Nace Sp0102

PRÁCTICA ESTANDAR INSPECCIÓN EN LÍNEA DE DUCTOS Este estándar de NACE internacional representa un consenso de aquellos miembros individuales que han revisado este documento, sus alcances y provisiones. Su aceptación en ningún respecto precluye ninguna otra, aunque se haya adoptado el estándar o no en la fabricación, marketing, compras, el uso de productos, procesos o procedimientos, que no estén conformes con dicho estándar. Ningún contenido de este estándar de NACE internacional debe ser interpretado como garantía de ningún derecho, por implicación o de alguna otra forma para fabricar, vender o utilizar en conjunto con algún otro método, aparato o producto cubierto por Letters Patent. Este estándar representa requisitos mínimos y no debe de interpretarse de ninguna manera como una restricción en el uso de mejores procedimientos o materiales. Este estándar tampoco intenta aplicarse a todos los casos relacionados con la materia. Circunstancias impredecibles pueden invalidar la utilidad de este estándar en instancias específicas. NACE internacional no asume ninguna responsabilidad por el uso o interpretación de terceras partes sobre este estándar, y acepta la responsabilidad únicamente por aquellas interpretaciones de NACE internacional emitidas por NACE internacional de acuerdo con la regulación de sus procedimientos y políticas las cuales precluyen la emisión de interpretaciones de voluntarios individuales. Los usuarios de este estándar de NACE internacional son responsables de revisar la documentación adecuada sobre salud, seguridad, medio ambiente, y de regulación en relación con este estándar antes de su uso. Este estándar de NACE internacional puede no necesariamente dirigirse a los problemas de salud y seguridad o peligros medio ambientales asociados con el uso de materiales, equipo u operaciones detalladas o a que se hace referencia dentro de este estándar. Los usuarios de este estándar de NACE internacional son también los responsables de establecer las prácticas adecuadas de protección a la salud, a la seguridad, al medio ambiente, consultando a las autoridades regulatorias apropiadas de ser necesario, para lograr cumplir con algún requerimiento regulatorio aplicable antes del uso de este estándar. NOTA PREVENTIVA: Los estándares de NACE internacional están sujetos a revisiones periódicas, y pueden ser revisados o retirados en cualquier tiempo de acuerdo con los procedimientos del comité técnico de NACE. NACE internacional requiere tomar acciones para reafirmar, revisar o retirar este estándar en no más de cinco años desde la fecha inicial de su publicación y subsecuentemente desde la fecha de cada reafirmación o revisión. El usuario es advertido de obtener la edición más reciente. Los compradores de estándares de NACE internacional pueden recibir información actual de todos los estándares y otras publicaciones de NACE internacional contactando al departamento de First Service de NACE internacional ubicado en 1440 South Creek Dr., Houston TX 77084-4906.

PREFACIO Desde que inició el transporte de los hidrocarburos a través de ductos en 1960, los medios principales para establecer la integridad del ducto han sido a través del uso de pruebas de presión. Estas pruebas han sido realizadas más a menudo, sobre la terminación de la construcción del ducto. El segmento del ducto completado ha sido presurizado a un nivel igual o excedente a la presión operativa máxima (MOP) anticipada. Regulaciones gubernamentales recientemente han especificado las presiones de las pruebas, medios de las pruebas, y duración de las pruebas que deben realizarse a los ductos para que pueda permitírseles operar dentro de su jurisdicción. Sin embargo, hasta hace muy poco, no existían dichos requerimientos para que los ductos fuesen periódicamente examinados para su integridad. Algunos operadores de ductos, han realizado tradicionalmente evaluaciones periódicas de integridad en una variedad de formas, con diversos grados de éxito. A mediados de los 60’s los operadores de ductos comenzaron a utilizar una forma de tecnología de inspección instrumentada, que ha evolucionado en lo que se conoce hoy en día como Inspección en línea (ILI) es una herramienta que se utiliza en la evaluación de integridad del ducto. La tecnología se ha vuelto tan confiable, que mantiene un lugar permanente en muchos programas de integridad de operadores, ya que cuando es aplicada correctamente la ILI proporciona mucha eficiencia y economía en la evaluación de la integridad, con riesgo relativamente menor. Esta práctica general explica un proceso con actividades relacionadas, que el operador de un ducto puede utilizar para planear, organizar y ejecutar un proyecto de ILI. Lineamientos pertinentes al manejo de información y análisis de datos de ILI son incluidos. Una guía clave acompañante a este estándar es la publicación de NACE Internacional 35100. Este estándar está destinado para el uso de individuos y grupos que planeen, implementen y manejen proyectos y programas de ILI. Estos individuos incluyen: ingenieros, personal de operación y mantenimiento, técnicos, especialistas, personal de construcción e inspectores. Los usuarios de este estándar deben estar familiarizados con todas las regulaciones de seguridad de ductos aplicable para la jurisdicción en la cual opere el ducto. Esto incluye todas las regulaciones que requieran programas y prácticas específicos de evaluación de integridad del ducto. Este estándar de NACE fue originalmente preparado por Task Group (TG) 212, “Inspección no destructiva en línea de ductos” en el 2002 y fue revisada TG 212 en el 2010. Este estándar es publicado por NACE internacional bajo el auspicio de Specific Technology Group (STG) 35, “Ductos, Tanques y Carcasas de Pozos”. En los estándares de NACE, los términos deberá, necesario, podría, ser posible, son utilizados de acuerdo con las definiciones de estos términos en NACE Publications Style Manual. Los términos “deberá” y “necesario” son usados para indicar un requisito y son considerados obligatorios. El término “podría” se usa para indicar algo bueno y se recomienda, pero no es considerado obligatorio. El término “ser posible” se utiliza para indicar algo que es considerado opcional.

Sección 1: General 1.1 Este estándar es aplicable a sistemas de ductos de acero carbonado utilizados para transportar gas natural, líquidos peligrosos incluyendo aquellos que contienen anhidro de amoníaco, dióxido de carbono, agua salada, gases licuados del petróleo (LPG), y otros servicios que no son perjudiciales en la función y estabilidad de las herramientas de ILI. 1.2 Este estándar es aplicable principalmente a herramientas de ILI de nado libre, pero no es aplicable para dispositivos de inspección controlados manual o remotamente. 1.3 Este estándar proporciona recomendaciones al operador de ducto basadas en prácticas de ILI exitosas y probadas por la industria. 1.4 Este estándar es específico para líneas de ductos instaladas a lo largo del derecho de vía del ducto, pero el proceso general y el enfoque, puede ser aplicado a otras instalaciones de ductos como de distribución de hidrocarburos y sistemas de recolección, sistemas de inyección de agua, estaciones de tubería, cruces aislados de vías de ferrocarril, carreteras y vías marítimas 1.5 ANSI/ASNT ILI P-Q establecen requerimientos mínimos para la calificación y certificación de personal de ILI, cuyo trabajo requiere conocimiento específico de los principios técnicos de las tecnologías de ILI, operaciones, requerimientos regulatorios y estándares de la industria que son aplicables a los sistemas de ductos. 1.6 API 1163 proporciona requerimientos para la calificación de sistemas de ILI utilizados en ductos de gas y líquidos peligrosos costa dentro y costa afuera. Esto incluye, pero no se limita a sistemas manuales de flujo libre para detectar pérdida de metal, grietas, daño mecánico, geometría del ducto y ubicación y mapeo del ducto. Este estándar es un documento que cubre todos los aspectos de los sistemas de ILI, incluyendo procedimientos, personal, equipo y software asociado. Está basado en su desempeño, pero no define cómo satisfacer los requerimientos de calificación. Sección 2: Definiciones Marcador sobre suelo (AGM): Un dispositivo portable instalado permanentemente en la superficie sobre el ducto que detecta y registra el pasaje de una herramienta de Inspección en línea o transmite una señal que es detectada y registrada por la herramienta. Anomalía: Una desviación no examinada de la norma del material, recubrimiento o soldadura del ducto. Ver también Imperfección y Defecto. Accesorio: Componente que es sujetado al ducto. Ej. válvula, soportes, revestimiento, conexión del instrumento, etc. Lote/Procesamiento por lotes: Volumen separado de un líquido, dentro de los líquidos de un ducto, o líquido dentro de un ducto de gas. Los pigs de sellado normalmente se usan para su separación.

Excavación: Excavación que permite un levantamiento, inspección, mantenimiento, reparación, o reemplazo de secciones del ducto. Curva: Configuración física que cambia la dirección del ducto. Una curva puede ser clasificada de acuerdo al radio central de la curva como proporción de diámetro nominal del ducto. Una curva de 1 ½ D, tendrá un radio central de 1 ½ veces el diámetro nominal del ducto. Una curva de 3 D tendría un radio central de tres veces el diámetro nominal del ducto. Torcedura: Condición en la cual el ducto ha sufrido una deformación plástica suficiente que cause una arruga o deformación permanente en la pared del ducto o sección transversal. Excavación de calibración: Excavación exploratoria para comparar los hallazgos de un sistema de Inspección en línea con las condiciones reales. Con el propósito de mejorar el análisis de datos. Ver Igualmente excavación de verificación. Pig de calibración: Un pig de configuración diseñado para registrar condiciones como torceduras, abolladuras, arrugas, ovalidades, radios de curvatura y ángulos, y ocasionalmente indicaciones de corrosión interna significativa al sensar la forma de la superficie interna del ducto (también referidos como pig geómetras). Encadenamiento: Distancia acumulativa del ducto usualmente medida en la superficie desde un punto de origen específico. Válvula de retención: Válvula que previene el flujo inverso. Puede causar daño a la herramienta de ILI si no se abre totalmente. Pig de limpieza: Pig de utilidad que utiliza copas, discos, raspadores, o cepillos para remover tierra, herrumbre, sarro (cascarilla de laminación), productos de corrosión y otros desechos del ducto. Los pigs de limpieza son utilizados para incrementar la eficiencia operativa de un ducto o para facilitar la inspección de un ducto. Herramientas de combinación: Herramienta de Inspección en línea instrumentada diseñada para realizar tanto inspecciones geométricas, así como inspecciones de pérdida de metal con un chasis de una herramienta única. Componente: Cualquier parte física del ducto, que no sea otra línea del ducto, incluyendo, pero no limitándose a válvulas, soldaduras, puntos de salida, bridas, accesorios, grifos, soportes y anclas. Corrosión: Deterioro del material, usualmente metal, que resulta de una reacción química o electroquímica con su entorno. Grieta/agrietamiento: Tipo de fractura de discontinuidad caracterizada por una punta filosa, y gran longitud con relación a la anchura de apertura de desplazamiento. Análisis de datos: Proceso de evaluación a través del cual las indicaciones son clasificadas y caracterizadas.

Defecto: Anomalía examinada físicamente con dimensiones o características que exceden los límites aceptables. Ver también Imperfección. Deformación: Cambio en la forma, tipo curvatura, torcedura, hendiduras, ovalidades, ondas, arrugas, o cualquier otro cambio que afecte la redondez, de la sección transversal del ducto o rectitud del ducto. Herramienta de deformación: Herramienta de Inspección en línea instrumentada, diseñada para registrar condiciones geométricas como torceduras, hendiduras, arrugas, ovalidades, y radio de curvatura y ángulo. Ver Pig de calibración y Herramienta geómetra. Hendidura: Cambio local en el contorno de la superficie del ducto, causada por una fuerza externa, como un impacto mecánico, o impacto con rocas. Detectar: Sensar y obtener una indicación medible de una estructura. Soldadura de resistencia eléctrica (ERW): Costura de soldadura formada por el calentamiento por resistencia de los dos bordes del ducto para después unirlas. Evaluación: Revisión que sigue la caracterización y examinación de una anomalía si la anomalía cumple con criterios de aceptación o rechazo específicos. Examinación: Inspección física directa de un ducto o anomalía por una persona, que puede incluir el uso de técnicas de examinación no destructivas (NDE). Fatiga: Proceso de cambio estructural, permanente, localizado y progresivo que ocurre en un materia sujeto a tensiones fluctuantes menores que la última fuerza de tensión del material, que puede culminar en grietas o fracturas completas después de un número suficiente de fluctuaciones. Estructura: Cualquier objeto detectado por un sistema de Inspección en línea. Las estructuras pueden ser anomalías, componentes, objetos metálicos cercanos, soldaduras, accesorios u otros elementos. Pig de medición: Pig de utilidad montado en un metal flexible placa o placas para medir el diámetro interno del ducto. Restricciones del calibre de la tubería, menores que el diámetro de la placa o radios de curvaturas cortos desviarán permanentemente la placa del material. Sistemas de Información Geográfica (GIS): Sistema por computadora capaz de montar, almacenar, manipular y mostrar información geográficamente referenciada. Herramienta Geómetra: Herramienta de Inspección en línea instrumentada que registra información sobre las condiciones geométricas del ducto o la pared del ducto. Las herramientas de calibración y de deformación son ejemplos de herramientas geómetras. Soldadura circunferencial: Soldadura a tope circunferencial completa que une al ducto o sus componentes.

Sistema de Posicionamiento Global (GPS): Sistema de navegación que utiliza tecnología satélite para proporcionar a un usuario una posición exacta en la superficie de la tierra. Gubia: Ranuras alargadas o cavidades usualmente causadas por la remosión mecánica del metal. Prueba Hidrostática: Prueba de presión de un ducto en el cual el ducto se llena completamente con agua y es presurizado para asegurar que cumpla con las condiciones de diseño y libre de fugas. Imperfección: Cualquier anomalía con características que no excedan los límites aceptables. Ver también defecto. Indicación: Señal del sistema de Inspección en línea. Una indicación puede más adelante, ser clasificada o caracterizada como anomalía, imperfección o componente. Bobina de inducción: Tipo de sensor que mide el cambio en la tasa de tiempo en una densidad de flujo magnético. Las bobinas de inducción no requieren energía para operar, pero tienen un requerimiento de velocidad de inspección mínimo. Inspección en línea: Inspección del ducto, desde el interior del mismo utilizando una herramienta de Inspección en línea. También llamada pig inteligente. Herramienta de Inspección en línea: Dispositivo o vehículo que utiliza una técnica de prueba no destructiva para inspeccionar desde dentro del ducto. También conocido como pig inteligente. Reglas de interacción: Criterio de espaciamiento entre anomalías que establece cuando anomalías espaciadas estrechamente deben de ser tratadas como una anomalía mayor. Línea pateadora: Tuberías y válvulas que conectan al ducto presurizado con el lanzador o el receptor. Laminación: Separación interna del metal creando capas generalmente paralelas a la superficie. Lanzador: Dispositivo utilizado para insertar una herramienta de Inspección en línea dentro de un ducto presurizado. Puede ser referido como una trampa de pig o trampa de barredor. Gas Licuado del Petróleo (LPG): Gases de petróleo (Ej. Butano, propano, etc.) licuados por refrigeración o presión para facilitar su almacenamiento o transporte. Fuga de flujo magnético: Tipo de tecnología de Inspección en línea en la cual el campo magnético es inducido en la pared del ducto entre dos polos de un imán. Las anomalías afectan la distribución del flujo magnético en la pared. El patrón de la fuga de flujo magnético es utilizado para detectar y caracterizar anomalías.

Inspección de partículas magnéticas: Técnica de examinación no destructiva (NDE) para localizar defectos en la superficie de acero, utilizando partículas magnéticas finas, y campos magnéticos. Umbral de medición: Dimensión o dimensiones sobre las cuáles puede hacerse la medición de una anomalía. Pérdida de metal: Cualquier anomalía del ducto, en la cual el metal haya sido removido. La pérdida de metal es usualmente resulta de la corrosión, pero gubias, defectos de manufactura o daño mecánico también pueden causar pérdida de metal. Examinación No Destructiva (NDE): Evaluación de resultados de métodos de pruebas no destructivas, o técnicas de pruebas no destructivas para detectar, localizar medir y evaluar anomalías. Pruebas No Destructivas (NDT): Proceso que envuelve la inspección, pruebas o evaluación de materiales, componentes y ensamblado de discontinuidades de materiales, propiedades y problemas de la máquina, sin menoscabar o destruir la capacidad de la parte del servicio. Método de pruebas no destructivas (Método NDT): Método particular de NDT, como radiografías, ultrasonido, pruebas magnéticas, líquidos penetrantes, visuales, pruebas de fuga, corrientes de Foucault (corrientes torbellino) y emisiones acústicas. Técnica de pruebas no destructivas (Técnica NDT): Manera específica de utilizar un método particular de NDT que se distingue de otras formas de aplicar el mismo método NDT, por ejemplo, la prueba magnética es un método NDT, mientras que la fuga de flujo magnético y la inspección de partículas magnéticas son técnicas NDT. De la misma forma, el ultrasonido es un método NDT, mientras de que la onda de corte (transversal) ultrasónica y la onda de compresión ultrasónica son técnicas NDT. Operador: Persona u organización que posee u opera instalaciones de ductos como propietario o como agente de un propietario. Ovalidad: Fuera de la redondez. Por ejemplo con forma de huevo, o ampliamente elíptico. Pig: Término genérico que significa: cualquier dispositivo, herramienta o vehículo independiente, autónomo o atado, que se mueve por el interior de un ducto para inspeccionar, dimensionar y limpiar. Un pig puede ser o no una herramienta de Inspección en línea. Señal del Pig: Normalmente un sensor mecánico en el ducto que se activa al pasar el pig. Ducto: Parte continua de un sistema de ductos utilizado para transportar líquidos peligrosos o gases. Incluye tuberías, válvulas y otros accesorios unidos al ducto. Coordenadas del ducto: Coordenadas de ubicación que un ducto sigue, como se indica en un sistema estándar de coordenadas geográficas. Sistema de ductos: Todas las porciones de las instalaciones físicas por las cuales el gas, el petróleo, o el producto se mueve durante la transportación. Incluye tuberías, válvulas y otros

accesorios unidos al ducto, unidades de compresión, unidades de bombeo, estaciones de medición, estaciones reguladoras, estaciones de suministro, tanques, soportes, y otros ensamblados fabricados. Presión: Nivel de fuerza por unidad de área ejercida en el interior de un ducto o un recipiente. Probabilidad de detección (POD): Probabilidad de una estructura de ser detectada por una herramienta de Inspección en línea. Pup joint: Pieza pequeña del ducto, usualmente de 3 m de longitud o menos. Receptor: Instalación del ducto utilizada para remover un pig de un ducto presurizado. Puede referirse a una trampa, trampas de pigs o trampas de barredores. RSTRENG: Programa de computadora diseñado para calcular la fuerza residual o falla de presión de un ducto corroído. RSTRENG 2: Versión mejorada de RSTRENG como se especifica en reporte del proyecto PRCI PR-218-9205. Ruptura: Rasgadura o fractura instantánea del material del ducto provocando pérdida de agua o pérdida a gran escala del producto. Costura de soldadura: Soldadura longitudinal o espiral en el ducto, la cual se hace en la fabricación del ducto. Sensores: Dispositivos que reciben una respuesta a estímulos. (Por ejemplo un sensor ultrasónico detecta ultrasonido). Onda de corte: Relativo a la inspección del ducto, las ondas de corte son generadas en la pared del ducto, por la transmisión de pulsos ultrasónicos a través de un medio líquido. El mismo transductor es utilizado tanto para enviar como para recibir ultrasonido (también llamada técnica pulso eco). El ángulo de incidencia es ajustado de tal manera que un ángulo de propagación de aproximadamente 45° es obtenido del ducto. Al utilizar ondas de corte de 45°, es posible detectar grietas radio orientadas, rompe superficie en ambos lados de la pared del ducto con alta resistividad, ya que el pulso de ultrasonido sufre una fuerte reflexión angular, en el borde de la grieta (también conocida como reflexión esquinada). Exactitud de dimensión: Exactitud con la cual la dimensión de una anomalía o característica es reportada. Usualmente la exactitud es expresada por tolerancia y certeza. Como ejemplo, la exactitud de la dimensión de profundidad para la pérdida de metal, se expresa comúnmente como +/- 10% del grosor de la pared (tolerancia), 80% de las veces (certeza). Línea floja: El flujo del producto no llena completamente el ducto. Pig inteligente: Herramienta de Inspección en línea (Herramienta ILI). Tensión: Incremento en la longitud de un material, expresada en la base de una unidad de longitud (Ejemplo, milímetro por milímetro o pulgada por pulgada).

Levantamiento: Mediciones, inspecciones u observaciones destinadas a descubrir e identificar eventos o condiciones que indiquen una desviación del trabajo normal del ducto. Transductor: Dispositivo para convertir energía de una forma en otra. Por ejemplo, una prueba ultrasónica convierte pulsos eléctricos en ondas acústicas y viceversa. Línea de transmisión: Ducto que no sea una línea de recolección o de distribución, que transporte gas de una línea de recolección o una instalación de almacenamiento; a un centro de distribución o almacenamiento; y que opere a una tensión circunferencial del 20% o más del límite elástico mínimo especificado. Trampa: Instalación del ducto para lanzar o recibir herramientas o pigs. Ver lanzador y receptor. Prueba ultrasónica (UT): Tipo de tecnología de inspección que utiliza ultrasonido para inspeccionar el ducto. Excavación de verificación: Excavación realizada para verificar los resultados reportados de una Inspección en línea. Ver excavación de calibración. Arruga: Protuberancia suave y localizada visible en la pared exterior del ducto. El término arruga a veces es limitado a protuberancia que son mayores que el espesor de una pared. Ver torcedura. Límite elástico/de elasticidad: Tensión en la cual el material exhibe una desviación específica de la proporcionalidad de la tensión a la deformación. La desviación es expresada en términos de deformación por cualquier método de compensación (usualmente una deformación del 0.2%), o el método de extensión-bajo-carga total (usualmente una deformación de 0.5%). Sección 3: Selección de la herramienta 3.1 Adecuación de la herramienta de inspección. 3.1.1 Representantes tanto del operador del ducto como del proveedor del servicio de ILI deben de analizar la meta y objetivo de la inspección e igualar los hechos conocidos del ducto y las anomalías esperadas, con las capacidades de desempeño de una herramienta de ILI. La tabla 1 proporciona una visión general de los tipos de anomalías y categorías de herramientas disponibles, indicando su adecuación para el objetivo de la inspección. Puede encontrarse un debate de este tema y sus limitaciones en el párrafo 3.1.1.6 3.1.1.1 Capacidades de exactitud y detección del método de ILI (Es decir, probabilidad de detección, clasificación y tamaño deben igualar las expectativas) deben ser evaluadas (Ver Tabla 1). 3.1.1.2 Sensibilidad de detección: El tamaño mínimo de anomalía detectable, especificado por la herramienta ILI, debe ser menor que el tamaño de defecto previsto para ser detectado.

3.1.1.3 Capacidad de clasificación: La herramienta de ILI debe ser capaz de diferenciar los tipos de defecto específico, de otros tipos de anomalías. 3.1.1.4 La exactitud del tamaño debe ser suficiente para permitir la evaluación o cuando sea aplicable, la fuerza restante. 3.1.1.5 La precisión de la ubicación debe permitir localizar las anomalías. 3.1.1.6 Requerimientos para la evaluación de defectos: Los resultados de ILI deben ser adecuados para el algoritmo de evaluación del defecto esperado. 3.2 Cuestiones operativas 3.2.1 Los operadores del ducto deben proporcionar un cuestionario completado que enliste todas las características y parámetros relevantes de la sección del ducto a ser inspeccionada por el proveedor de ILI (ver muestra en el apéndice A [No obligatorio]). Las cuestiones operativas que deben ser consideradas son tratadas en los párrafos 3.2.1.1, 3.2.1.2 y 3.2.1.3. 3.2.1.1 Características mecánicas del ducto. 3.2.1.1.1 Las características del ducto, tales como grado de acero, tipo de soldaduras, longitud, diámetro interno (ID), perfil de elevación, etc., son consideradas. Cualquier restricción, curvas, ovalidades conocidas, válvulas, y soportes abiertos por los cuales la herramienta de ILI necesite pasar, deben ser identificados. 3.2.1.1.2 Lanzadores y receptores deben revisarse para verificar que son apropiados, ya que las herramientas de ILI varían en complejidad, geometría y maniobrabilidad. 3.2.1.1.3 La limpieza del ducto se revisa como parte de la planeación de una ejecución de ILI, ya que esto puede provocar un desgaste de la herramienta, integridad de la recolección de la información, y otras cuestiones que pueden afectar una ejecución exitosa. 3.2.1.1.4 El recubrimiento interno puede interferir con la inspección. A la inversa, algunas herramientas pueden dañar el recubrimiento interno. Por lo tanto, este factor debe ser considerado previo a la ILI. 3.2.1.2 Características del fluido bombeado. 3.2.1.2.1 El tipo de fluido (gas o líquido) puede afectar a la tecnología elegida (por ejemplo, las pruebas ultrasónicas [UT] no son prácticas en ductos de gas sin un líquido acoplante y otros líquidos; por ejemplo el etano tiene propiedades ultrasónicas inadecuadas). 3.2.1.2.2 La agresividad del fluido (Ej. H 2S sulfuro de hidrógeno) puede limitar la capacidad de la herramienta para operar efectividad.

3.2.1.2.3 Rangos aceptables de velocidad de flujo, presión y temperatura deben satisfacer las especificaciones del proveedor. 3.2.1.2.4 La velocidad del producto influye en la velocidad de la herramienta de ILI. Si la velocidad se encuentra fuera de los rangos normales, el desempeño puede comprometerse. 3.2.1.2.5 La reducción del flujo del producto, la capacidad de reducción de la velocidad de la herramienta de ILI, o ambas deben considerarse para la inspección de mayor velocidad. Contrariamente, la disponibilidad de producto suplementario u otro líquido debe considerarse cuando las velocidades sean muy bajas. 3.2.1.2.6 Temperaturas extremas (caliente y fría) también pueden afectar la operación de la herramienta, y deben considerarse. 3.2.1.2.7 El tiempo total necesario para la inspección, está determinado por la velocidad de inspección, y puede estar limitado por la capacidad total de las baterías y capacidad de almacenamiento de información de la herramienta. 3.2.1.3 Confiabilidad de la herramienta de ILI. La confiabilidad de un método de ILI debe evaluarse basándose en el análisis de los siguientes factores: 3.2.1.3.1 Nivel de confianza de la herramienta de ILI. Ej. probabilidad de detectar, clasificar y medir el tamaño de las anomalías. 3.2.1.3.2 Historia del desempeño de la herramienta de ILI, verificado a través de la excavación. 3.2.1.3.3 Tasa de éxito operativo y levantamientos fallidos. 3.2.1.2.4 Habilidad de la herramienta de inspeccionar toda la longitud y toda la circunferencia de la sección del ducto. 3.2.1.2.5 Habilidad de indicar la presencia de anomalías de causas múltiples (anomalías que no sean aquellas para las cuales fueron diseñadas principalmente. (Ej. la detección de abolladuras por herramientas de pérdida de metal). Sección 4: Evaluación de la compatibilidad de la ILI del ducto 4.1 Si el análisis indica que la herramienta de ILI adecuada para la sección del ducto en cuestión, el proceso de selección de la herramienta debe ser revisado, para enfocarse a la limitación operativa específica encontrada.

4.2 Se proporciona un cuestionario típico de ejecución previa utilizado para recopilar información, para ser entregado al proveedor de ILI, y que facilita la conservación de registros en el apéndice A (No obligatorio). La Tabla 1 contiene un estudio más detallado sobre el tema. Tabla 1: Tipos de herramientas de ILI y propósitos de inspección

(A) (B) (C) (D) (E) (F) (G) (H) (I) (J) (K) (L) (M)

Limitado por la profundidad, longitud y anchura detectable de la indicación. Definido por la exactitud de dimensionamiento de la herramienta. Probabilidad reducida de detección (POD) para grietas apretadas. Los transductores deben rotarse 90°. Probabilidad reducida de detección (POD) dependiendo del tamaño y forma. También en posición circunferencial si la herramienta está equipada. Dimensionamiento no confiable Si la herramienta está equipada para mediciones de curvas. Mangas compuestas sin marcadores no son detectables. Si la herramienta está equipada, dependiendo de parámetros. Si la herramienta está equipada con capacidades de mapeo. El dimensionamiento depende de la herramienta. Las tecnologías de ILI pueden utilizarse solo en ambientes líquidos, por ejemplo, ductos de líquidos o en ductos de gas con un acoplante líquido.

4.3 Entorno de la herramienta 4.3.1 El producto y el entorno resultante al que es expuesta la herramienta durante la inspección, son factores importantes en determinar qué herramienta debe utilizarse. Pues las herramientas pueden ejecutarse mientras la línea está en servicio o no. Debe considerarse lo siguiente: 4.3.1.1 Herramientas manuales: Algunas herramientas de ILI están disponibles como herramientas atadas a un cable, normalmente utilizadas para inspeccionar secciones de ductos más pequeños. Estas herramientas están conectadas a una unidad de control, a través de un umbilical y bombeado a través de una línea o jalado a través la línea por cables atados transportados desde cualquier extremo. Las herramientas manuales son utilizadas en líneas fuera de servicio y normalmente operan a velocidades mucho más bajas que las herramientas de ILI convencionales en servicio (aproximadamente 0.7 m/s). Estas herramientas representan una operación muy diferente, y deben tratarse con antelación con el proveedor. 4.3.1.2 Temperatura y presión: La mayoría de las herramientas tienen rangos específicos de presión y temperatura para operaciones que se tratan con antelación. 4.3.1.3 Consideraciones de la composición del fluido: Si el producto contiene químicos como el H2S, deben considerarse modificaciones al diseño de la herramienta estándar, para lidiar con las propiedades corrosivas. Otros químicos también pueden requerir adaptación de la herramienta y deben tratarse con antelación.

4.4 Características del ducto. 4.4.1 Instalaciones de lanzamiento y recepción deben adecuarse para el tipo de herramienta. Dichos lanzadores y receptores pueden instalarse con construcciones nuevas o durante la modificación de instalaciones existentes, y pueden ser instalaciones permanentes o temporales. Debe considerarse lo siguiente: 4.4.1.1 Disponibilidad de espacio de trabajo: El área de trabajo es revisada para asegurar espacio suficiente para maniobras de la herramienta y equipo asociado (Ej. grúas y equipos de elevación) durante la carga y descarga. Los requerimientos de espacio para cualquier otro equipo auxiliar, tales como unidades adicionales de bombeo, luces de señalamiento, tanques, etc., deben ser identificados. 4.4.1.2 Longitud adecuada de la tubería: Debe mantenerse espacio suficiente entre la puerta y la válvula de aislamiento de tal manera que la herramienta pueda acomodarse en esa longitud. Para los lanzadores, la longitud de la sección de entrada, debe ser más grande que, o igual que la longitud de la herramienta, la longitud nominal de la tubería puede mantenerse al mínimo. En casos donde la sección de abertura sea más corta que la longitud de la herramienta, deben considerarse significativamente métodos de carga alternativos como tirar de la herramienta. Para los receptores, la longitud nominal de la sección del ducto, debe ser mayor o igual que la longitud de la herramienta, para asegurar que toda la herramienta limpiará la válvula de aislamiento. La longitud de la sección de la abertura debe ser suficiente para acomodar la distancia de frenado de la herramienta sobre la recepción. 4.4.2 Muchas características mecánicas del ducto plantean un peligro para las herramientas de ILI. Mientras que la lista de abajo no puede dar cuenta de cada tipo de característica de un ducto, que represente una amenaza, proporciona una descripción de las instalaciones comúnmente más problemáticas encontradas. 4.4.2.1 Cambios en el diámetro interno (Ej. torcedura, abolladuras, restricciones de entrada, válvulas de paso reducido), pueden estar presentes en la línea por diferentes razones y deben tratarse antes de la inspección interna. A veces la herramienta puede franquear este tipo de restricciones, pero cada situación debe considerarse caso por caso. 4.4.2.2 Sondas introducidas dentro del ducto pueden restringir la herramienta de inspección. Descuidar su remoción puede dañar las instalaciones así como a la herramienta. 4.4.2.3 Debe considerarse la revisión de zonas con movimiento geotécnico conocido. 4.4.2.4 El espesor herramientas deben Los proveedores de menor que 6.4 mm

de la pared es un parámetro importante por el cual algunas calibrarse, y por lo tanto debe ser considerado por el proveedor. ILI deben ser alertados si el espesor de la pared de una línea es o mayor de 13 mm. Líneas con un diámetro más pequeño con

ductos de pared gruesa pueden limitar severamente el número y tipo de herramienta que pueden ser utilizadas exitosamente. 4.4.2.4.1 Ductos con pared gruesa pueden conducir a excursiones de velocidad cuando tecnología MFL es utilizada en líneas de gas (Por ejemplo, viajar a través de una sección con pared gruesa, pueden requerir más diferencial de presión, en relación con secciones con pared delgada). Por lo tanto, cuando la herramienta se mueve hacia una sección con una pared delgada, el diferencial de presión más grande puede resultar en velocidades excesivas de la herramienta. Estos excesos de velocidad pueden causar degradación de la información. 4.4.2.4.2 Cambios en el espesor de la pared, como carreteras de pared gruesa, y cruces de vías de trenes, pueden plantear problemas para las herramientas de ILI, dependiendo de la naturaleza de la transición entre secciones con paredes gruesas y delgadas. Siempre que sea posible, deben evitarse transiciones de paso y utilizarse transiciones cónicas. 4.4.2.5 Curvas de radio corto: La mayoría de las herramientas de inspección son capaces de manejar un radio de curvatura de 3 D (diámetro) o mayor. Cualquier curvatura que sea más apretada, debe ser tratada en una base caso por caso, dependiendo de la herramienta que se utilice y el espesor de la pared de la curvatura. Un número mayor de herramientas son capaces de pasar radios de curvaturas de 1.5 D. 4.4.2.6 Curvas consecutivas: Curvas instaladas en una configuración consecutiva, es decir, sin que intervenga una sección recta del ducto entre las curvas, pueden resultar un impedimento o peligro para la herramienta de ILI. 4.4.2.7 Válvulas: las válvulas de paso reducidas pueden resultar en daño en la herramienta, y en casos extremos, puede suceder que la herramienta quede atorada. Debe prestársele mucha atención a la habilidad de la herramienta de pasar a través de válvulas de retención. Antes de que la ILI se ejecute, los badajos de la válvula de retención deben bloquearse en la posición de abierto, cuando sea posible. 4.4.2.8 Curvaturas de campo y cruces de río deben ser revisados minuciosamente ya que líneas de construcciones más antiguas pueden contener curvaturas de radio apretadas, ingletes y transiciones de paso. Estas ubicaciones son potencialmente más susceptibles a movimientos geotécnicos y pueden tener deformaciones de ductos que no pueden detectarse hasta que la ILI es probada. 4.4.2.9 El recubrimiento interno puede interferir con la inspección. Contrariamente, ciertas herramientas pueden dañar el recubrimiento interno. Por lo tanto, este factor debe ser considerado previo a la ILI. 4.4.2.10 Llaves de salida y de alimentación deben de revisarse. En la mayoría de los casos las llaves de salida y de alimentación deben ser aisladas a medida que pasa la

herramienta de ILI. Factores que afectan esta decisión incluyen el tamaño y orientación de la llave o grifo, cantidad de flujo, conexión única o doble, (las líneas de conexión única, a veces requieren de instalaciones de alimentación adicionales para llaves de salida y puntos de recepción) la cantidad de residuos en la línea y el tipo de herramienta. 4.4.2.11 Soportes abiertos y consecutivos: Las conexiones de ramas (30% del diámetro del ducto o más) deben tener barras de arrastre, sin embargo, conexiones en ramas abiertas más largas, puede tolerarse dependiendo de la geometría y orientación de la herramienta. Grifos calientes, también identificados como bordes afilados, pueden representar un peligro para las herramientas. Las dimensiones entre soportes deben revisarse, teniendo presente la herramienta de ILI específica, ya que soportes consecutivos pueden crear una situación en la que la herramienta se detenga. Esto sucede cuando la geometría del soporte combinado con el diseño mecánico de la herramienta, es tal que el producto propulsado sigue un camino alrededor de la herramienta sin proporcionar ninguna fuerza impulsora a la herramienta. 4.4.2.12 Instalaciones de riego por goteo, sin placas de orificio (líneas de gas), olla de presión (líneas de crudo), interruptor vórtice, anillos de enfriamiento, conexiones en rama tipo “y”, curvas inglete, pueden representar problemas para las herramientas de ILI. 4.4.2.13 Precaución de hidratos: cuando la línea tiene el potencial de formar hidratos deben hacerse provisiones para su recolección, remoción y eliminación segura. 4.4.2.14 Materiales pirofóricos: Los materiales pirofóricos, particularmente los sulfatos de hierro, pueden producirse de los ductos por la acción de limpieza eficiente de las herramientas de ILI. Si están presentes materiales pirofóricos se requiere vigilancia adicional, para asegurar que no se inicie el fuego. Debe realizarse provisiones para la recolección, humectación, remoción y eliminación de los materiales pirofóricos. 4.4.2.15 Dimensiones e instalaciones del ducto: la configuración del ducto, incluye pero no se limita a lo siguiente, y debe revisarse para facilitar las operaciones requeridas para la ILI: 4.4.2.15.1 El tamaño de la línea pateadora puede variar por diámetro y servicio. Sin embargo, en el caso de las líneas de transmisión de gas, la cantidad de gas disponible, debe ser suficiente para impulsar a una herramienta si el control de la velocidad falla. Para servicio de líquidos, los pateadores deben medirse para acomodar la caída de presión a una velocidad total aceptable y dentro de los límites de erosión especificados por la compañía. 4.4.2.15.2 Ubicación adecuada y tamaño de los accesorios: Purgas (y silenciadores, si se requiere) ecualización, drenado y conexiones de purga deben asegurarse. Las conexiones deben ser tales que el ducto entre la

válvula de aislamiento lanzador y el reductor puedan ser ventilados, para asegurar que la herramienta no sea impulsada hacia atrás durante el periodo de carga de la herramienta, y presurizar el lanzador previo a iniciar las operaciones de ILI. Cualquier requerimiento para hacer señalamientos debe ser considerado en esta etapa. 4.4.2.15.3 Reductores excéntricos vs reductores concéntrico: Los reductores excéntricos permiten una carga y descarga más fácil de la herramienta desde el ducto. Los lanzadores verticales deben utilizar reductores concéntricos. 4.4.2.15.4 Los indicadores de paso de pigs deben instalarse en ambos lados de la válvula de aislamiento. Si lo anterior no es posible, un método alternativo, como una brújula para herramientas debe utilizarse para asegurar el paso de la herramienta. 4.4.2.15.4 Soportes mecánicos del ducto y tramos de tuberías no ingenieril se investigan y evalúan para asegurar que el peso de la herramienta de inspección pueda ser soportado durante el paso de la herramienta. Deben tomarse provisiones para modificar el sistema de soportes existentes, o utilizar soportes temporales la integridad del ducto para una ILI. 4.5 Producto, flujo del producto y requerimientos de velocidad. 4.5.1 El tipo de fluido es considerado por diversas razones. Algunos servicios pueden dañar una herramienta. El servicio amargo es un ejemplo en la que la falta de información al contratista de la ILI de la sustancia presente en la línea durante el levantamiento puede resultar en la costosa reparación de la herramienta. Cualquier químico que no sea petróleo, gas dulce, odorante, o agua debe ser reportado. 4.5.2 Flujo insuficiente del producto: las líneas de líquidos por lo general operan a velocidades lo suficientemente bajas que la ILI no resulte en una restricción del rendimiento. Esto puede resultar en un problema inverso, en el cual el flujo normal del producto debe ser complementado. Cuando líneas de líquidos de flujo bajo son inspeccionadas utilizando una herramienta de MFL equipada con bobinas de inducción, el flujo normal del ducto puede necesitar ser complementada con producto adicional para lograr la velocidad de inspección mínima requerida. 4.5.3 Restricción del flujo normal del producto: La programación de cualquier inspección debe coordinarse para asegurar que las restricciones de capacidad, procesamiento por lotes (Ej. líneas de líquidos con líquidos multifase o ductos de gas), etc., son coordinados con los clientes y terceras partes. Un operador de ducto de productos líquidos puede no estar dispuesto al riesgo de contaminación del producto por la ejecución de una herramienta de ILI en ciertos lotes, ej. combustible de aviación. Las condiciones de la línea deben establecerse de tal manera que la velocidad de la herramienta se mantenga en el rango óptimo para la recolección de la información.

4.5.4 Herramientas de velocidad controlada: Las línea de gas frecuentemente operan a velocidades muy por encima de la máxima permitida para las velocidades de las inspecciones en línea. Esta es una consideración primordial para las herramientas de flujo magnético en líneas de gas. 4.5.4.1 El bypass variable (control de velocidad), disponible en ciertas herramientas, debe ser utilizado para enfocarse a este tema. El uso de esta característica requiere un procedimiento más complicado. (Ej. alargamiento de la herramienta y limitación de la capacidad de curvatura de la herramienta). Las ramificaciones de usar el bypass variable deben considerarse cuidadosamente. 4.5.4.2 En algunos casos, el bypass fijo es colocado en una herramienta para reducir la velocidad de inspección y mantiene la pérdida de desechos suelta y circulando. La adición de un bypass fijo debe hacerse con precaución. En algunas situaciones, la adición de muchos bypass fijos puede resultar en un empuje insuficiente para mover la herramienta a lo largo del ducto. Todos estos factores deben ser evaluados y ponderados contra la necesidad de reducir el rendimiento del producto y la posible necesidad de hacer señalamiento. 4.6 Levantamientos. 4.6.1 Los levantamientos de MFL pueden llevarse a cabo tanto en líneas líquidas como de gas, asumiendo que la velocidad del producto se encuentre dentro de las especificaciones de la herramienta. Debe considerarse la composición del producto. 4.6.2 Levantamientos UT: Las líneas de líquidos son las más adecuadas para las herramientas UT, ya que el producto mismo proporciona el acoplamiento entre el sensor de la herramienta y la pared del ducto. La idoneidad de los líquidos para inspecciones UT debe verificarse previo a la ejecución de la inspección. 4.6.2.1 En líneas de gas, las herramientas de UT deben de ser ejecutadas en un medio líquido al realizar el levantamiento, ya que el producto en realidad actúa como una barrera de la señal de UT. Esto se logra, ya sea por el desplazamiento total de una línea con un líquido, o encapsulando la herramienta UT en un líquido o lote. Si los volúmenes del líquido pueden manejarse razonablemente, la línea debe llenarse completamente con líquido. Entonces el UT es impulsado dentro del mismo líquido. 4.6.2.2 Si solamente está disponible un suministro limitado de líquido, las herramientas UT deben ejecutarse en un lote líquido. Este método requiere una planificación y debe incluir los siguientes factores: (a) (b) (c) (d)

Opciones alternativas para levantamientos UT. Eliminación de atrapamientos de gas. Contaminación del gas debido al bypass del gas impulsor. La cantidad de líquido que se perderá en las válvulas, despegues, líneas laterales, etc., a lo largo de la línea; y (e) Control de velocidad adecuada del lote.

4.6.3 Levantamientos de geometría del ducto (pigs de calibración, medición, o herramientas de deformación). 4.6.3.1 Una herramienta de curvatura o calibración, debe ser ejecutada en el ducto previa a la herramienta de ILI. El propósito de esta inspección es (1) proporcionar información detallada para comprobar el orificio de las tuberías; (2) para evaluar radios de curvatura y asegurar el paso de la herramienta de ILI; (3) y para tanta información como sea posible, antes del envío de herramientas de ILI más caras y menos flexibles. Las líneas que son buenas candidatas para levantamientos de calibración, son aquellas que no has sido inspeccionadas anteriormente, con reparaciones entre levantamientos. Las líneas que están sujetas a daño de alto riesgo por terceras partes, y líneas sujetas a un alto riesgo geotécnico. 4.6.3.2 Un plan de respuesta para la información de curvatura o calibración deben desarrollarse para manejar restricciones potenciales que puedan ser descubiertas. 4.6.3.3 Si la información de la curvatura y orificio del ducto es actual y confiable, y una evaluación de manejo de integridad de amenazas no requiere evaluación de deformación; un pig de placa de medición o una herramienta de simulación puede utilizarse en su lugar. La herramienta ficticia debe diseñarse para imitar las características de la herramienta motorizada, los propósitos de la ejecución de simulación son, evaluar el potencial de una herramienta motorizada dañada, al observar las condiciones de la herramienta de simulación después de la ejecución, y de proporcionar una oportunidad para que personal de campo practique técnicas de operación y manejo seguras y apropiadas, previo a la ejecución de la herramienta motorizada. Una ejecución de simulación debe mejorar la probabilidad de que la ejecución motorizada sea exitosa. 4.6.3.4 La evaluación comparativa o de seguimiento debe utilizarse durante la inspección de curvatura o calibración. Algunas herramientas de curvatura o calibración, con capacidades de mapeo inercial permiten que la información sea correlacionada con GPS, están disponibles. 4.7 Limpieza del ducto. 4.7.1 Cuando pueda garantizarse, debe diseñarse e implementarse un programa de limpieza para el ducto. El pig específico para la limpieza del ducto debe identificarse. 4.7.2 Datos históricos deben evaluarse para los depósitos contaminantes esperados, ya sea óxido, polvo, lodo, parafina, etc. 4.7.3 Los resultados de actividades regulares de mantenimiento con pigs en el ducto, ayudan en el programa de diseño de limpieza. Líneas con mantenimiento regular con pigs pueden requerir menos limpieza antes de realizarse la inspección de ILI.

4.7.4 Los proveedores de servicios ILI, deben proporcionar lineamientos para los requerimientos de limpieza. 4.8 Recopilación de la información. 4.8.1 El siguiente procedimiento puede utilizarse para evaluar la compatibilidad del ducto: 4.8.1.1 Diagramas as-built deben revisarse para identificar las restricciones físicas, si esta información es inadecuada, pigs de calibración o medición deben ejecutarse. 4.8.1.2 Es importante proporcionar tanta información como sea posible al proveedor para evitar problemas imprevistos, retrasos en la ejecución de la herramienta o ambos. Para facilitar lo anterior, un cuestionario del ducto, usualmente proporcionado por el proveedor, debe completarse (Ver apéndice A [No obligatorio]). 4.8.1.3 Especificaciones de limpieza son tratadas con el proveedor. Si no hay historia de limpieza disponible para el ducto, una evaluación de idoneidad es hecha después de que cada ejecución de limpieza progresiva es completada. 4.8.1.4 En instalaciones antiguas, información anecdótica a nivel de campo debe obtenerse como fuente de información adicional, con respecto a la compatibilidad del ducto. 4.8.2 Información adicional que puede utilizarse para asegurar la preparación apropiada de la herramienta (tanto mecánicamente, como desde la perspectiva del software) se utiliza para inspeccionar una línea específica e incluye la siguiente lista: (a) Revisión interna de fuentes documentadas:  Diagramas, libros de levantamientos, y muestras de pre-ejecución.  Soldaduras consecutivas y registros de longitud de juntas.  Registros adquisitivos.  Resultados de ejecución de levantamiento de calibración.  Información de ejecución de pigs de rutina.  Ejecuciones de placas de medición.  Levantamientos de inspección en la excavación, o registros previos a la reparación.  Registros de actividades de construcción de terceras partes; e  Inspecciones previas. (b) Visitas a sitios:  Recopilación de información anecdótica del personal operativo; y  Visitas a las instalaciones de proveedor y del operador.

Sección 5: Lineamientos de logística 5.1 Consideraciones de contratación principales.

5.1.1 La contratación para el trabajo de ILI es un esfuerzo significativo. Los roles del proveedor, y del propietario/operador deben definirse para todos los aspectos del trabajo; desde su implementación hasta la entrega del reporte final. Las diversas etapas de programas de reporte y pago asociados con los objetivos, deben establecerse. Factores como la implicación de re-ejecuciones, cambios en el programa e interrupciones en el servicio deben ser tratados. 5.1.2 Definiciones del alcance del trabajo. 5.1.2.1 El alcance del trabajo se define mucho antes de cualquier discusión sobre precios, contrataciones o ambos. El alcance del trabajo debe enfocarse a todos los aspectos de las operaciones de campo, incluyendo: (a) Especificaciones del proyecto para el análisis de datos; (b) Roles y responsabilidades; por ejemplo, transporte, carga, limpieza y herramientas de seguimiento; (c) Mano de obra relacionada; (d) Cualquier cuestión de garantía de calidad, métodos que aseguren calidad o ambos; (e) Entregables específicos con respecto al tamaño de la corrosión, forma, probabilidad de detección, límites de confianza, etc.; (f) Impacto de entregables en los análisis de datos para línea específica y cálculos resultantes; y (g) Requisitos de información para que las anomalías satisfagan ciertos criterios (Ej. pérdida de metal [MLOS] >80%). 5.1.3 Cuestiones de confiabilidad. 5.1.3.1 Las cuestiones de confiabilidad deben ser tratadas completamente en los documentos del contrato. Esto incluye temas como costos de reemplazo, manejo de la herramienta, transferencias de custodia, y cláusulas relacionadas. 5.1.3.2 Las cuestiones de daño de la herramienta deben establecerse en los documentos del contrato. Valores para la mayoría de tipos de daño que ocurren comúnmente deben definirse. Puntos de transferencia de custodia también deben ser discutidos. 5.1.3.3 Aclaraciones de pasivos y responsabilidad de recuperación de la herramienta (monetaria y logística) así como el proceso para determinar la causa de atasco de la herramienta, deben tratarse en el contrato. 5.1.3.4 Todos los interesados deben estar conscientes del atascamiento de la herramienta, discusión y desarrollo de un plan de acción para la recuperación de la herramienta debe estar integrado, si el evento en realidad ocurre. 5.1.4 Conformidad con las normas gubernamentales, locales y del operador. 5.1.4.1 El contrato debe incluir redacción específica que trate de salud, seguridad y estándares de medio ambiente (HSE), y cualquier lineamiento específico de la

compañía que pueda ir sobre, y más allá de la práctica de los estándares de la industria. 5.1.5 Criterios de levantamientos aceptados. 5.1.5.1 Una serie de criterios de levantamientos aceptados debe desarrollarse y acordarse por las partes, antes del inicio del levantamiento de ILI. Estos criterios ayudan a definir, cuándo se requiere que un levantamiento se realice nuevamente e incluye lo siguiente: 5.1.5.1.1 Daño físico de sensores después de la ejecución: La herramienta debe examinarse visualmente, lo más pronto posible después de la ejecución, para dar una rápida indicación del potencial de una re-ejecución. Mientras que el daño del sensor puede ocurrir en cualquier punto a lo largo de la línea, signos severos de desgaste en las superficies normalmente no expuesta a ese tipo de daño, son una indicación de que el daño ocurrió anteriormente en la ejecución, y esa información significativa puede no haber sido recolectada. El registro de campo o resumen de información, debe ser revisada para confirmar el tiempo del daño y el impacto del daño en la información recolectada. 5.1.5.1.2 Pérdida de canales de sensor en información: cuando un campo o registro preliminar es revisado, aquellos canales que han dejado de obtener información, deben ser fácilmente evidentes. La pérdida de canales puede ser aceptable, especialmente en los casos en los que la pérdida de canales no es adyacente. Dependiendo del número total de canales en la herramienta, la pérdida del 1 al 5% puede tolerarse. Líneas que han sido inspeccionadas anteriormente y tiene un buen historial, pueden tolerar pérdida de sensor cerca del límite superior. Líneas que nunca han sido inspeccionadas o líneas que tienen un asunto de integridad significativa pueden no tolerar incluso el 1% de pérdida. 5.1.5.1.3 Ruido del sensor: Sensores o malas conexiones eléctricas, pueden hacer ruidoso un canal, creando así señales que enmascaran buenos canales de datos adyacentes. Los canales ruidosos también son fácilmente visibles en el registro y deben ser tratados de manera similar a la pérdida de canales. 5.1.5.1.4 Inexactitud de distancia: El registro inexacto de la distancia puede crear problemas significativos cuando los operadores estén tratando de localizar anomalías para verificación o reparación. Si la longitud total de la línea varía por más del 1% desde una distancia de diferencia exacta, debe realizarse una revisión del material de archivo y hacer el reajuste de ser necesario. 5.1.5.1.5 Características omitidas o no registradas: características pequeñas de las líneas, como soportes de medición de presión, pequeños orificios de

ventilación y desagüe y otras llaves y soportes, de un diámetro de 25 mm o menos, pueden no producir señales grandes, particularmente cuando caen entre, o a través de dos sensores. Omitir dichas características no debería garantizar una re-ejecución. Omitir secciones conocidas de bridas, válvulas o grandes soportes, pone la veracidad de toda la información del registro en tela de juicio. 5.1.5.1.6 Velocidad insuficiente o adicional: cuando las velocidades de la herramienta exceden los límites superiores e inferiores del proveedor, la pérdida de información puede ser excesiva. El crecimiento en líneas de gas o crudo con alto contenido de gas, frecuentemente son responsables de excursiones de velocidad. Si la distancia total de la línea afectada por las excursiones excede el 1 o 2% una nueva ejecución debe realizarse. Sin embargo la re-ejecución no debe realizarse hasta que los parámetros del proceso que llevaron a los problemas de velocidad puedan ser tratados y modificados para asegurar que el levantamiento de re-ejecución sea realizado dentro de los límites de velocidad de la herramienta. Si la información con excursiones de velocidad conocida son aceptadas, el efecto de la sobre velocidad en la degradación de la información (adquisición y tamaño) debe ser definido para permitir un manejo efectivo de la situación. 5.2 Reporte operativo de post-ejecución. 5.2.1Los requerimientos para el reporte operativo post-ejecución, deben ser definidos por adelantado y deben incluir los temas siguientes: (a) (b) (c) (d) (e) (f) (g) (h)

Nombre del ducto; Fecha de la ejecución; Tipo de ejecución; Longitud y diámetro de la ejecución; Cualquier modificación significativa de la herramienta para la ejecución; Promedio de velocidad de ejecución, perfil de velocidad o ambos; Ejecución exitosa o fallida; Si es fallida, razón de la falla (y trabajo de remediación asociado).

5.3 Especificaciones de la información. 5.3.1 las especificaciones de análisis de información se tratan a detalle en la sección 8 y deben definirse y entenderse por ambas partes, antes de que inicien los trabajos. 5.4 Requerimientos de verificación. 5.4.1 Cualquier expectativa por ambas partes, para las excavaciones de correlación para verificar la información, debe ser establecida por adelantado. Sección 6: Programación de la inspección. 6.1 Los factores a considerarse cuando se programa la inspección son los siguientes:

6.1.1 Acceso a sitios 6.1.1.1 Deben considerarse no solo los lugares de acceso de lanzadores y receptores, tamaño y condiciones del suelo, sino también a ubicaciones de ratreo. Las ubicaciones de rastreo pueden ser afectadas por la duración de la luz del día, corredor de vida silvestre, el clima, y otras cuestiones medioambientales y de seguridad. 6.1.2 Consideraciones de rendimiento/corte (incluyendo re-ejecuciones). 6.1.2.1 La programación debe tomar en cuenta las capacidades del sistema y sus efectos en las velocidades de la herramienta y su desempeño. 6.1.2.2 El calendario de cualquier excavación resultante debe ser considerado como parte del proceso de planeación. Esto incluye la coordinación con otros cortes relacionados o no en el sistema. 6.1.3 Mano de obra. 6.1.3.1 La cantidad de mano de obra requerida, debe ser dictada principalmente por la ubicación de la ejecución, la complejidad del procedimiento de ejecución, y cualquier cuestión medioambiental o de seguridad. Al igual que con cualquier otra operación en campo, la aclaración de los roles y responsabilidades debe ser parte de la planeación de la mano de obra. 6.1.4 Tiempo de ejecución de la inspección. 6.1.4.1 Cada herramienta de inspección tiene limitaciones con respecto a la cantidad del ducto que debe ser inspeccionado en una sola pasada. Estas funciones están en función de la vida de la batería, y la capacidad de almacenamiento de la información. La naturaleza no homogénea de los ductos sin costura o con soldadura en espiral, puede resultar en una señal de densidad más alta que el promedio que consume la capacidad de almacenamiento de información más rápido que un ducto de un material homogéneo como ERW. Para segmentos de ductos más largos, múltiples ejecuciones pueden requerirse, a fin de obtener una inspección completa. 6.1.5 Tierra y acceso. 6.1.5.1 Cuestiones de propietarios pueden estar implicadas durante las operaciones de rastreo de las herramientas y posiblemente también durante las operaciones de lanzamiento y recepción. En zonas pobladas, pueden requerirse silenciadores en líneas de gas, debido a las restricciones de ruido. Puede que haya preocupaciones adicionales al cruzar tierras aborígenes o protegidas. 6.1.6 Del medio ambiente. 6.1.6.1 Deben realizarse planes para manejar cualquier residuo, durante las ejecuciones de la herramienta. Pueden requerirse permisos para el transporte de

materiales peligrosos, así como para acceder al derecho de vía del ducto en, o a través de zonas sensibles medioambientalmente. 6.1.7 Del procedimiento. 6.1.7.1 El bombeo con líquidos logra predictibilidad operativa y velocidades de la herramienta consistentes. Esto requiere planeación de manera que los impactos del cliente sean minimizados, mientras que buena información es recolectada de la inspección. Procedimientos para el bombeo con líquidos deben considerar factores principales enlistados abajo: (a) (b) (c) (d)

Flujo suplementario (ver párrafo 4.5); Gas disuelto en el fluido; Purga/drenaje; Humectación de materiales pirofóricos, recolección y eliminación (ver párrafo 4.4.2.14); y (e) Condiciones de congelamiento: cuando el agua deba ser utilizada como un fluido de propulsión, los levantamientos ILI deben programarse durante los meses en que no pueda ocurrir el congelamiento. Si esto no es posible, deben realizarse provisiones para tratar el posible congelamiento del equipo. 6.1.7.2 Los procedimientos en las líneas de gas tienen el mismo objetivo que los procedimientos en líneas de líquidos: mantener la predictibilidad operativa y velocidades de la herramienta consistentes. En líneas de gas hay un nivel adicional de complejidad, resultado del reto de lidiar con un fluido compresible. Factores a considerar incluyen: (a) Control de la velocidad; (b) Fluidos en líneas normales de servicio de gas; (c) Lanzamiento; (d) Recepción; y (e) Condiciones de flujo. 6.1.7.3 Líneas bidireccionales de pigging. 6.1.7.3.1 Algunas líneas son “pigables” en más de una dirección. Los levantamientos ILI subsecuentes deben ser ejecutados en la misma dirección que la primera, para simplificar la tarea de correlación de estructuras y encadenamiento de campo. De esta manera, una anomalía en la corriente abajo de una determinada válvula, siempre será en la corriente abajo de esa válvula, no en la corriente de un registro y no corriente arriba en el siguiente, etc. 6.2 Dotación de recursos (mano de obra y equipo). 6.2.1 La velocidad de la herramienta y la longitud de la ejecución son consideraciones principales para determinar el número de mano de obra. La mano de obra en el centro de control de operación del ducto; también debe ser considerado, ya que los cortes y procedimientos pueden implicar más coordinación de esfuerzo de los que se apoya en los niveles normales de personal.

6.2.2 El acceso para equipo pesado (Ej. grúa, bulldozer, retroexcavadora, etc.) deben considerarse para los sitios de lanzamiento y recepción. El acceso a un taller cercano e instalaciones de limpieza de herramientas del proveedor, comúnmente también se requieren. 6.2.3 Tamaño del equipo de bombeo. 6.2.3.1 Cuando el equipo de bombeo ya sea de una fuente propulsión única, o de propulsión suplementaria, se requiere que el equipo sea medido, para reducir el potencial de falla a un mínimo. 6.2.3.2 El equipo no debe ejecutarse a más del 80% de su capacidad de diseño. Aunque la mayoría de las herramientas se apagan, cuando se detienen por un periodo prolongado de tiempo, la capacidad de la batería puede preocupar en líneas más largas. 6.2.3.3 El tiempo que se mantiene detenido en la línea, cuando una bomba es reparada, puede impactar en la habilidad de la herramienta para recolectar información sobre toda la línea. Cuando la capacidad de descarga está cerca de su máximo, en la velocidad de flujo mínima requerida para la herramienta, cualquier disminución en la eficiencia de la bomba puede hacer caer a la herramienta a una velocidad más baja que la mínima. Si esto no se detecta, toda la línea puede ejecutarse sin la adquisición de información aceptable. En estos casos dos bombas deben ejecutarse al 75% de su capacidad para evitar la posibilidad de que la velocidad mínima de la herramienta caiga más abajo. 6.2.4 Almacenamiento del líquido. 6.2.4.1 Cuando se debe utilizar un líquido para impulsar la herramienta, un mínimo del 10% y preferiblemente el 25% de exceso sobre el volumen calculado del llenado de la línea debe tenerse a la mano para cubrir bypasses, válvulas de aislamiento de paso, volúmenes de llenado de despegue desconocidos, y otras contingencias. 6.2.5 Recolección de desechos. 6.2.5.1 Cuando los levantamientos de ILI producen fluidos de procesos no normales, por ejemplo, líquido de una línea de gas o producto con alto contenido de sólidos, como consecuencia de la eliminación de desechos, deben realizarse provisiones para recolectas este volumen de desechos. Conexiones temporales de tanques y bombas puede requerirse para desviar y recolectar el material. 6.3 Marcación y rastreo. 6.3.1 Uso del GPS.

6.3.1.1 El uso en un GPS debe considerarse para facilitar y documentar los levantamientos de ILI. El GPS es útil para restablecer una ubicación de marcación AGM, que puede llegar a ser destruida por actividades no relacionadas o derrumbes en el derecho de vía. Debido a que el GPS utiliza un sistema de coordenadas independiente al estacionamiento del ducto u otros sistemas coordinados basados en tierra tradicionales. Los errores en el estacionamiento del ducto deben ser identificados y corregidos. 6.3.1.2 El GPS es un método fácil de documentar toda la información relacionada con la ILI en un formato de referencia geográfico único. Esto facilita la integración de la información recolectada de los levantamientos ILI en GIS del ducto. 6.3.1.3 Una vez que un perfil GPS exacto de la línea sea recolectado y verificado, más perfiles GPS pueden ser innecesarios a menos que fuerzas geotécnicas y otras fuerzas peligrosas sean identificadas en las cuales levantamientos de seguimiento pueden ser utilizados para verificar el movimiento de la línea. Un perfil GPS exacto, puede eliminar el uso futuro de AGMs o marcaciones, si futuros levantamientos pueden correlacionarse con el perfil GPS. 6.3.2 Levantamiento/ marcación. 6.3.2.1 Las marcaciones son puntos de levantamiento discretos, a lo largo de la ruta del ducto, para establecer marcadores de referencia. Estos marcadores pueden estar permanentemente unidos al ducto (imanes, por ejemplo) o sistemas de marcación portátil sobre el suelo. Instalaciones permanentes de ductos fácilmente identificables, como válvulas, también son utilizadas como marcadores. Si AGMs es utilizado, debe tenerse especial cuidado en asegurarse que la cobertura del ducto no exceda la profundidad máxima permisible para las ubicaciones de las marcaciones AGM. Si un AGM es colocado en, o sobre una carcasa, puede no detectar el paso de una herramienta de ILI. 6.3.2.2 Ubicaciones de rastreo deben ser establecidas corriente debajo en los accesorios del ducto, estaciones de bombeo intermedias, y ubicaciones procesales significativas para asegurar que el pig pase y limpie todas las instalaciones en la línea. Estas ubicaciones de rastreo deben colocarse a una distancia lo suficientemente alejada de la corriente, para evitar excursiones de velocidad de la herramienta que puedan provocar fallas en el funcionamiento del dispositivo de localización. 6.3.2.3 El propósito de la marcación es corregir las inexactitudes de distancia medidas provocadas por el deslizamiento de las ruedas del odómetro de la herramienta de ILI y cambios significativos en elevaciones de la topografía a lo largo de la ruta del ducto. Las ubicaciones marcadas en los ductos normalmente son espaciadas a ciertos intervalos mínimos, normalmente a 1 o 2 Km. Espacios más cercanos proporcionan una definición de ubicación más exacta. La marcación proporciona puntos de referencia para rastrear la herramienta ILI y mantener su velocidad apropiada mientras avanza en el ducto. También proporciona referencias para utilizar en los levantamientos en sitios

de excavaciones. Los marcadores deben colocarse en sitios fácilmente accesibles en la ruta del ducto. 6.3.3 Activación del marcador (AGM). 6.3.3.1 Un número de proveedores de herramientas ILI cuenta ahora con alguna forma de sistema de marcadores portátil. Estos marcadores tienen un tiempo sincronizado con la herramienta previa a su lanzamiento. Esto no solo detecta el paso de la herramienta, sino también es utilizado para localizar la posición relativa de la herramienta en el registro a través de la comparación del tiempo. 6.3.4 Rastreo del pig. 6.3.4.1 Un número adecuado de individuos entrenados en el uso de equipo de rastreo de pigs, cálculos de rastreo, equipo de hallazgo en la línea, etc., debe estar disponible. 6.3.5 Transmisores para el rastreo. 6.3.5.1 Cuando un transmisor electrónico es utilizado con propósitos de rastreo, el montaje adecuado y operación del dispositivo debe verificarse antes del lanzamiento. El dispositivo debe estar muy bien asegurado y no debe afectar la capacidad de paso sobre curvaturas de la herramienta. Herramientas de MFL no necesariamente requieren dispositivos, pues el paso de la herramienta puede ser monitoreado utilizando campos magnéticos generados por la herramienta. 6.3.6 Rastreo de mojones. 6.3.6.1 El centro de control de operaciones del ducto debe actualizarse en los momentos siguientes: (a) Cuando la herramienta esté lista para lanzamiento; (b) Cuando la herramienta ha sido lanzada y el rastreo está en curso; (c) En cualquier momento en que las irregularidades sean reconocidas en el flujo o viaje del pig; (d) Antes de los cambios programados en las condiciones de flujo del ducto, como se identifica en el procedimientos de inspección; (e) A intervalos regulares para identificar la posición del pig, y que el personal de rastreo no esté incapacitado; y (f) Cuando el pig ha sido recibido, y el ducto puede regresar a su operación normal. 6.3.7 Dispositivos de detección mecánica. 6.3.7.1 Existe un número de indicadores mecánicos del paso del pig en el mercado. La mayoría son intrusivos y son activados por contacto físico del pig con una palanca que sobresale. Recientemente, dispositivos de detección no intrusiva activados magnéticamente, han entrado en el mercando. Estos dispositivos requieren que una fuente magnética esté presente en la herramienta de ILI, pero tienen el beneficio de ser no intrusivas y por lo tanto portátiles. Así, es concebible que sea posible que un

dispositivo pueda utilizarse para monitorear al paso de una herramienta a lo largo de la línea al confirmar el paso en una ubicación y después mover el dispositivo a la siguiente ubicación a lo largo de la línea para confirmar la llegada y paso. 6.3.8 Monitoreo del paso en la superficie de los accesorios. 6.3.8.1 Así como se mueven las herramientas de ILI a través de la línea, su paso puede ser comúnmente monitoreado en lugares donde la línea se encuentra sobre el suelo, como saltos de la línea, válvula de aislamiento, líneas de amarre en banda. Si los niveles de ruido en la zona son relativamente bajos, el paso de la herramienta ILI puede ser fácilmente oído. 6.3.9 Monitoreo del volumen de líquido. 6.3.9.1 Cuando las herramientas de ILI son impulsadas por un líquido y el volumen de llenado total de la línea es relativamente muy conocido, la posición aproximada de la herramienta y su tiempo de llegada, en lugares determinados, puede predecirse por el monitoreo del volumen del líquido descargado para impulsar la herramienta. 6.3.10 Levantamientos iniciales submarinos. 6.3.10.1 Si una inspección ILI de una línea submarina existente está siendo realizada por primera vez, la colocación de los imanes, marcadores, y otros dispositivos a intervalos regulares a lo largo de la línea, para proporcionar indicaciones de posición puede resultar un ejercicio muy costoso. El costo de dichas colocaciones debe comparase con el costo de un re-ejecución de la línea. Puede resultar más económico ejecutar un levantamiento ILI para determinar si hay evidencia de corrosión y otras anomalías que aparentan requerir más examinación. La colocación de menos imanes o marcadores y su horquillado puede arreglarse entonces. Un levantamiento de reejecución el cual muestre la indicación de anomalía y nuevas indicaciones para los imanes y los marcadores, puede realizarse. 6.3.11 Planeación de contingencia. 6.3.11.1 Un plan de contingencia debe considerarse para lidiar con la posibilidad de alojamiento de una herramienta de Inspección en línea. El plan debe cubrir aspectos como líneas de comunicación, acciones operativas que puedan ser utilizadas para desolar la herramienta, interrupción del servicio, y remoción de la herramienta por medio de corte. El plan de contingencia también debe considerar la posibilidad de una falla en la ejecución (ya sea provocada por la herramienta, o condiciones de la línea) y si una re-ejecución puede ser posible. Sección 7: Construcción nueva - planeación para levantamientos ILI 7.1 La planeación para los levantamientos ILI deben iniciar con el diseño del sistema. La inclusión de instalaciones compatibles con ILI en la construcción de una nueva línea, es mucho más económico que intentar agregar esas mismas instalaciones después de varios años en la

vida de la línea. La inclusión de algunos accesorios en el diseño original, como la instalación de pequeños pup joints, incrementa muy poco el costo total de un proyecto durante su construcción, pero puede ser económicamente un costo prohibitivo una vez que la línea ha sido puesta en servicio. 7.1.1 Establecer las coordinadas GPS de todas las válvulas, llaves, soportes, soldaduras, etc., durante la construcción es una buena práctica. Esta información puede utilizarse para localizar anomalías. También puede reducir o eliminar la necesidad de AGMs o marcadores en ejecuciones futuras de ILI. 7.2 Materiales. 7.2.1 Líneas de ductos de diámetros múltiples. 7.2.1.1 Existe un número de diversas situaciones en las cuales la instalación de ductos de diámetro múltiple, dentro de un solo ducto es una alternativa viable a un ducto de un solo diámetro. Sin embargo este método de construcción, puede plantear obstáculos significativos para futuros levantamientos ILI. Debe evitarse el uso de diámetros múltiples de ductos cuando sea posible. Si no hay alternativas a una línea de diámetro múltiple, la línea debe ser instalada utilizando los siguientes lineamientos. 7.2.1.1.1 Las herramientas de ILI están disponibles para cubrir incrementos y decrementos del tamaño del diámetro de la línea. Cuando los segmentos de la línea entre un solo lanzador y receptor, son de diámetro doble, el cambio del diámetro debe restringirse a un tamaño de la línea, ej. 560 y 610 mm. 7.2.1.1.2 Si el criterio de diseño es flexible, contactar con el proveedor de ILI antes de la selección del diámetro, puede incrementar el número de proveedores capaces de proporcionar información del servicio de inspección de diámetro múltiple. 7.2.1.1.3 Aunque las herramientas de diámetro doble están disponibles en el mercando, no todos los proveedores tiene herramientas que cubran todas las combinaciones posibles. Esto puede conducir a una lista restringida del proveedor para ciertos levantamientos. Además, aún si el operador considera que la línea es un ducto continuo; el proveedor del ducto puede cobrar por el uso de múltiples herramientas. El costo total resultante por la inspección de la línea multi-diámetro es mayor que el costo de una línea de un solo diámetro de la misma longitud. 7.2.2 Las plataformas costa fuera puede ser fabricadas en el campo, con todos los esperados y futuros ductos ascendentes instalados. Usualmente, un solo ducto ascendente es elegido para la simplificación de la construcción, y el diámetro seleccionado puede ser más grande que el requerido por el diseño final del ducto. 7.2.2.1 Debido al costo de agregar nuevos ductos ascendentes, particularmente los instalados dentro de la estructura de la plataforma, pueden ser un poco elevados, se utilizan los ductos ascendentes originales; provocando un desajuste entre el ducto

ascendente y el diámetro del ducto. Este desajuste puede hacer que la línea sea imposible de inspeccionar. Para evitar este problema en la mayor medida posible, los ductos ascendentes deben ser medidos para igualar el tamaño esperado del ducto estrechamente. Cuando el ducto es construido, debe darse una fuerte consideración al incremento o decremento del diámetro, para igualar el ducto ascendente instalado. El costo por realizar lo anterior, es más que recuperado con la habilidad de limpiar e inspeccionar la línea exitosamente, para detectar los defectos potenciales antes de la falla. 7.2.3 Válvulas. 7.2.3.1 Cuando sea posible, los orificios de las válvulas deben coincidir muy cercanamente con el orificio del ducto. Para ductos largos con diámetro grande, el aislamiento de la línea principal, y válvulas de salto de línea, pueden representar un gasto significativo. Para ayudar a reducir el gasto, válvulas con diámetros más pequeños pueden ser especificadas; ej. válvulas de 1.0 m pueden utilizarse en líneas de 1.1 m. El potencial de ahorro de costos disponible de dicha selección, debe ser considerado contra el incremento de los costos por levantamientos ILI y el riesgo asociado de excursiones de velocidad que afecten la recolección de información de la herramienta ILI. 7.2.3.2 Válvulas de línea central con diámetros más pequeños deben ser tratados de una manera similar de aquella utilizada en ductos de diámetro múltiple. 7.2.3.3 Si las válvulas de retención serán utilizadas a través del conducto (Ej. de paso completo), válvulas de retención con trampas, que puedan ser bloqueadas en la posición de abierto, deben ser seleccionadas cuando sea posible. 7.2.4 Empalmes y curvas con límite elástico alto. 7.2.4.1 Si bien puede ser relativamente fácil ordenar la línea del ducto en límites elásticos altos, curvas, accesorios, reductores y otros empalmes, puede no estar disponible fácilmente. Largos tiempos de espera frecuentemente son requeridos para la adquisición de empalmes, para igualar el límite elástico de la línea del ducto. El fallo para permitir el adecuado tiempo de espera resulta en que un empalme con paredes gruesas y de menor rendimiento, sea usado como substituto. El uso de empalmes de pared gruesa debe balancearse contra la modificación de la herramienta ILI, para facilitar la inspección y el requerimiento de potencial para utilizar herramientas especializadas en doble diámetro. El uso de empalmes con paredes más gruesas también resulta en un riesgo más alto de excursiones de velocidad menos inevitables (causando la degradación de la información) y atascamiento de la herramienta. 7.2.5 Curvas y radio de curva. 7.2.5.1 Un número significativo de herramientas ILI comercializadas actualmente, pueden manejar curvas con radios 3 D o mayor. Algunas herramientas pueden manejar curvas de 1.5 D.

7.2.5.2 Antes de colocar el orden para las curvas, la compatibilidad de dichas curvas para la ILI debe ser verificado. El espesor de la pared de las curvas se vuelve crítico si el radio de la curvatura se vuelve más apretado. 7.2.5.3 PRECAUCIÓN: Entre más pequeño sea el diámetro de la línea a ser inspeccionada, más grande debe ser el radio de la curva para alojar a la herramienta de ILI. Herramientas con diámetro más pequeño incorporan diseños de segmentos múltiples, y el cuerpo duro o máximo de diámetro del segmento, es un porcentaje mayor del diámetro interno de la línea del ducto disponible. Radios de curvas mayores, permiten a la herramienta de ILI pasar sin daño o sin quedar atascada. 7.2.6 Espesor de la pared del ducto consistente. 7.2.6.1 Si herramientas MFL son utilizadas para la inspección, debe darse atención para asegurar que un ducto de un espesor de pared suficiente, esté disponible para completar la construcción. Secciones más cortas de ductos con pared gruesa, para caminos o cruces de vías de tren, o para ductos ascendentes dentro y fuera de las instalaciones, con requerimientos de factores de diseño diferente no representan una preocupación mayor. Sin embargo, cambios significativos en el espesor de la pared, pueden restringir las herramientas que pueden ser utilizadas para inspeccionar las líneas, o causar excursiones de velocidad inevitables, llevando a la degradación de la información. Los empalmes de pared gruesa, representan un riesgo más alto de estos problemas. 7.2.7 Instalación de pup joint. 7.2.7.1 Para reducir el número de AGM requerido para un levantamiento, o reducir el impacto negativo o falla, o unidad de AGM sin ser detectada, significativamente más cortas que los pups promedio deben ser instalados a intervalos regulares, siguiendo el método descrito en los párrafos 7.2.7.2 y 7.2.7.4.3. Métodos alternativos como el uso de imanes también puede considerarse en situaciones apropiadas. 7.2.7.2 Cuando sea factible, los pup joints de 1.2 a 1.8 m de longitud, deben ser instalados cada 2 km a lo largo de la línea. Esto limita la distancia que debe ser encadenada a un máximo de 1 km, es decir, la mitad de la distancia entre pups. 7.2.7.3 La ubicación de la soldadura corriente arriba y corriente debajo de cada pup, debe ser marcada en cualquier superficie o a través del establecimiento de coordenadas GPS, antes de su entierro. 7.2.7.4 Instalaciones similares deben ser hechas para líneas marinas; sin embargo, un poco más de planeación de instalación es requerida. Las barcazas extendidas normalmente trabajan con distancias fijas, entre ubicaciones de estaciones de soldaduras, haciendo la instalación de pup joints pequeños más difícil.

7.2.7.4.1 El pup joint debe estar pre soldado a una unión más larga, de manera que se combine la longitud de las dos caídas dentro del espaciamiento de la estación de la soldadura. 7.2.7.4.2 Las juntas compuestas (Ej. longitud estándar de las juntas compuestas de pup joints) deben realizarse antes, e instalarse a espaciamiento regular actuales, aproximadamente cada 2 km. 7.2.7.4.3 Dependiendo de la configuración de la barcaza con rampa flotante, puede ser posible marcar una soldadura circunferencial de una pup joint para futuras identificaciones bajo el agua, con placas de acero inoxidable unidas con un polímero de cuerda de tejido o bandas de acero inoxidable, antes de la unión dejando la barcaza. Si no puede ser garantizado que el marcador pueda pasar exitosamente la rampa flotante, la soldadura debe ser temporalmente identificada, y los buzos o vehículos operados remotamente deben instalar la identificación permanente en una fecha posterior. 7.3 Recolección de información de construcción. 7.3.1 Durante la construcción deben ser rutinariamente conservados los registros de la longitud de las juntas instaladas, identificación por radiografía, y cualquier número de piezas de información relacionadas que serán de valor durante futuros levantamientos ILI. 7.3.2 Las coordinadas GPS pueden ser obtenidas para cada soldadura a lo largo de la línea, en la zanja entes de su entierro. Muchos tipos de servicios GPS están disponibles para satisfacer los requerimientos de exactitud del operador. 7.3.3 Toda la documentación debe ser recolectada y archivada en una ubicación común y conservada durante la vida del ducto. Las tecnologías actuales pueden permitir que grandes volúmenes de material sean reducidos significativamente a través de escaneo y subsecuente almacenamiento en otro formato de medios. Independientemente del formato, la información de la construcción es un bien valioso y debe ser resguardado para futuras referencias. Cuando sea posible, es ideal incorporar esta información como parte de un GIS. 7.4 Levantamientos de base. 7.4.1 Un verdadero levantamiento ILI de base, es decir, aquellos realizados antes de, o muy poco después de haber iniciado el servicio, ofrecen un número de beneficios que pueden reducir significativamente la carga de trabajo requerida para los levantamientos futuros siguientes, pero no son requeridos. 7.4.2 Un levantamiento de calibración, o levantamiento de pérdida de metal, puede realizarse como parte del trabajo de pregrado. Si puede obtenerse una velocidad de llevado suficiente, el levantamiento de calibración o levantamiento de pérdida de metal, puede ser completado mientras se llena con agua, para le pregrado de la prueba hidrostática. Alternativamente, otros métodos de propulsión como aire comprimido pueden utilizarse.

7.4.2.1 Un beneficio adicional del levantamiento ILI de base, en conjunto con la prueba hidrostática, es que la información obtenida puede utilizarse para confirmar la entrega de la construcción al contratista del sistema, como requerida por el contrato. 7.4.3 Levantamientos con herramientas de deformación o placas de medición puede ejecutarse primeramente con aire comprimido. 7.4.4 Las bombas utilizadas para llenar la línea, deben ser capaces de mantener la velocidad de flujo requerida para la inspección. 7.4.5 Debe estar disponible suficiente agua para llenar la sección en cuestión. Con la llegada de la herramienta ILI no sólo está llenada la línea para la prueba hidrostática, sino que la información de base de la condición de la línea es obtenida. Si se tiene que dejar el agua en el ducto por un periodo largo de tiempo, químicos apropiados (biocidas, inhibidores de corrosión, barredores de oxigeno) en concentraciones suficientes deben agregarse al agua de la prueba hidrostática para minimizar la corrosión. 7.5 Registros de reparación. 7.5.1 Si se han hecho reparaciones al ducto durante la construcción, después de un levantamiento de base o prueba hidrostática, la ubicación de esta reparación debe registrarse e incorporarse en los registros permanentes del ducto. Sección 8: Requerimientos de análisis de datos 8.1 Metodologías de análisis de datos. 8.1.1 Componentes generales de análisis de datos de ILI. 8.1.1.1 Después de que la recolección de la información en bruto es considerada aceptable, la compañía del servicio ILI toma esta información, la analiza y produce un reporte. 8.1.1.2 La compañía del servicio ILI tiene algoritmos aplicables y software para analizar la información. Los resultados de los análisis deben de estar dentro de las especificaciones de la herramienta, para la detección de capacidades, exactitudes, intervalos de confianza, niveles de detección mínimo, y umbrales de detección. 8.1.1.3 Las prioridades y criterios para anomalías de cuidado, deben predeterminarse como parte del contrato de inspección y código o plan de integridad del operador del ducto, tomando en cuenta las limitaciones de la herramienta de inspección. El debate debe incluir definiciones y clarificaciones con respecto a la geometría del defecto, la probabilidad de detección, el tamaño, especificaciones de la herramienta, y el tiempo del reporte, pues se relacionan con estos criterios. Para el agrietamiento, esto normalmente se basa en la profundidad preestablecida de la grieta, o una combinación de profundidad y longitud. Para la corrosión, los cálculos de presión deben realizarse utilizando ASME B31 G, RSTRENG u otro algoritmo de evaluación apropiado para el

detalle de la información de ILI disponible. Para abolladuras, y anomalías tipo abolladuras, los códigos normalmente indican que las anomalías que excedan cierto umbral deben ser removidas. El tema debe incluir definiciones y clarificaciones con respecto a la geometría del defecto, probabilidad de detección, tamaño y especificación de la herramienta ya que estas se relacionan con estos criterios. 8.1.1.4 Deben hacerse correlaciones entre la información de la evaluación de campo y la información de ILI. Todos los errores de exactitud asociados con mediciones en campo e información de ILI, deben tomarse en cuenta en la evaluación de la integridad y la planeación. 8.2 Características del ducto enlistadas y reportadas. 8.2.1 La detección, clasificación y capacidades de dimensión de una técnica de evaluación no destructiva depende del tipo y características de las anomalías del ducto. Cualquier característica determinada puede tener una amplia variedad de formas. Las características están clasificadas de acuerdo a su forma y otras características potenciales, ej. perfil. 8.2.2 Para un tipo de característica determinado, la POD debe estar definida como una probabilidad estadística de detectar positivamente ese tipo de característica. (Los valores recomendados deben indicarse para la POD=90%.) 8.2.3 Las características reportadas son aquellas que son capaces de ser encontradas con la especificación de una herramienta/técnica dada. El formato, nivel, y el método de reporte debe predeterminarse como parte del proceso de contratación. Los siguientes elementos son universalmente reportados por todos los proveedores de servicios: (a) (b) (c) (d) (e)

Distancia del odómetro (también conocida como distancia absoluta); Identificador de soldadura circunferencial de referencia corriente arriba; Tipo de característica e identificador; Posición circunferencial (reloj o grado); Distancia de la soldadura circunferencial corriente arriba (también llamada distancia relativa); (f) Distancia del odómetro del marcador corriente arriba; (g) Distancia del odómetro del marcador corriente abajo; (h) Detalles específicos de la característica (Ver párrafo 8.4). 8.2.4 Más detalles de los reportes de las características pueden encontrarse en el documento desarrollado por el Foro Europeo de Operadores de Ductos: “Especificaciones y requerimientos para la inspección de ductos con pigs inteligentes. 8.2.5 Ubicación de la anomalía. 8.2.5.1 Características cercanas y marcadores. 8.2.5.1.1 Cuando un anomalía en un registro de ILI es requerida para ser localizada para su examinación. La ubicación de la anomalía es referenciada por ubicaciones de marcadores o características fácilmente identificables,

tales como la superficie de la válvula, la ubicación de los imanes de marcación, ubicación de marcadores sobre el suelo, tomas, conjunto de falanges, unión pequeña bajo el suelo, una sección del ducto con pared gruesa, o cuando esté disponible, coordenadas GPS. 8.2.5.2 Coordenadas GPS. 8.2.5.2.1 Cuando un levantamiento ILI con coordenada GPS es realizado utilizando equipos submétricos GPS en el campo, es frecuentemente la manera más eficiente y exacta de localizar zonas de excavación. Una técnica de verificación secundaria, como la longitud de la junta, posición de la costura larga, o distancia para referenciar las soldaduras circunferenciales pueden utilizarse para verificar que la anomalía adecuada es investigada. 8.2.5.3 Encadenamiento de superficie. 8.2.5.3.1 Debe reconocerse que el encadenamiento de la superficie de distancia a lo largo del ducto puede no igualar la distancia por la que la herramienta de ILI viaja dentro del ducto. Perfiles de superficie del terreno no siempre imitan el perfil real del ducto. A veces es ventajoso encadenar desde características de referencia corriente arriba y corriente abajo o marcar para precisar la ubicación de la anomalía. 8.2.5.4 Excavación de unión pequeña. 8.2.5.4.1 Las uniones pup pequeñas pueden localizarse a través del ducto, ya sea intencionalmente instalado durante la construcción o como resultado de conexiones, compensaciones o reparaciones. Si uniones pequeñas están cerca de la ubicación de la anomalía a ser examinada, pueden usarse de la misma manera que cualquier característica de referencia cercana. Puede haber más de una unión pequeña en una ubicación en particular, y es esencial la confirmación de la longitud de la unión para asegurar que la unión correcta es utilizada para encadenar a la anomalía. 8.2.5.5 Excavación de la unión afectada. 8.2.5.5.1 Aun después de encadenar la ubicación de una anomalía utilizando características de referencia cercanas, es posible estar en la unión del ducto equivocada. Por lo tanto la longitud de la unión del ducto puede verificarse antes de que un intento sea realizado para medir la ubicación de la anomalía. Normalmente una ubicación de anomalía puede verificarse comparando la distancia de la anomalía (y otras anomalías no descubiertas) corriente arriba o corriente debajo de la soldadura. Otro método de verificación de ubicación es la excavación de una soldadura circunferencial y comparando tanto la costura corriente arriba como la costura corriente abajo. Esto puede lograrse excavando la unión entera o solo las soldaduras circunferenciales de la unión.

Aseguramiento adicional puede obtenerse verificando la orientación de la costura larga de la soldadura del ducto o soldadura espiral, cuando esté disponible. 8.3 Herramienta geométrica- Análisis específico y métodos de priorización. 8.3.1 Las deformaciones localizadas como las abolladuras deben ser indicadas como deflexiones absolutas del ducto circular nominal y como un porcentaje del diámetro interno. 8.3.2 Las herramientas geómetras tipo calibración tradicionales pueden utilizarse para determinar tamaños de restricción, cambios en el espesor de la pared y otras restricciones de deformación potenciales. 8.3.3 Herramientas de deformación más sofisticadas son capaces de proporcionar cuantificaciones más exactas de características de deformación. La deflexión máxima, posición circunferencial, curvatura, forma, torceduras y arrugas son identificables. 8.4 Pérdida de metal. 8.4.1 Tecnología MFL 8.4.1.1 El nivel exacto de reportes es afectado por el nivel de resolución de la tecnología utilizada. Remitirse a NACE publication 35100 para detalles de la capacidades de la herramienta. 8.4.1.2 La resolución convencional permite para la detección y grado de la característica de proporcionar alguna idea del número, densidad, y prioridad de características de corrosión. 8.4.1.3 La alta resolución permite una detallada discriminación y ubicación de la geometría de las características, permitiendo de este modo su agrupación. Por lo tanto, métodos de evaluación de defectos más avanzados pueden ser utilizados. Algunas herramientas en esta categoría también pueden referirse como una resolución extra o ultra alta. El usuario debe entender que las capacidades de la herramienta varían dentro de esta categoría, principalmente debido a la densidad del sensor. 8.4.1.4 Herramientas de MFL transversales magnetizan el ducto en la dirección circunferencial. Estas herramientas son sensibles a diferentes defectos geométricos que las MFL axiales y deben utilizarse en consecuencia. 8.4.2 Tecnología ultrasónica. 8.4.2.1 Los resultados de la inspección ultrasónica son recolectados como un escaneo del espesor de la pared del ducto y están disponibles como para la visualización y análisis. La topología y perfil inferior (perfil de cómo la profundidad de la anomalía varía a lo largo de la longitud de la zona de pérdida de metal) son inherentes en la información que puede utilizarse en las evaluaciones de integridad. La topología detallada permite que sean utilizados métodos de evaluación de defectos avanzados.

8.4.3 Agrupación y reglas de interacción (aplica a todas las tecnologías de pérdida de metal). 8.4.3.1 Agrupación es el agrupamiento de anomalías de acuerdo al criterio de interacción basado en consideraciones mecánicas o de interacción por tensión. Los métodos permitidos para determinar la interacción del defecto pueden dictarse por el código (ASME B31.4). 8.4.3.2 El efecto de las indicaciones de corrosión en proximidades cercanas debe contabilizarse para utilizar reglas de interacción cuando se lidie con información de ILI. Las reglas deber estar predeterminadas como parte del proceso de contratación, y uno de varios métodos debe ser utilizado. Algunos ejemplos son: 8.4.3.2.1 Método de distancia fija: dos características de pérdida de metal interactúan cuando el espaciamiento axial o circunferencial entre las características es menor que la distancia especificada. (Ej. 100 mm.) 8.4.3.2.2 Método de distancia relativa: dos características de pérdida de metal interactúan cuando el espaciamiento axial entre los bordes de pérdida de metal son menores que la longitud de la característica de pérdida de metal más pequeña, o el espacio circunferencial es menos que la anchura de la pérdida de metal más pequeña. 8.4.3.2.3 Método de caja extendida/múltiplo fijo de espesor de la pared: Las extensiones de anchura y longitud de las características de pérdida de metal se expanden en todas las direcciones por una cantidad fija que es un múltiplo del espesor de la pared (Ej. tres veces el espesor de la pared [3T]). Dos características de pérdida de metal interactúan si, y cuando las cajas expandidas se superpongan. 8.4.4 Cálculos y análisis basados en la presión (MFL y UT). 8.4.4.1 Basados en la longitud, anchura y profundidad básicas, e información del perfil de profundidad, cálculos de presión de explosión o presión operativa segura, deben especificarse como parte del reporte de especificación para ayudar en la priorización de anomalías para excavación o evaluación adicional. 8.4.4.1.1 Los algoritmos a ser utilizados para este propósito dependen del detalle de la información de ILI disponible, por ejemplo pérdida de metal grueso, perfiles inferiores, etc. 8.4.4.1.2 Una caja de anomalía representa la característica básica de pérdida de metal, (longitud [L], anchura [W] y profundidad [D]) la L de una característica individual es aquella de la longitud proyectada total en la dirección axial. La W de una característica es aquella de la anchura proyectada total en la dirección circunferencial. La detección y umbral de

medición de la herramienta puede resultar en valores diferentes reportados de aquellos observados visualmente. El contratista de la ILI debe especificar los umbrales. La D del metal perdido debe determinarse por la máxima pérdida de pared en una característica de pérdida de metal y debe darse como una profundidad de, o porcentaje del espesor de la pared de referencia. 8.5 Tecnología de detección de agrietamiento- Análisis específico de herramienta. 8.5.1 La información de grietas se suministra categóricamente como agrietamiento o característica tipo agrietamiento, su longitud y su rango de profundidad previsto. Debido al amplio volumen de información recolectada por la resolución requerida para detectar grietas. Los plazos de informe son más largos que los de las herramientas de tecnología de corrosión. La topología y perfil inferior (es decir, perfil de cómo la profundidad de una grieta varía a lo largo de la longitud de la grieta) son inherentes en la información que puede ser utilizada para las evaluaciones de integridad. 8.6 Herramientas inerciales/Tecnología de mapeo- Análisis específico de herramientas y métodos de priorización. 8.6.1 Coordenadas espaciales del mundo real deben proporcionarse para una resolución determinada (Ej. cada 50 m) a una exactitud especificada (ej. +- 1.0 m) asumiendo que el levantamiento sobre suelo correspondiente haya sido realizado con la suficiente exactitud. Los sistemas de coordenadas ya están estandarizados y deben estar disponibles en datos latitud/ longitud o Universal Transversal de Mercator. La información reportada por este tipo de herramienta normalmente proporciona la siguiente información: 8.6.1.1 Coordenadas para todas las características en la línea. (Como se detecta en otras tecnologías, potencialmente en la misma herramienta, o una herramienta diferente). 8.6.1.2 Restricción de curva/ monitoreo de curvaturas. Las restricciones de curvas que resultan de los movimientos geotécnicos, fuerzas externas, levantamientos fuera de la rectitud. 8.6.1.3 Restricciones de curvas absolutas que resultan de curvaturas están disponible para análisis de ingeniería contra los límites permisibles. 8.6.1.4 El monitoreo de restricciones es el proceso restricciones y curvaturas observadas año con año, cuando fuerzas geotécnicas o externas hayan cambiado significativamente dentro del intervalo de la inspección, provocando una carga inaceptable en el ducto. 8.6.1.5 Un levantamiento fuera de la rectitud proporciona resultados para áreas que no se encuentran dentro del diseño original/ especificación de la construcción. 8.7 Correlación de los resultados informados de la ILI con las mediciones de campo.

8.7.1 Evaluación de campo de la corrosión: Después del suficiente muestreo y limpieza de la superficie del ducto, para remover depósitos y recubrimiento residual. Un método de cuadrícula puede utilizarse para proporcionar detalles de la corrosión en zonas de interés para la característica. Esto puede lograrse a través de una variedad de métodos, sondas lápiz, sondas de pozo, etc. La información cuadriculada puede ser trazada entonces, como contornos de profundidad. Esta recolección de información de perfil de corrosión puede ser utilizada para (a) evaluación de defectos por un código de ingeniería para determinar su aceptación, y (b) Comparado con la información de la herramienta de ILI como verificación de análisis. 8.7.2 Evaluación de campo de grietas: Después del suficiente muestreo de los suelos, ductos y medios relacionados, debe considerarse la limpieza de la superficie del ducto para permitir la inspección utilizando una técnica como la inspección de partículas magnéticas para determinar la ubicación del agrietamiento. Para optimizar la efectividad de la técnica de inspección, la superficie del ducto debe estar limpia, seca y libre de sustancias contaminantes (Ej. grasa o suciedad). Las técnicas de limpieza no deben alterar la superficie del ducto de tal manera que el agrietamiento se oscurezca (desguace o granallado). 8.7.2.1 Cada colonia de grietas individual debe entonces ser documentada y fotografiada. Una técnica aceptada, destructiva o no destructiva debe utilizarse para establecer la profundidad de la grieta de un tamaño de muestra suficiente para establecer la confianza de la herramienta y establecer si se requiere o no una reparación. 8.7.3 Una parte importante para cerrar el ciclo es la retroalimentación de los resultados de la inspección de campo del proveedor de los servicios de ILI. Utilizando esta información el proveedor de ILI puede mejorar continuamente la validez y exactitud del análisis de la información. Sección 9: Control de la información 9.1 La información de la inspección debe ser incorporada en un plan de integridad total. La información de la inspección debe guardarse y mantenerse accesible razonablemente. Debe ser correlacionada con información de excavación, información de protección catódica (PC) y cualquier construcción existente, recubrimiento, suelos e historia operativa relevante del ducto. Este ejercicio permite tomar decisiones más rentables en los trabajos de integridad futuros. 9.2 Información operativa y de implementación para una inspección exitosa o infructuosa puede ser beneficiosa significativamente para reinspecciones. Ejemplos de este tipo de información incluye, pero no se limita a: (a) (b) (c) (d) (e)

Modificaciones del ducto; Análisis y volumen de escombros; Cuestionario de pre-ejecución; Historia de reparación; Tipos de herramientas;

(f) Cuestiones de operatividad; (g) Procedimientos, y (h) Ubicaciones de marcadores sobre el suelo. 9.3 Uso de tasas de crecimiento para inspecciones de corrosión. 9.3.1 La ILI ofrece al operador del ducto la habilidad de definir un mantenimiento específico, en lugares discretos para reparar corrosión activa, es decir, que pueda convertirse en un asunto de integridad. Al aplicar tasas de crecimiento para identificar características de corrosión, se puede planear el programa de mantenimiento sobre un periodo de tiempo. Podría haber un punto, cuando se realice una reinspección, ya sea para definir las tasas de crecimiento exactamente o para dirigirse a consideraciones económicas cuando las excavaciones planeadas cuesten más que el costo de otra inspección. Inspecciones múltiples, permiten una determinación más exacta de la tasa de crecimiento en una base de per-función. Un enfoque de inspección basada en riesgos (RBI), a veces es utilizado para definir la frecuencia de la inspección.

APÉNDICE A: MUESTRA DEL CUESTIONARIO DE INSPECCIÓN DEL DUCTO (NO OBLIGATORIO)

APÉNDICE A: MUESTRA DEL CUESTIONARIO DE INSPECCIÓN DEL DUCTO (Continuación)

Nota: Estos valores fueron registrados para condiciones de línea regular. Las presiones y velocidades varían durante la ejecución de los PIGs.

FIG. A1 Vista del plan de una trampa de pigs genérica.

FIG. A1 Vista del plan de una trampa de pigs genérica. (Continuación)

FIG. A1 Vista del plan de una trampa de pigs genérica. (Continuación)

FIG. A1 Vista del plan de una trampa de pigs genérica. (Continuación)

FIG. A1 Vista del plan de una trampa de pigs genérica. (Continuación)