigación del numeral A.1.5. Las valoraciones de integridad anteriores pueden ser consideradas como la reunión de estos requisitos, siempre que las inspecciones tengan un rigor igual o más amplio que aquellos suministrados por las inspecciones descritas en esta norma. El intervalo entre la valoración de integridad anterior y la próxima valoración de integridad no pueden exceder el intervalo establecido en esta norma. A.1.4 Valoración de integridad El responsable de la integridad puede escoger entre los métodos de valoración de integridad aceptados por la industria. Estos pueden ser: Inspección en línea con una herramienta capaz de detectar pérdida de metal en la pared (por ejemplo: inspección con herramienta MFL), prueba de presión o inspecciones de valoración directa. a)

Inspección en Línea. El responsable de la integridad debe consultar el numeral 6 de esta norma. El numeral 6 define la capacidad de varios dispositivos ILI y suministra los criterios para el manejo de la herramienta. El responsable de la integridad selecciona la herramienta apropiada y él o su representante ejecuta la inspección. 72


NTC 5747

b)

Prueba de presión. El responsable de la integridad debe consultar el numeral 6 de esta norma. El numeral 6 define como implementar la prueba de presión para sistemas de tuberías en servicio y posterior a la construcción. El responsable de la integridad selecciona la prueba apropiada y él o su representante la ejecuta.

c)

Valoración Directa. El responsable de la integridad debe consultar el numeral 6 de esta norma. El numeral 6 define el proceso, herramientas e inspecciones. El responsable de la integridad selecciona las herramientas apropiadas y él o su representante, ejecuta las inspecciones. Recolección, revisión e integración de información

Criterios y valoración del riesgo

Determinar intervalo de valoración

Valoración de integridad (ILI, valoración directa, prueba de presión u otros)

Respuestas y mitigación (reparación y/o prevención)

Otra información para otras amenazas

Indicadores de desempeño

Figura A.1. Plan de gestión de la integridad para la amenaza de corrosión externa (proceso simplificado - prescriptivo )

73


NTC 5747

A.1.5 Respuestas y acciones de mitigación Las respuestas a las valoraciones de integridad se detallan a continuación: a)

Inspección en línea. La respuesta depende de la severidad de la corrosión, determinada por el cálculo de la presión de falla de las indicaciones (véase la norma ASME B31G o su equivalente) y una rata de corrosión razonablemente estimada o científicamente probada. Véase el numeral 7 para las respuestas a la valoración de integridad

b)

Inspecciones de valoración directa. La respuesta depende del número de indicaciones examinadas, evaluadas y reparadas. Véase el numeral 7 para las respuestas a la valoración de integridad.

c)

Prueba de presión. El intervalo depende de la prueba de presión. Si la prueba de presión fue al menos 1,39 veces MPOP, el intervalo debe ser de 10 años. Si la prueba de presión fue al menos 1,25 veces MPOP, el intervalo debe ser de 5 años (véase el numeral 7). Si la presión de operación actual es menor que la MPOP los factores descritos anteriormente, se pueden aplicar a la presión de operación actual, en lugar de la MPOP con el propósito de asegurar la integridad a la presión reducida únicamente. El responsable de la integridad debe seleccionar los métodos de reparación apropiados como se describe en el numeral 7. El responsable de la integridad debe seleccionar las prácticas de prevención apropiadas como se describen en la numeral 7.

A.1.6 Información adicional Durante las actividades de inspección, el responsable de la integridad puede encontrar otros datos que pueden ser utilizados cuando se ejecuten valoraciones de riesgos para otras amenazas. Por ejemplo, cuando se está ejecutando una ILI con una herramienta MFL, se pueden detectar abolladuras en la mitad superior del tubo. Esto podría ser ocasionado por daños de terceros. Lo apropiado entonces es utilizar esta información cuando se implementen valoraciones de riesgos para la amenaza de daño por tercera parte. A.1.7 Intervalos de valoración de integridad Se requiere que el responsable de la integridad valore la integridad periódicamente. El intervalo para las valoraciones depende de las respuestas contenidas en el numeral A1.5, Respuestas y acciones de Mitigación. Estos intervalos son los máximos permitidos. El responsable de la integridad debe incorporar nuevos datos a la valoración, en la medida que los datos estén disponibles y que puedan requerir una valoración de integridad más frecuente. Por ejemplo, una fuga en un segmento puede ser causada por corrosión externa la cual necesitaría de revaloración inmediata. Los cambios a este segmento podrían también requerir revaloración. La gestión del cambio está contemplada en este documento en el numeral 11.

74


NTC 5747

A.1.8 Indicadores de desempeño Con el fin de establecer la efectividad del programa y para la confirmación del intervalo de valoración de integridad para la amenaza de corrosión externa, algunos de los indicadores de desempeño que se deben documentar son los siguientes: a)

Número de fallas en las pruebas hidrostáticas causadas por corrosión externa.

b)

Número de acciones de reparación tomadas debido a los resultados de la inspección en línea, inmediatas y programadas.

c)

Número de acciones de reparación tomadas debido a los resultados de la valoración directa, inmediatas y programadas.

d)

Número de fugas por corrosión externa (para líneas de transporte que operan a bajo esfuerzo circunferencial puede ser provechoso documentar las fugas de acuerdo con su clasificación)

A.2

AMENAZA DE CORROSIÓN INTERNA

A.2.1 Alcance Este numeral proporciona un plan de gestión de la integridad para el manejo de la amenaza, los métodos de valoración de integridad y la mitigación de la corrosión interna. Como se describe en este numeral la corrosión interna incluye la corrosión química y la corrosión interna influenciada microbiológicamente (MIC) (véase la Figura A.2). Este numeral ilustra el proceso de gestión de la integridad para la corrosión interna en general y también cubre algunos eventos específicos. El análisis de incidentes del sistema de tuberías ha identificado a la corrosión interna entre las causas de incidentes pasados. A.2.2 Recolección, revisión e integración de información Antes llevar a cabo una valoración del riesgo para cada segmento se debería recolectar y revisar como mínimo la siguiente información: a)


b)

Reportes de inspección del tubo ( en excavaciones)

c)

Historial de fugas

d)

Espesor de la pared

e)

Diámetro

f)

Información de las pruebas de presión anteriores

g)

Análisis de sólidos, líquidos y gases (particularmente sulfuro de hidrogeno, dióxido de carbono, oxigeno, agua libre y cloruros)

h)

Resultado de pruebas del comportamiento de las bacterias 75


NTC 5747

i)

Dispositivos para detección y medición de velocidades de corrosión (cupones, probetas etc.)

j)

Parámetros de operación (particularmente presión y velocidad de flujo y especialmente periodos donde no hay flujo)

k)

Nivel de esfuerzo circunferencial de operación (% con respecto al SMYS)

Esta información se recolecta como soporte para la ejecución de la valoración y para consideraciones especiales tales como la identificación de algunas situaciones severas que requieran de más actividades o de actividades adicionales. Para esta amenaza la información es utilizada fundamentalmente para la priorización de la valoración de integridad y actividades de mitigación. Cuando el responsable de la integridad carezca de información, se deben utilizar presunciones conservadoras para establecer una valoración del riesgo o como alternativa, el segmento se debe poner en un grado de prioridad mayor .

A.2.3 Criterios y valoración de riesgos Para nuevas líneas de transporte o segmentos de ésta, el responsable de la integridad puede utilizar la especificación original del material condiciones de diseño e inspecciones de construcción como también la historia actual de operación para establecer la condición del tubo. Para esta situación, el responsable de la integridad debe determinar que las inspecciones de construcción tengan un rigor igual o más alto que las provistas por la valoración prescriptiva de integridad descritas en esta norma. Además el responsable de la integridad debe determinar que no exista un ambiente corrosivo. ,

En ningún caso el intervalo entre la construcción y la primera revaloración de integridad debe exceder los siguientes criterios: Intervalo

Esfuerzo circunferencial de operación de la tubería

10 años

Mayor al 60% SMYS

13 años

Menor o igual al 60% SMYS y mayor al 50% SMYS

15 años

Menor o igual al 50% SMYS

Para el resto de segmentos del sistema de tuberías mas antiguos que lo relacionados arriba, la valoración de integridad debe ser establecida utilizando una metodología, dentro de los intervalos de respuesta específicos, consignados en el numeral de respuesta y mitigación del numeral A.2.5. Las valoraciones de integridad anteriores pueden ser consideradas como la reunión de estos requisitos, siempre que las inspecciones tengan un rigor igual o más amplio que aquellos suministrados por las inspecciones descritas en esta norma. El intervalo entre la valoración de integridad anterior y la próxima valoración de integridad no pueden exceder el intervalo establecido en esta norma.

76


NTC 5747

Recolección, revisión e integración de datos


Valoración de integridad (ILI, valoración directa, prueba de presión u otro)

Determinar intervalo de valoración

Respuestas y mitigación



Figura A.2. Plan de gestión de la integridad para la amenaza de corrosión interna (proceso simplificado/prescriptivo)

77


NTC 5747

A.2.4 Valoración de integridad El responsable de la integridad puede escoger entre tres métodos de valoración de integridad. Los métodos son: inspección en línea con una herramienta capaz de detectar pérdida en la pared tal como una herramienta MFL; ejecutando una prueba de presión; o implementando una valoración directa. a)

Inspección en línea. El responsable de la integridad debe consultar el numeral 6 de esta norma. Esta norma define la capacidad de algunos dispositivos ILI y suministra los criterios para la utilización de la herramienta. El responsable de la integridad selecciona la herramienta apropiada y el o su representante ejecuta la inspección.

b)

Prueba de presión. El responsable de la integridad debe consultar el numeral 6 de esta norma. El numeral 6 define como implementar pruebas para sistemas de tuberías en servicio y posterior a la construcción. El responsable de la integridad selecciona la prueba apropiada y el o su representante la ejecuta.

c)

Valoración directa. El responsable de la integridad debe consultar el numeral 6 de esta norma. El numeral 6 define el proceso, herramientas e inspecciones. El responsable de la integridad selecciona las herramientas apropiadas y él o su representante ejecutan las inspecciones.

A.2.5 Respuestas y mitigación Las respuestas para valoraciones de integridad se relacionan a continuación: a)

Inspección en línea. La respuesta depende de la severidad de la corrosión determinada por el cálculo de la presión crítica de falla de las indicaciones (véase la norma ASME B 31 G o su equivalente) y una velocidad de corrosión razonablemente proyectada o científicamente probada. Véase el numeral 7 para las respuestas a las valoraciones de integridad.

b)

Valoración directa. La respuesta depende del número de indicaciones examinadas, evaluadas y reparadas. Véase el numeral 7 para las respuestas a las valoraciones de integridad.

c)

Prueba de presión. El intervalo depende del nivel de presión de la prueba. Si la prueba de presión fue al menos 1,39 veces MPOP, el intervalo debe ser 10 años. Si la prueba de presión fue al menos 1,25 veces MPOP, el intervalo debe ser 5 años (véase el numeral 7).

Si la presión de operación actual es menor que MPOP, los factores descritos anteriormente se pueden aplicar a la presión de operación actual, en lugar de MPOP con el propósito de asegurar integridad a la presión reducida únicamente. El responsable de la integridad debe seleccionar los métodos de reparación apropiados como se describen en el numeral 7. El responsable de la integridad debe seleccionar las prácticas de prevención apropiadas. Las prácticas de prevención apropiadas se describen en la numeral 7. Si la información confirma que existe un ambiente corrosivo se debería diseñar un plan de mitigación de implementación inmediata . Si la información sugiere que un ambiente corrosivo podría existir se debería llevar a cabo una reevaluación inmediata. Si la información muestra que no existen condiciones o 78


NTC 5747

ambiente corrosivo el responsable de la integridad debería entonces identificar las condiciones que llevarían a una reevaluación. A.2.6 Otra información Durante las actividades de inspección, el responsable de la integridad puede encontrar otros datos que deberían ser utilizados cuando se ejecuten valoraciones del riesgo para otras amenazas. Por ejemplo, cuando se está realizando un ILI con una herramienta MFL, se pueden detectar abolladuras en la mitad superior del tubo. Este daño pude haber sido ocasionado por un tercero. Lo apropiado entonces es utilizar esta información cuando se implemente la valoración de integridad para la amenaza de daño por terceros. A.2.7 Intervalos de valoración de integridad Se requiere que el responsable de la integridad valore la integridad periódicamente. El intervalo para las valoración depende de las respuestas contenidas en el numeral de Respuestas y Mitigación mencionada anteriormente. Estos intervalos son los máximos permitidos. El responsable de la integridad debe incorporar nuevos datos a la valoración, en la medida que éstos estén disponibles y que se requieran valoraciones de integridad más frecuentes. Por ejemplo, una fuga en un segmento puede ser causada por corrosión interna, lo cual necesitaría de re-valoración inmediata. Los cambios a este segmento podrían también requerir revaloración. La gestión del cambio está contemplada en este documento en el numeral 11. A.2.8 Indicadores de desempeño Con el fin de establecer la efectividad del programa y para la confirmación del intervalo de valoración de integridad para la amenaza de corrosión interna, algunos de los indicadores de desempeño que se deben documentar son los siguientes: a)

Número de fallas en las pruebas de presión causadas por corrosión interna.

b)

Número de acciones de reparación tomadas debido a los resultados de la inspección en línea, inmediatas y programadas.

c)

Número de acciones de reparación tomadas debido a los resultados de la valoración directa, inmediatas y programadas.

d)

Número de fugas por corrosión interna (para sistemas de tubería que operan a bajo esfuerzo puede ser útil clasificar las fugas de acuerdo con su grado).

A.3

AMENAZA POR SCC

A.3.1 Alcance Este numeral es un plan de gestión de la integridad para el manejo de la amenaza, y los métodos de valoración de integridad y mitigación para el tipo de SCC con alto pH en gasoductos (véase la Figura. A3). El tipo de SCC a pH casi neutral puede requerir una inspección y un plan de mitigación alterno. Los planes para valoración de integridad y mitigación para ambos fenómenos se discuten en escritos de investigación publicados. Este numeral no trata todas las medidas posibles de una inspección para la mitigación de SCC. A 79


NTC 5747

medida que nuevas herramientas y tecnologías se desarrollen éstas se pueden evaluar y estar disponibles para el uso del responsable de la integridad. A.3.2 Recolección, Revisión e Integración de Información Antes llevar a cabo una valoración del riesgo para cada segmento se debería recolectar y revisar como mínimo la siguiente información: a)

Edad de la tubería

b)

Nivel de esfuerzo circunferencial de operación (% con respecto al SMYS)

c)

Temperatura de operación

d)

Distancia del segmento a la estación compresora

e)

Tipo de recubrimiento

f)

Información de pruebas hidrostáticas anteriores por razones diferentes a una investigación de SCC

Esta información se recolecta para la ejecución de valoraciones de riesgos y para consideraciones especiales tales como identificar situaciones severas que requieran más actividades o actividades adicionales. Cuando el responsable de la integridad carezca de información, se deben utilizar presunciones conservadoras para establecer una valoración del riesgo o como alternativa, el segmento se debe poner en un grado de prioridad mayor. A.3.3 Criterios y valoración de riesgos Cada segmento debería ser evaluado por el riesgo de una posible amenaza de SCC si todos los siguientes criterios están presentes: a)

Nivel de esfuerzo circunferencial de operación >60 % SMYS

b)

Temperatura de operación >100 ºF

a)

Distancia a la estación compresora ≤ 20 millas

b)

Edad de la tubería ≥ 10 años

c)

Todos los sistemas de recubrimiento protectores contra la corrosión diferentes a Fusion Bonded Epoxy (FBE)

Además, cada segmento en el que uno o más incidentes en servicio o una o más roturas en pruebas hidrostáticas o fugas hayan sido causadas por uno de los dos tipos de SCC deben ser evaluadas aunque las condiciones que determinaron la falla por SCC hayan sido corregidas. Para esta amenaza, la valoración de riesgos consiste en comparar los elementos de información con los criterios. Si las condiciones del criterio se cumplen o si el segmento tiene una historia previa de SCC (si la inspección de la excavación indica SCC, las fallas en las pruebas hidrostáticas fueron causadas por SCC, las fallas en servicio o fugas fueron causadas por SCC), el tubo se considera de riesgo para que ocurra el SCC. De lo contrario, si una de las 80


NTC 5747

condiciones de criterio no se cumple y si el segmento no tiene una historia de SCC, no se requiere tomar alguna acción. A.3.4 Valoración de integridad Si las condiciones para el SCC se presentan (p.e. cumple los criterios) se debe preparar un plan escrito de inspección, exámen y evaluación. El plan debería considerar la valoración de integridad para otras amenazas y la prioridad entre otros segmentos que estén en riesgo de SCC. Si el sistema de tuberías experimenta una fuga o ruptura en servicio, la cual se atribuye al SCC, el segmento en particular, debe ser sometido a una prueba hidrostática (como se describe a continuación) dentro de un período de doce meses. Se debe implementar un programa documentado de re-prueba hidrostática para este segmento. NOTA

Se requiere una prueba de presión hidrostática. No se permite el uso de otros medios de prueba.

Las actividades de inspección y mitigación aceptables para determinar si los segmentos de tubo están en riesgo de SCC son cubiertas en los numerales A3.4.1 y A3.4.2. A.3.4.1 Método de examen y evaluación en excavaciones a)

Se deben implementar las medidas de seguridad apropiadas antes de cualquier actividad de excavación.

b)

Escoger el sitio más adecuado.

c)

En algunas áreas con desprendimiento del revestimiento, se debe retirar el revestimiento e inspeccionar la superficie para detectar SCC, utilizando una inspección por partículas magnéticas mediante procedimiento de inspección documentado.

d)

Resultados: 1)

2)

Sin indicación de SCC a)

Revestir el área desprendida utilizando un método y revestimiento apropiados.

b)

Evaluar los intervalos programados para inspecciones por excavaciones adicionales si es necesario.

Con indicación de SCC. Cuando se detectan indicaciones de SCC, se debe utilizar uno de los siguientes tres métodos de mitigación. a)

Evaluar los métodos de reparación o remoción para SCC. Investigaciones Industriales tales como PR-218-9307 tratan los métodos de reparación para SCC; ó

b)

Prueba hidrostática para la sección de válvula correspondiente. Ver el siguiente numeral A3.4.2; ó

c)

Una valoración crítica de ingeniería puede ser realizada para la evaluación del riesgo y la identificación de algunos métodos alternos de mitigación (véase el numeral A3.4.2(d)(3)). 81


NTC 5747

A.3.4.2 Prueba hidrostática para SCC Las condiciones de la prueba hidrostática para la mitigación del SCC han sido desarrolladas a través de investigaciones de la industria para optimizar la remoción de defectos de tamaño críticos mientras se minimiza el crecimiento de defectos de tamaño menos crítico. Los criterios recomendados para pruebas hidrostáticas son los siguientes: a)

Prueba de alta presión equivalente mínimo a 100 %SMYS.

b)

El valor de presión de la prueba se debe mantener por un periodo mínimo de 10 min.

c)

Al retornar el sistema de tuberías al servicio de gas, se debe implementar un estudio de ionización de llama . (Se deben considerar algunas alternativas para eventos de fallas en la prueba hidrostática debido a causas diferentes al SCC)

d)

Resultados: 1)

No hay fuga o ruptura en prueba hidrostática por SCC. Si no ocurren rupturas o fugas por SCC el responsable de la integridad debe utilizar una de las siguientes dos opciones para dirigir una mitigación a largo plazo del SCC.

2)

a)

Implementar un programa escrito de reprueba hidrostática con un intervalo técnicamente justificable, ó

b)

Ejecutar una valoración crítica de ingeniería e identificar métodos adicionales de mitigación (véase el numeral A3.4.2 (d) (3)).

Fuga o ruptura en prueba hidrostática debido al SCC. Si una fuga o ruptura ocurre debido al SCC, el responsable de la integridad debe implementar una de las siguientes opciones para la mitigación a largo plazo del SCC.

3)

a)

Un programa de reprueba escrito debe implementarse para el segmento de línea correspondiente.

b)

El responsable de la integridad debe considerar cuidadosamente el intervalo de reprueba.

c)

El intervalo debe estar justificado técnicamente en el programa escrito de reprueba.

Valoración crítica de Ingeniería. Un documento escrito que evalúe los riesgos de SCC y que suministre un plan técnicamente soportado, que suministre un comportamiento de seguridad satisfactorio para el sistema de tuberías. El documento debe considerar los mecanismos de crecimiento del defecto del proceso para SCC.

82


NTC 5747

Recolección, revisión e integración de información



Valoración de integridad


Valoración de ingeniera

Exámen por excavaciones SCC no detectada

Fugas en servicio u ocurridas debido a SCC

SCC detectada

Redefinir intervalos

Prueba hidrostática Sin fallas por SCC

Fallas por SCC

Valoración de ingenieria Valoración de integridad, mitigación ( reparación y/o prevención) e intervalos

Programa de reprueba hidrostática

Otro programa de inspección


No se requiere acción


Figura A.3. Programa de gestión de integridad para la amenaza de SCC (proceso simplificado – prescriptivo)

83


NTC 5747

A.3.5 Información adicional Durante la valoración de integridad y las actividades de mitigación el responsable de la integridad podrá encontrar información adicional que puede ser pertinente para otras amenazas. Esta información puede usarse donde sea apropiado para realizar la valoración de riesgos de otras amenazas. A.3.6 Indicadores de desempeño Con el fin de establecer la efectividad del programa y para la confirmación del intervalo de valoración de integridad para la amenaza de SCC, algunos de los indicadores de desempeño que se deben documentar son los siguientes: a)

Número de fugas/ fallas en servicio debido a SCC

b)

Número de reparaciones o reemplazos debido a SCC

c)

Número de fallas en pruebas hidrostáticas debido a SCC

A.4

AMENAZA POR FABRICACION (COSTURA DEL TUBO Y TUBO)

A.4.1 Alcance Este numeral suministra un plan de gestión de la integridad, para el manejo de la amenaza, los métodos de valoración de integridad y la mitigación para los problemas de fabricación. La fabricación se refiere en este contexto como la costura del tubo y el tubo (véase la Figura. A4) Este numeral contiene el proceso de gestión de la integridad para los problemas de fabricación en general y también incluye algunos eventos específicos. El análisis de incidentes del sistema de tuberías ha identificado la fabricación dentro de las causas de incidentes pasados. A.4.2 Recolección, revisión e integración de información Antes de llevar a cabo una valoración del riesgo para cada segmento se debería recolectar y revisar como mínimo la siguiente información: a)

Material del tubo

b)


c)

Proceso de fabricación (como alternativa la edad de fabricación; véase la Nota más abajo)

d)

Tipo de costura

e)

Factor de junta

f)

Historia de la presión de operación

g)

Estabilidad del suelo

84


NTC 5747

Esta información se debe recoger para la ejecución de una valoración de riesgos y para consideraciones especiales tales como identificar algunas situaciones severas que requieran más actividades o actividades adicionales. Cuando el responsable de la integridad carezca de información, se deben utilizar presunciones conservadoras para establecer una valoración del riesgo o como alternativa, el segmento se debe poner en un grado de prioridad mayor. NOTA Cuando se desconoce la información del tubo, el responsable de la integridad puede consultar el documento "Historia de fabricación de tubería en línea en Norteamérica" de J.F. Kiefner I.E.B. Clark, 1996 ASME. Recolección, revisión e integración de datos



Determinar intervalos de valoración




Figura A.4. Plan de gestión de integridad para la amenaza por fabricación (costura del tubo y tubo) (proceso simplificado - prescriptivo)

85


NTC 5747

A.4.3 Criterios y valoración de riesgos Para tubería de hierro fundido, tubería de acero con más de cincuenta años de antigüedad, sistemas de tuberías acoplados mecánicamente, o sistemas de tuberías unidos por medio de soldaduras circunferenciales de acetileno, donde se experimentan bajas temperaturas, o donde el tubo se expone a movimientos de tierra o fallas de los soportes, es necesario examinar la estabilidad del sistema de tuberías. Si se observa movimiento de tierra o se puede anticipar razonablemente, se debería establecer un programa para monitorear el movimiento del sistema de tuberías e iniciar las actividades de intervención apropiadas. Si el tubo tiene un factor de junta menor de 1,0 (por ejemplo tubo soldado en traslape, tubo soldado por golpe o tubo soldado a tope) o si el sistema de tubería es ERW con soldadura de baja frecuencia, se debe considerar la existencia de una amenaza por fabricación. A.4.4 Valoración de integridad Para tubos de hierro fundido, la valoración debería incluir una evaluación para determinar si el tubo esta sujeto o no al movimiento de tierra o a la falla del soporte. Para lo correspondiente a la costura del tubo de acero cuando la MPOP de un sistema de tuberías se incrementa o cuando se incrementa la presión de operación por encima del historial de presión de operación (presión más alta reportada en los últimos cinco años) se puede implementar una prueba de presión para tratar el evento de la costura. La prueba de presión debe ser de acuerdo con ASME B31.8; al menos 1,25 veces la MPOP. ASME B 31.8 define como implementar pruebas tanto para sistemas de tuberías en servicio como para la prueba posterior a la construcción. A.4.5 Respuestas y mitigación Para un tubo de hierro las opciones de mitigación incluyen el reemplazo o estabilización del tubo. Para un tubo de acero cualquier sección que falle en la prueba de presión se debe reemplazar. El responsable de la integridad debe seleccionar las prácticas de prevención apropiadas. Para esta amenaza, el responsable de la integridad debería desarrollar especificaciones para el tubo que cumplan o excedan los requisitos de ASME B31.8. A.4.6 OTRA INFORMACIÓN Durante las actividades de inspección el responsable de la integridad puede encontrar datos adicionales que deberían ser utilizados cuando se ejecuten valoraciones del riesgo para otras amenazas. Por ejemplo algunos tipos de costuras pueden ser más susceptibles a una corrosión acelerada. Es apropiado utilizar esta información cuando se establezcan valoraciones de riesgos para corrosión interna o externa. A.4.7 Intervalos de valoración de integridad No se requiere una valoración de integridad periódica. Sin embargo, cambios en el segmento tales como, aumento de la presión de operación del sistema de tuberías o, cambios en las condiciones de operación (variaciones significativas en los ciclos de presión) pueden conducir a una re-valoración, de acuerdo con los parámetros establecidos en el numeral 11 para la gestión de cambios. 86


NTC 5747

A.4.8 Indicadores de desempeño Con el fin de establecer la efectividad del programa y para la confirmación del intervalo de valoración de integridad para la amenaza de defectos de fabricación, algunos de los indicadores de desempeño que se deben documentar son los siguientes: a)

Número de fallas de prueba hidrostática causados por defectos de fabricación.

b)

Número de fugas debido a defectos de fabricación.

A.5

AMENAZA POR CONSTRUCCIÓN (SOLDADURA CIRCUNFERENCIAL, SOLDADURA DE CONEXIÓN, ANOMALIAS POR DEFORMACIÓN DEL DIAMETRO, Y UNIONES ROSCADAS, NIPLES O ACOPLES DAÑADOS)

A.5.1 Alcance Este numeral suministra un plan de gestión de integridad para tratar la amenaza y los métodos de valoración de integridad y mitigación para problemas en la construcción. La amenaza por construcción se refiere en este contexto a anomalías en soldadura circunferencial de tubos, soldadura de conexión, anomalías por deformación del diámetro (abolladuras, arrugas, torceduras, rizos o pliegues), y uniones roscadas, niples o acoples dañados. Este numeral contiene el proceso de gestión de integridad para los problemas de construcción en general, y también cubre algunos asuntos específicos. El análisis de incidentes en el sistema de tuberías ha identificado la construcción entre las causas de incidentes pasados. A.5.2 Recolección, revisión e integración de información Los siguientes grupos mínimos de información se deberían recolectar para cada segmento y revisar antes llevar a cabo una valoración del riesgo: a)

Material del tubo

b)

Identificación de arrugas en curvas

c)

Identificación de acoples

d)

Refuerzo de acoples posterior a la construcción

e)

Procedimientos de soldadura

f)

Refuerzo de la soldadura circunferencial posterior a la construcción

g)

Información de ensayos no destructivos en soldaduras

h)

Información de la prueba de presión

i)

Reportes de inspección del tubo (en excavaciones)

j)

Posible existencia de fuerzas externas (véase el numeral A9)

k)

Propiedades del suelo y profundidad de la cubierta para arrugas en curvas 87


NTC 5747

l)

Rangos máximos de temperatura para arrugas en curvas

m)

Radio de curvatura y cambios del ángulo para las arrugas en curvas.

n)

Historia de presión de operación y operación esperada, incluyendo ciclos de presión significativos y fatiga mecánica.

Esta información se recoge como soporte para la ejecución de la valoración de riesgos y consideraciones especiales como identificar algunas situaciones severas que requieran más actividades o actividades adicionales. Cuando el responsable de la integridad carezca de información, se deben utilizar presunciones conservadoras para establecer una valoración del riesgo o como alternativa, el segmento se debe poner en un grado de prioridad mayor. A.5.3 Criterios y valoración de riesgos Para soldaduras circunferenciales, se requiere información de los ensayos no destructivos (END) y una revisión de procedimientos de soldadura para asegurarse que las soldaduras sean adecuadas. Para soldaduras de fabricación, se requiere una revisión de los procedimientos de soldadura e información de END, como también la revisión de fuerzas debido al asentamiento de tierras o a otras cargas externas para asegurar que las soldaduras sean adecuadas. Para arrugas en curvas y pliegues como también para acoples, se deberían revisar los reportes de inspección visual para asegurar su integridad continua. El movimiento potencial del sistema de tuberías, puede causar tensiones laterales adicionales y/o axiales. Se debería revisar la información relacionada con el movimiento del tubo, al igual que el rango de temperatura, radio de doblez y los grados de doblez, profundidad de la cobertura y las propiedades del suelo. Estos factores son importantes para determinar si las curvaturas están o no sujetas a esfuerzos o deformaciones perjudiciales. La existencia de amenazas relacionadas con la construcción, por si sola no significa un problema de integridad. La presencia de estas amenazas en conjunto con el potencial de fuerzas externas, incrementa significativamente la probabilidad de un evento. Se debe integrar y evaluar la información para determinar donde estas características de construcción coexisten con la probable presencia de fuerzas externas.

88


NTC 5747








Figura A.5 Plan de gestión de integridad para la amenaza por construcción (soldadura circunferencial, soldadura de conexión, anomalías por deformación del diámetro, uniones roscadas, niples o acoples dañados) (proceso simplificado – prescriptivo)

A.5.4 Valoración de integridad Para amenazas relacionadas con la construcción que coincidan con zonas de potencial movimiento de tierra o presencia de fuerzas externas que puedan afectar el tubo, la valoración debería hacerse a través de integración de datos, examen y evaluación de las amenazas. A.5.5 Respuestas y mitigación El responsable de la integridad debe seleccionar las prácticas de prevención apropiadas. Para esta amenaza, el responsable de la integridad debe desarrollar protocolos de excavación para asegurar que el tubo no se mueva ni sean introducidas tensiones adicionales. Adicionalmente, el responsable de la integridad debe establecer exámenes y evaluaciones cada vez que el tubo sea expuesto. Las amenazas potenciales deben ser mitigadas a través de la aplicación proactiva de procedimientos que requieran inspección, reparación, reemplazo o reforzamiento cuando sea necesario inspeccionar el sistema de tuberías debido a otras razones de mantenimiento.

89


NTC 5747

A.5.6 Otra información Durante las actividades de inspección, el responsable de la integridad podrá encontrar otros datos que pueden ser usados cuando se ejecuten valoraciones de riesgos para otras amenazas. Por ejemplo, algunos tipos de soldaduras podrían ser más susceptibles a una corrosión acelerada. Lo apropiado es utilizar esta información cuando se establezcan valoraciones de riesgos para corrosión interna o externa. A.5.7 Intervalos de valoración de integridad No se requiere valoración periódica. Los cambios en el segmento o en el uso de tierra, podrían llevar a una revaloración. La gestión del cambio se contempla en este documento en el numeral 11. A.5.8 Indicadores de desempeño Con el fin de establecer la efectividad del programa y para la confirmación del intervalo de valoración de integridad para la amenaza de construcción, algunos de los indicadores de desempeño que se deben documentar son los siguientes: a)

Número de fugas o fallas debido a los defectos de construcción

b)

Número de soldaduras circunferenciales / acoples reforzados / removidos

c)

Número de anomalías por deformación del diámetro en curvas removidas

d)

Número de inspecciones a anomalías por deformación del diámetro

e)

Número de soldaduras de conexión reparadas / removidas.

A.6

AMENAZAS RELACIONADAS CON EQUIPOS (EMPAQUES Y O-RINGS, CONTROL/ALIVIO, SELLOS/ EMPAQUETADURAS DE BOMBAS Y MISCELANEOS)

A.6.1 Alcance Este numeral suministra un plan de gestión de la integridad para tratar la amenaza y los métodos de valoración de integridad y mitigación para las fallas en el equipo del sistema de tuberías. El equipo se define bajo este contexto como las instalaciones del sistema de tuberías, diferentes al tubo y sus componentes. Instalaciones comunes de equipos son estaciones de medición/regulación y compresoras (véase la Figura A6) Este numeral contiene el proceso de gestión de la integridad para el equipo en general y también cubre algunos eventos específicos. El análisis de incidentes en el sistema de tuberías ha identificado a los equipos de control de presión y de alivio, a los empaques y O-rings, a los sellos/ empaquetadura de la bomba, y misceláneos entre las causas de incidentes pasados. A.6.2 Recolección, revisión e integración de información Antes de llevar a cabo una valoración del riesgo para cada segmento se debería recolectar y revisar como mínimo la siguiente información: a)

Año de instalación del equipo que falló 90


NTC 5747

b)

Información de falla de la válvula reguladora

c)

Información de falla de la válvula de alivio o de seguridad

d)

Información de falla del empaque de la brida

e)

Reguladores descalibrados (fuera de las especificaciones del fabricante)

f)

Desviación en el punto de ajuste de válvula de alivio o seguridad

g)

Información de falla en los O-rings

h)

Información de sellos / empaquetaduras

Esta información se recopila como soporte para la ejecución de la valoración del riesgo y para consideraciones especiales como identificar algunas situaciones severas que requieran más actividades o actividades adicionales Cuando el responsable de la integridad carezca de información, se deben utilizar presunciones conservadoras para establecer una valoración del riesgo o como alternativa, el segmento se debe poner en un grado de prioridad mayor. A.6.3 Criterios y valoración de riesgos Se sabe que algunas válvulas de regulación y de alivio tienen sus puntos de ajuste ( Setting ) descalibrados. Estos tipos de equipos pueden requerir de un examen más detallado. Algunos tipos de empaques están expuestos a degradación prematura. Este tipo de equipos pueden requerir inspección de fugas con mayor frecuencia.

91


NTC 5747



Valoración de integridad (Procedimientos de O&M)





Figura A.6. Plan de gestión de integridad para la amenaza de equipo (empaque y anillo, control/alivio, sello/empaquetadura de la bomba) (proceso simplificado/ prescritivo)

92


NTC 5747

A.6.4 Valoración de integridad Las inspecciones para este tipo de amenaza, se establecen normalmente por los requisitos y procedimientos de O&M. Estos procedimientos definen cuando se deben ejecutar las inspecciones y el mantenimiento del equipo y que acción específica se requiere. En caso que el equipo tenga una fuga o una historia de falla, podría necesitar inspecciones adicionales o más frecuentes. A.6.5 Respuestas y mitigación Se puede requerir la reparación o el reemplazo del equipo. A.6.6 Otra información Durante las actividades de inspección el responsable de la integridad puede encontrar otros datos que deberían ser utilizados cuando se ejecuten valoraciones de riesgo para otras amenazas. Por ejemplo, cuando al inspeccionar empaques ubicados en instalaciones a nivel del suelo, se descubre que han sido afectados por descargas eléctricas; por ende se recomienda utilizar esta información cuando se establezcan valoraciones del riesgo para amenazas relacionadas con el clima y fuerzas externas. A.6.7 Intervalos de valoración de integridad Los intervalos para valoración están contenidos dentro del procedimiento de operación y mantenimiento para los tipos específicos de equipos. Los cambios en el segmento pueden conllevar a una revaloración. Esta gestión del cambio se menciona en el numeral 11 de esta norma. A.6.8 Indicadores de desempeño Con el fin de establecer la efectividad del programa y confirmar el intervalo de inspección para la amenaza relacionada con el equipo, algunos de los indicadores de desempeño que se deben documentar son los siguientes: a)

Número de fallas en la válvula reguladora

b)

Número de fallas en la válvula de alivio o de seguridad

c)

Número de fallas en el empaque u O-ring

d)

Número de fugas debido a fallas del equipo

A.7

AMENAZA DE DAÑOS MECÁNICOS (DAÑOS CON VANDALISMO, TUBO DAÑADO PREVIAMENTE)

FALLA INMEDIATA,

A.7.1 Alcance Este numeral suministra un plan de gestión de la integridad para tratar la amenaza y los métodos de valoración de integridad y mitigación para daños mecánicos. El daño mecánico en este contexto se define como el daño ocasionado por excavaciones en la tubería con una falla inmediata, vandalismo y tubo dañado previamente (véase la Figura A.7). 93


NTC 5747

Este numeral contiene el proceso de gestión de la integridad para daños mecánicos en general y también cubre algunos eventos específicos. El análisis de incidentes en los sistemas de tuberías, identifica el daño mecánico entre las causas de incidentes pasados. A.7.2 Recolección, revisión e integración de información Antes de llevar a cabo una valoración del riesgo para cada segmento se debería recolectar y revisar como mínimo la siguiente información: . a)

Incidentes de vandalismo

b)

Reportes de inspección donde la tubería ha sido golpeada (en excavaciones)

c)

Reportes de fugas resultantes de un daño inmediato

d)

Incidentes que involucren daños previos

e)

Resultados de inspección en línea por abolladuras y rasguños en la mitad superior de la tubería

f)

Reportes de incidentes

g)

Reportes de invasión.

Estos datos se recolectan como soporte para ejecutar una valoración de riesgos y para consideraciones especiales como identificar algunas situaciones severas que requieran más u otras actividades adicionales. Cuando el responsable de la integridad carezca de información, se deben utilizar presunciones conservadoras para establecer una valoración del riesgo o como alternativa, el segmento se debe poner en un grado de prioridad mayor. A.7.3 Criterios y valoración de riesgos La revisión de información puede mostrar la susceptibilidad a ciertos tipos de daños causados por primera, segunda o tercera parte. Las deficiencias en estas áreas requieren mitigación tal como se describe más adelante. Debido a que el daño mecánico es una amenaza independiente del tiempo, ésta puede ocurrir en cualquier momento, aún cuando no se haya presentado en el pasado en un segmento particular, y es necesario tomar fuertes medidas preventivas, especialmente en áreas de conflicto. A.7.4 Valoración de integridad Para la amenaza de daño mecánico la valoración de integridad incluye recorridos del derecho de vía e inspección de fugas, los cuales son requeridos por los procedimientos de operación y mantenimiento. Durante estos recorridos se pueden identificar invasiones o daños causados por tercera parte. Sin embargo, en el caso de incidentes que involucren el tubo previamente dañado, es frecuente encontrar después de sucedido tal incidente, que el defecto fue detectado indirectamente, inclusive que éste haya sido reportado adecuadamente en una inspección previa, tal como una inspección en línea. Por lo tanto, el responsable de la integridad debería investigar cualquier indicación sospechosa encontrada en las inspecciones que no pueda interpretarse directamente, pero que pueda estar correlacionada con actividades de excavación notificadas a la línea de reporte y consulta u otros registros de invasión del derecho de vía. 94


NTC 5747

A.7.5 Respuestas y mitigación La mitigación de un daño mecánico se hace a través de acciones de prevención o reparación del daño encontrado como resultado de inspecciones, exámenes o ensayos realizados. El responsable de la integridad debe asegurarse de que exista y funcione un programa de prevención de daños mecánicos Se pueden garantizar las actividades de prevención adicionales consignadas en el numeral 7 de esta norma, tal como el desarrollo de un plan de prevención de daños. .

A.7.6 Otra información Durante las actividades de inspección y examen, el responsable de la integridad puede encontrar otra información que puede ser utilizada cuando se implementen valoraciones del riesgo para otras amenazas. Por ejemplo, cuando se monitorea una invasión, la tubería expuesta puede indicar actividad por corrosión externa. El uso de esta información es apropiado cuando se establezcan valoraciones del riesgo por corrosión externa. A.7.7 intervalos de valoración de integridad La valoración debe realizarse periódicamente, y se recomienda que se ejecute anualmente. Los cambios en el segmento pueden llevar a una revaloración. La gestión del cambio está consignada en este documento en el numeral 11. A.7.8 INDICADORES DE DESEMPEÑO Con el fin de establecer la efectividad del programa y para la confirmación del intervalo de valoración de integridad para la amenaza de daños mecánicos, algunos de los indicadores de desempeño que se deben documentar son los siguientes: a)

Número de fugas o fallas causadas por daños mecánicos

b)

Número de fugas o fallas causadas por tubería previamente dañada

c)

Número de fugas o fallas ocasionadas por vandalismo

d)

Número de reparaciones implementadas como resultado del daño causado por tercera parte previo a la fuga o falla.

95


NTC 5747



Valoración de integridad (Procedimientos de O&M)





Figura. A.7. Plan de gestión de la integridad para la amenaza de daños mecánicos (daños con falla inmediata, vandalismo, tubo dañado previamente (metodología prescriptiva)

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NTC 5747



Valoración de integridad (Procedimientos, auditorías / revisiones de O&M)


Respuestas y mitigación (Calificación de personal y procedimientos)



Figura. A.8. Plan de gestión de la integridad para la amenaza por operaciones incorrectas (proceso simplificado / prescriptivo)

97

NORMA TÉCNICA COLOMBIANA A.8

NTC 5747

AMENAZA POR OPERACIONES INCORRECTAS

A.8.1 ALCANCE Este numeral suministra un plan de gestión de la integridad para tratar la amenaza y los métodos de valoración de integridad y mitigación de operaciones incorrectas. En este contexto, las operaciones incorrectas se definen como procedimientos de operación incorrectos o fallas en el procedimiento a seguir (véase la Figura A.8) Este numeral contiene los procesos de gestión de la integridad para operaciones incorrectas en general, y también cubre algunos eventos específicos. El análisis de incidentes en el sistema de tuberías ha identificado las operaciones incorrectas entre las causas de incidentes pasados. A.8.2 Recolección, revisión e integración de información Antes de llevar a cabo una valoración del riesgo para cada segmento se debería recolectar y revisar como mínimo la siguiente información: a)

Procedimiento para revisión de información

b)

Información de auditoria

c)

Fallas causadas por operación incorrecta

Estos datos se recolectan como soporte de ejecución para la valoración de riesgos y para consideraciones especiales tales como identificar algunas situaciones severas que requieran de más actividades o actividades adicionales. Cuando el responsable de la integridad carezca de información, se deben utilizar presunciones conservadoras para establecer una valoración del riesgo o como alternativa, el segmento se debe poner en un grado de prioridad mayor. A.8.3 Criterios y valoración de riesgos Si la información recolectada y revisada muestra que la operación y mantenimiento se desarrolla de acuerdo con los procedimientos establecidos, que los procedimientos son correctos y que el personal de operación está calificado para el cumplimiento de los requisitos de los procedimientos, no se necesita una valoración adicional. Las deficiencias en estas áreas requieren de mitigación, tal como se describe más adelante. A.8.4 Valoración de integridad Las auditorias y revisiones se establecen normalmente sobre bases actuales. Estas inspecciones se implementan por personal de la compañía y/o expertos externos. A.8.5 Respuestas y mitigación La mitigación en esta instancia es prevención. El responsable de la integridad debe asegurar que los procedimientos sean actualizados, que el personal esté calificado y que se dé cumplimiento a los procedimientos.

98


NTC 5747

El responsable de la integridad debería tener un programa para calificar el personal de operación y mantenimiento para cada actividad que desarrollen y que puedan afectar la operación o integridad del sistema. Este programa debería incluir la calificación inicial y reevaluaciones periódicas de la misma. La certificación de organizaciones reconocidas puede estar incluida en este programa. Adicionalmente, es necesaria una revisión interna rigurosa ó un programa de auditoria por parte de expertos de la compañía o expertos externos. A.8.6 Información adicional Durante las actividades de inspección el responsable de la integridad puede encontrar información adicional que debería ser utilizada cuando se establezcan valoraciones de riesgos para otras amenazas. Por ejemplo, cuando se revisen los reportes requeridos por los procedimientos se puede encontrar que existen invasiones al derecho de vía no reportadas. Es apropiado el uso de esta información cuando se ejecuten valoraciones de riesgos por la amenaza de daños mecánicos. A.8.7 Intervalos de valoración de integridad Las valoraciones se deben implementar periódicamente y se recomienda su ejecución anual. Los cambios en un segmento pueden conducir a la revisión de procedimientos y al entrenamiento adicional de personal. La gestión del cambio está contemplada en esta norma en el numeral 11. A.8.8 Indicadores de desempeño Con el fin de establecer la efectividad del programa y para la confirmación del intervalo de valoración de integridad para la amenaza de operaciones incorrectas, algunos de los indicadores de desempeño que se deben documentar son los siguientes: a)

Número de fugas o fallas causadas por operaciones incorrectas

b)

Número de auditorias / revisiones realizadas

c)

Número de hallazgos por auditoria / revisiones, clasificadas por severidad

d)

Número de cambios en los procedimientos debido a auditorias / revisiones

A.9

AMENAZA RELACIONADA CON EL CLIMA Y FUERZAS EXTERNAS (MOVIMIENTO DE TIERRA, LLUVIAS FUERTES O INUNDACIONES, CLIMA FRIO, DESCARGAS ELÉCTRICAS)

A.9.1 Alcance Este numeral suministra un plan de gestión de la integridad para el manejo de la amenaza y los métodos de valoración de integridad y mitigación relacionados con el clima y problemas ocasionados por fuerzas externas. En este contexto, la amenaza relacionada con el clima y fuerzas externas está definida como movimiento de tierras, lluvias fuertes o inundaciones, clima frío y descargas eléctricas (véase la Figura A.9).

99


NTC 5747

Este numeral contiene el proceso de gestión de la integridad para la amenaza relacionada con el clima y fuerzas externas en general y también cubre algunos eventos específicos. El análisis de incidentes del sistema de tuberías identifica los daños relacionados con el clima y fuerzas externas entre las causas de incidentes pasados. A.9.2 Recolección, revisión e integración de información Antes de llevar a cabo una valoración del riesgo para cada segmento de debería recolectar y revisar como mínimo la siguiente información: . a)

Método de unión (acoplamiento mecánico, soldadura de acetileno, soldadura de arco)

b)

Topografía y condiciones del suelo (pendientes inestables, cruces de agua, proximidad de agua, suelo susceptible a licuefacción)

c)

Falla por terremoto

d)

Perfil de aceleración del terreno cerca de las zonas de falla mayores a 0,2 g (20% de la aceleración de la gravedad)

e)

Profundidad de la línea de congelación

f)


g)

Grado del tubo, diámetro y espesor de pared (cálculo de la tensión interna sumado a la carga externa, el total de tensión no debe exceder 100 % SMYS).

Esta información se recolecta como soporte de la ejecución de la valoración de riesgos y para consideraciones especiales tales como identificar algunas situaciones severas que requieran de más actividades o actividades adicionales. Cuando el responsable de la integridad carezca de información, se deben utilizar presunciones conservadoras para establecer una valoración del riesgo o como alternativa, el segmento se debe poner en un grado de prioridad mayor .

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NTC 5747



Valoración de integridad (Procedimientos de O&M, monitoreo)





Figura A.9. Plan de gestión de la integridad para la amenaza relacionada con el clima y fuerzas externas (movimiento de tierra, fuertes lluvias o inundaciones, clima frío, descargas eléctricas) (proceso simplificado - prescriptivo)

101


NTC 5747

A.9.3 Criterios y valoración de riesgos La tubería puede ser susceptible a someterse a cargas extremas en los lugares donde: a)

cruza una línea de falla

b)

atraviesa pendientes pronunciadas

c)

atraviesa agua o está cercano al cuerpo de agua o donde el fondo del río está en movimiento

d)

el sistema está sujeto a cargas extremas en la superficie que causan asentamiento en suelos subyacentes.

e)

se realizan detonaciones cerca del sistema de tuberías.

f)

está por encima de la línea de congelación

g)

el suelo está sujeto a licuefacción

h)

la aceleración del terreno excede 0,2 g (20 % de la aceleración de la gravedad).

Se debe evaluar la amenaza en aquellas ubicaciones que se ajusten a cualquiera de estos literales. La amenaza también se debe evaluar en aquellos sitios donde las instalaciones estén expuestas a rayos,. A.9.4 Valoración de integridad Para amenazas relacionadas con el clima y fuerzas externas, normalmente se realizan valoraciones de integridad incluyendo inspecciones, exámenes y evaluaciones según los requisitos de los procedimientos de O&M. Pueden ser necesarias inspecciones adicionales o más frecuentes dependiendo de la información sobre fallas o f ugas. A.9.5 Respuestas y mitigación Las reparaciones o reemplazo de tubería deben ser realizadas de acuerdo con la NTC 3728 y otras normas aplicables. Métodos de mitigación adicionales pueden incluir entre otros: estabilización del suelo, estabilización de la tubería o de las uniones, reubicación y/o profundización de la tubería, y la protección contra rayos de las instalaciones aéreas. Las actividades de prevención son las más apropiadas para esta amenaza. Si una línea de transporte cae dentro de las categorías mencionadas se debería inspeccionar el derecho de vía para realizar valoraciones del terreno. En ciertas zonas, tales como áreas de deslizamiento o de hundimiento, se debería monitorear el progreso del movimiento. A.9.6 Otra información Durante las actividades de inspección, el responsable de la integridad puede descubrir otros datos que deberían ser utilizados al realizar valoraciones de riesgos para otras amenazas. Por ejemplo, cuando se inspecciona el derecho de vía, se puede descubrir la evidencia de invasiones. Es apropiado el uso de esta información cuando se ejecuten valoraciones de riesgos por la amenaza de daños mecánicos.

102


NTC 5747

A.9.7 Intervalos de valoración de integridad Los cambios en el segmento o en el área alrededor del segmento pueden llevar a revaloración si los cambios afectan directamente la integridad de la línea de transporte. Si no se experimentan cambios, no se requiere re-valoración. La gestión de cambios se trata en el numeral 11 de esta norma. A.9.8 Indicadores de desempeño Con el fin de establecer la efectividad del programa y para la confirmación del intervalo de valoración de integridad para la amenaza relacionada con el clima y fuerzas externas, algunos de los indicadores de desempeño que se deben documentar son los siguientes: a)

Número de fugas que están relacionadas con el clima o debidas a fuerzas externas.

b)

Número de acciones de reparación, reemplazo o reubicación debido al clima o a fuerzas externas.

103


NTC 5747 ANEXO B (Informativo)

GUÍA PARA DETERMINACIÓN DE AREAS DE ALTA CONSECUENCIA B.1

INTRODUCCIÓN

En este anexo se describen los criterios que el responsable de la integridad puede considerar al momento de determinar las áreas de alta consecuencia. Cada responsable de la integridad debe definir y documentar una estrategia para establecer nuevas áreas de alta consecuencia y actualizar la clasificación de las existentes. B.2

DEFINICIONES

Área de alta consecuencia (H i g h C o n s e q u e n c e A r e a , HCA). Área localizada en una línea de transporte de gas natural, en donde una fuga o una ruptura de la tubería puede afectar severamente zonas densamente pobladas en forma permanente o esporádica, o áreas en donde las personas que residen tienen dificultades para la evacuación del sitio. EDOHs. Edificaciones destinadas a ocupación humana en donde la gente trabaja o vive. Sitios identificados. Áreas o lugares abiertos (al aire libre) o cerrados, ubicados en el área de influencia de la línea de transporte, en los que existe una alta densidad de personas durante espacios de tiempo considerables. B.3

CRITERIOS PARA DEFINIR SITIOS IDENTIFICADOS

Son considerados sitios identificados aquellos lugares o zonas que cumplen alguno de los siguientes criterios: B.3.1 Un área exterior o estructura abierta que es ocupada por 20 o más personas por lo menos durante 50 días, en un período de 12 meses (los días y semanas no son necesariamente consecutivos). EJEMPLOS -

Balnearios (playas, ciénagas, arroyos, ríos, jagüeyes)

-

Estadios

-

Canchas

-

Centros recreacionales

-

Sitios turísticos

-

Corralejas / galleras

-

Áreas de camping

-

Parque de diversiones

-

Circos

104

NORMA TÉCNICA COLOMBIANA -

Ferias

-

Clubes de pesca

-

Clubes de caza y tiro

NTC 5747

B.3.2 Una EDOH que es ocupada por 20 o más personas por lo menos durante 50 días, en un período de 12 meses (los días y semanas no son necesariamente consecutivos). EJEMPLOS -

Monasterios o conventos

-

Tiendas

-

Supermercados

-

Iglesias

-

Centros comunitarios

-

Casas de eventos

-

Estaciones de policía

-

Restaurantes

-

Universidades

-

Estaderos

-

Cabañas de descanso

-

Sitios de retiro o lugares de descanso

-

Hoteles / Moteles

B.3.3 Una edificación o instalación ocupada por personas que se encuentran confinadas, tienen movilidad limitada o puede ser difícil su evacuación. EJEMPLOS -

Cárceles

-

Hospitales / clínicas

-

Puestos de salud

-

Centros de rehabilitación

-

Colegios

-

Guarderías

-

Asilos / ancianatos

B.4

CRITERIOS PARA IDENTIFICAR ÁREAS DE ALTA CONSECUENCIA (HCA)

Son consideradas áreas de alta consecuencia aquellas zonas o lugares que cumplen alguno de los siguientes criterios: a)

Clase de localidad 3, de acuerdo con la NTC 3728; o 105


NTC 5747

b)

Clase de localidad 4, de acuerdo con el la NTC 3728; o

c)

Clases de localidad 1 ó 2, donde el radio de impacto potencial (RIP) es mayor de 200 metros (660 pies), y el área dentro del círculo de impacto potencial contiene 20 o más EDOHs; o

d)

Clases de localidad 1 ó 2, donde el círculo de impacto potencial contiene un sitio identificado.

B.5

EJEMPLOS TEÓRICOS PARA DETERMINAR HCA

a)

Considerando la existencia de un sitio identificado:

A

B RIP

Gasoducto E

C

D

F

HCA

b)

Considerando la existencia de 20 o más EDOHs:

A

A

EDOH's RIP

Gasoducto E

C

D

HCA

106

F

NTC 5747 09 Gestion Integridad Gasoductos

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