ASME 31.8 S v2 (Reparado)

ESTÁNDAR NACIONAL AMERICANO

ADMINISTRACIÓN DE LA INTEGRIDAD DEL SISTEMA DE GASODUCTOS CÓDIGO ASME PARA TUBERÍA DE PRESIÓN, B31 ASME B31.8S-2001 (Suplemento para ASME B31 .8)

Sociedad Americana de Ingenieros Mecánicos

PRÓLOGO

Los operadores de los sistemas de tuberías trabajan continuamente para mejorar la seguridad de sus sistemas y operaciones. En los Estados Unidos, tanto los operadores de gasoductos como los de oleoductos han estado trabajando con sus reguladores durante varios años para desarrollar una aproximación más sistemática hacia la administración de la integridad en la seguridad de las tuberías. La industria de los gasoductos debía superar muchos inconvenientes técnicos antes de que se pudiera escribir una administración de integridad estándar. Varias iniciativas fueron asumidas por la industria para responder estas preguntas. Como resultado de dos años de intenso trabajo por parte de expertos técnicos en diferentes campos, surgieron 20 informes que ofrecieron las respuestas necesarias para completar este estándar. (La lista de estos informes está incluida en la sección de referencia de este Estándar.) Este Estándar no es obligatorio y está diseñado para complementar el B31.8, ASME Code for Pressure Piping (Código ASME para Tubería de Presión), Gas Transmission and Distribution Piping Systems (Sistemas de Tubería para la Distribución y Transporte de Gas). Se convierte en obligatorio sólo y sólo si los reguladores de ductos lo incluyen como requisito en su normatividad. Éste es un estándar que describe el proceso que un operador puede emplear para desarrollar un programa de administración de integridad. También proporciona dos opciones para el desarrollo del programa mencionado— una aproximación prescriptiva y una aproximación basada en riesgo o funcionamiento. Los operadores de ductos en varios países en la actualidad están utilizando los principios basados en riesgo o de administración de riesgo para mejorar la seguridad de sus sistemas. Algunos de los estándares internacionales sobre esta materia fueron utilizados como base para escribir este Estándar. Se le hace un reconocimiento especial a API y su estándar de Administración de la Integridad de Líquidos, API 1160, que fue usado como modelo para el formato de este Estándar.

La intención de este Estándar es proporcionar una aproximación integrada, comprensible y sistemática hacia la administración de la seguridad y la integridad de los ductos. La fuerza que desarrolló este Estándar espera haber logrado este propósito. Este Suplemento fue aprobado por el B31 Standards Committee (Comité de Estándares B31) y por la ASME Board on Pressure Technology Codes and Standards (Junta ASME para Estándares y Códigos de Tecnología de la Presión). Fue aprobado como Estándar Nacional Americano, el 14 de enero de 2002.

PREPARACIÓN DE SOLICITUDES TÉCNICAS PARA EL CÓDIGO ASME PARA TUBERÍA DE PRESIÓN, B31

INTRODUCCIÓN

El Comité ASME B31, Código para Tubería de Presión, considerará las solicitudes por escrito de interpretación y revisión de las normas del Código y desarrollará nuevas normas si así lo exige el desarrollo tecnológico. Las actividades del Comité a este respecto, se limitan estrictamente a interpretaciones sobre las normas o a la consideración o revisión de las normas actuales a la luz de nueva información o tecnología. Como sociedad de divulgación, ASME no aprueba, no certifica, no tasa, ni endosa ningún elemento, construcción, dispositivo, ni actividad y por lo tanto las solicitudes que contengan tales consideraciones serán devueltas. Además, ASME no actúa como consultor sobre problemas de ingeniería específicos, ni sobre la aplicación general o comprensión de las normas del Código. Si en opinión del Comité el solicitante debe buscar ayuda profesional, la solicitud será devuelta con las recomendación de obtener tal ayuda.

Las solicitudes que no proporcionen la información necesaria para que el Comité entienda totalmente, también serán devueltas.

REQUISITOS

Las solicitudes se limitarán estrictamente a interpretaciones de las normas o a la consideración de revisión a las normas actuales con base en nueva información o tecnología. Para este propósito se deben llenar los siguientes requisitos: (a) Alcance. Involucre una sola norma o normas relacionadas de acuerdo con el

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alcance del Código. Cualquier carta de solicitud que incluya materias no relacionadas, será devuelta. (b) Antecedentes. Establezca el propósito de la solicitud, que debe ser ya sea para obtener una interpretación de las normas del Código o para proponer la consideración o revisión de las normas actuales. Suministre en forma concisa la información necesaria para que el Comité comprenda la solicitud, asegurándose de incluir la referencia a la sección, edición, adendo, párrafo, figuras y tablas, correspondientes del Código. Si se anexan esquemas, estos deben corresponder al alcance de la solicitud. (c) Estructura de la Solicitud. (1)

Pregunta(s) Propuesta(s). La solicitud debe ser establecida en un

formato de pregunta preciso y condensado, omitiendo información superflua de antecedentes, y donde sea apropiado, compuesto de tal forma que “sí” o “no” sean un respuesta aceptable. La solicitud debe ser técnica y editorialmente correcta. (2 Respuesta(s) Propuesta(s). Proporcione una respuesta propuesta, estableciendo lo que cree que el Código requiere. Si, en opinión del solicitante, es necesaria una revisión del Código, se debe suministrar la redacción recomendada además de la información que justifique el cambio.

ENVÍO

Las solicitudes deben ser enviadas escritas en máquina; sin embargo, también se tendrán en cuenta las solicitudes escritas a mano legibles. Se debe incluir el nombre y la dirección de correspondencia del solicitante, y la carta se debe enviar a: Secretary, ASME B3 1 Committee, Three Park Avenue, New York, NY 100165990.

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COMITÉ B31, CÓDIGO ASME PARA TUBERÍAS DE PRESIÓN

(La siguiente es la nómina del Comité en el momento de la aprobación de este Estándar.)

EJECUTIVOS

L. E. Hayden, Pres. B. P. Holbrook, Vicepresidente P. D. Stumpf, Secretario

COMITÉ DE ESTÁNDARES SOBRE TUBERÍA DE PRESIÓN

H. A. Ainsworth, Consultor R. J. Appleby, Exxon Mobil Upstream Research Co. A. E. Beyer, Fluor Co. K. C. Bodenhamer, Willians Energy Service P. A. Bourquin, Consultor J.D. Byers, Consultor J.S. Chin, El Paso Corp. P. D. Flenner, Consultor D. M. Fox, TXU-Pipeline Services J.W. Frey, Reliant Resources Inc. D. R. Frikken, Solutia, Inc. P. H. Gardner, Consultor L. E. Hayden, Victaulic Co. of America R. W. Haupt, Pressure Piping Engineering Associates, Inc. R. R. Hoffmann, Federal Energy Regulatory Conmiission B. P. Holbrook, Babcock Borsig Power, Inc. G. A. JoIIy, Edward Vogt Valve Co. J.M. Kelly, Willbros Engineers

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W.j. Koves, UOP LLC K. K. Kyser, York International Frick W.B. McGehee, Consultor J.E. Meyer, Middough Association, Inc. E. Michalopoulos, General Engineering and Commercial Co. A. D. Nance, A. D. Nance Associates, Inc. T. J. O’Grady, Veco Alaska, Inc. R. G. Payne, Alstom Power, Inc. P. Pertuit, Black Mesa Pipeline, Inc. J.T. Powers, Parsons Energy and Chernicals W.V. Richards, Consultor E. II. Rinaca, Dominion/Virginia Power M. J. Rosenfeld, Kiefner and Associates, Inc. R. J. Silvia, Process Engineers and Constructors, Inc. W.J. Sperko, Sperko Engineering Service, Inc. G. W. Spohn III, Coleman Spobn Corp. P. D. Stunspf, Tite American Society of Mechanical Engineers A. L Watkins, First Energy Corp. R. B. West, State of Iowa, Division of Labor Services

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COMITÉ DE SISTEMAS DE TUBERÍA PARA DISTRIBUCIÓN Y TRANSMISIÓN DE GAS B31.8

W.B. McGehee, Chair, Consultor E. H. Maradiaga, Secretario’, Tite American Society of Mechanical Engineers D. D. Anderson, Columbia Gas Transmission Corp. R. J. Appleby, Exxon Mobil Upstrearn Research Co. G. Aragon, El Paso Corp. J.S. Barna, Columbia Gas Transmission R. C. Becken, Pacific Gas and Electric Co. S. H. Cheng, Southern California Gas Co. J.S. Chin, El Paso Corp. S. C. Christensen, IPE Bolivia SRL R. L. Dean, ConReg Associates A. J. Del Buono, Consultor J.C. DeVore, Consultor P. M. Dickinson, Trigon Sheehan LLC J.A. Drake, Dulce Energy J.J. Fallon, Jr., Public Service Electric and Gas Co. R. Favila, El Paso Natural Gas Co. M. E. Ferrufino, IPE Bolivia SRL F. R. Fleet, F. Roy Fleet, Inc. F. R. Flint, NTSB M. A. Francis, LTV Copperweld E. N. Freeman, T. D. Willianison, Inc. L. M. Furrow, U. 5. Department of Transportation, Office of Pipeline Safety R. W. Gailing, Southern California Gas Co. J.E. Hansford, Consultor M. E. Hovis, CMS Panhandle Pipeline Co. M. D. Huston, Oneok Gas Transportation

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D. L. Johnson, Enron Pipeline Group E. B. Kaplan, Kellogg Brown and Root J.M. Kelly, Willbros Engineers, Inc. S. J. LeBlanc, Exxon Mobil Development Co. R. D. Lewis, H. Rosen USA, Inc. A. 1. Macdonald, Consultor M. J. Mechlowicz, Southern California Gas Co. C. J. Miller, Gulf Interstate Engineering D. E. Moore, El Paso Corp. R. A. Mueller, Dynegy Midstreani Services R. S. Neuman, Williasns Gas Pipelines—Transco A. C. Newsome, ir., El Paso Corp. J.W. Pepper, Dulce Energy A. T. Richardson, Richardson Engineering Co. C. G. Roberts, Fluor Daniel M. J. Rosenfeld, Kiefner and Associates, Inc. L. A. Salinas, Tennessee Gas Pipeline Co. R. A. Schmidt, Trinity-Ladish Co. B. Taksa, Gulf Interstate Engineering C. J. Tateosian, Gas System Engineering, Inc. P. L. Vaughan, ENRON F. R. Volgstadt, Perfection Corp. E. L. Von Rosenberg, Materials and Welding Technology, Inc R. A. Wolf, Willbros Engineers K. F. Wrenn, ir., Wrentech Services LLC D. W. Wright, Sun Pipeline Co. J.S. Zurcher, HSB-SA Pipelines

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FUERZAS DE TAREA EN EL COMITÉ DE INTEGRIDAD DE DUCTOS B31.8 J. A. Drake, Cha ir, Dulce Energy Corp. E. Amundsen, CMS Panhandle Eastem J. S. Chin, El Paso Corp. S. C. Christensen, IPE Bolivia 5. R. L. M. E. Ferrufino, IPE Bolivia 5. R. L. D. M. Fox, Oncor Group S. Frehse, SW Gas Corp. L. M. Furrow, U.S. Departrnent of Transportation, Office of Pipeline Safety B. Hinton, Gulf South Pipeline D. L. Johnson, Enron Gas Pipeline Group E. Leewis, Gas Technology lnstitute W.B. McGehee, Consultor D. E. Moore, El Paso Corp. S. Mundy, Reliant Energy T. Picciott, Niagara Mohawk Power Corp. P. L. Vauglian, Enron Gas Pipeline Group C. Warner, Pacific Gas arnd Electric Co.

REVISIÓN TÉCNICA DE ESTADO G. Blanton, Tennessee Regulatory Authority, Gas Pipeline Safety Division E. B. Smith, Kentucky Public Service Commission

FUERZA DE TAREA DE APOYO A COMITÉ P. Gustilo, American Gas Association E. Maradiaga, Tite American Society of Mechanical Engineers B. Selig, HSB-SA Pipelines P. J. Wood, Cycla Corp. J. Z. Zurcher, HSB-SA Pipelines

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SISTEMA DE ADMINISTRACIÓN DE LA INTEGRIDAD DE GASODUCTOS

1 INTRODUCCIÓN

1.1 Alcance

Este Estándar es aplicable a sistemas de tubería en tierra, construidos con materiales ferrosos y que transporten gas. Sistema de tubería significa todas las instalaciones físicas a través de las cuales se transporta gas, incluyendo tubos, válvulas, accesorios de los tubos, compresores, estaciones medidoras, estaciones reguladoras, retenedores y cualquier otro accesorio. Los principios y procesos incluidos en la administración de la integridad son aplicables a todos los sistemas de ductos. Este Estándar está específicamente diseñado para proporcionarle al operador (como se define en la sección 13) la información necesaria para desarrollar e implementar un programa efectivo de administración de integridad, utilizando prácticas y procesos industriales de utilidad comprobada. Los procesos y aproximaciones dentro de este Estándar son aplicables al sistema de tubería completo.

1.2 Propósito y Objetivos

Administrar la integridad de un sistema de gasoducto es el objetivo principal de cualquier operador. Los operadores desean continuar entregando gas natural a sus clientes de una forma segura y confiable sin efectos adversos sobre los empleados, el público, los clientes o el ambiente. La operación sin incidentes ha sido y continúa siendo el mayor objetivo de la industria de los gasoductos. El uso de este Estándar como suplemento del Código ASME B31.8, permitirá que los operadores de ductos se acerquen aún más a ese objetivo.

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Un programa de administración de integridad comprensible, sistemático e integral proporciona los medios para mejorar la seguridad de los sistemas de tubería. Tal programa le brinda al operador la información necesaria para ubicar con efectividad los recursos para las actividades de prevención, detección y mitigación que dan como resultado una mayor seguridad y la reducción del número de incidentes. Este Estándar describe un proceso que el operador de un sistema de tubería puede utilizar para evaluar y mitigar riesgos con el propósito de reducir la posibilidad y las consecuencias de los incidentes. Cubre tanto un programa de administración de integridad prescriptivo como uno basado en funcionamiento. El proceso prescriptivo, cuando se sigue explícitamente, proporciona todas las actividades de inspección, prevención, detección y mitigación necesarias para producir un programa satisfactorio de administración de integridad. Esto no elimina el cumplimiento de los requisitos de ASME B31.8. El programa de administración de integridad basado en funcionamiento utiliza más información y análisis de riesgo más complejos, lo cual permite que el operador alcance un mayor grado de flexibilidad con el propósito de ajustarse o exceder los requerimientos de este Estándar específicamente en las áreas de intervalos de inspección, herramientas utilizadas y técnicas de mitigación empleadas. Un operador no puede proseguir con el programa de integridad basado en desempeño hasta que se realicen las inspecciones adecuadas que proporcionen la información sobre la condición del ducto, requerida por el programa. El nivel de exactitud de un programa basado en funcionamiento o un Estándar internacional alternativo debe igualar o exceder la de un programa prescriptivo. Los requerimientos para los programas de integridad basada en desempeño y los prescriptivos se proporcionan en cada una de las secciones en este Estándar. Además el Apéndice A no obligatorio, ofrece actividades específicas por categorías de amenaza, que un operador puede seguir para producir un programa de administración de integridad satisfactorio.

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Este Estándar está planeado para ser utilizado por individuos y equipos responsables de planear, implementar y mejorar un programa de administración de integridad de un ducto. Generalmente un equipo incluye administradores, ingenieros, personal de operarios, técnicos y especialistas con experticia específica en actividades de prevención, detección y mitigación.

1.3 Principios de la Administración de Integridad

Un conjunto de principios es la base para la intención y los detalles específicos de este Estándar. Se enumeran aquí para que el usuario de este Estándar pueda entender la extensión y la profundidad en la que la integridad se convierte en una parte integral y continua de la operación segura de un sistema de tubería. Los requerimientos funcionales para la administración de integridad deben ser llevados a nuevos sistemas de tubería desde la planeación inicial, diseño, selección de material y construcción. La administración de integridad de un ducto comienza con un buen diseño, una buena selección de material y una buena construcción del ducto. La guía para estas actividades se ofrece principalmente en ASME B31.8. También existen varios estándares de consenso que pueden ser usados, al igual que la normatividad jurisdiccional sobre seguridad del ducto. Si es necesario incorporar una nueva línea en un programa de administración de integridad, los requerimientos funcionales para la línea, incluyendo las actividades de prevención, detección y mitigación deben ser consideradas para ajustarse a este Estándar. Los registros completos de material, diseño, y construcción para la línea son esenciales para la iniciación de un buen programa de administración de integridad. La integridad del sistema requiere del compromiso de todo el personal de operación, utilizando procesos integrados, comprensibles y sistemáticos para operar con seguridad y mantener los sistemas de tubería. Para tener un programa de administración de integridad efectivo, el programa debe estar enfocado en la organización del operador, en los procesos y en el sistema físico.

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Un programa de administración de integridad es dinámico y debe ser flexible. Debe estar personalizado para ajustarse a las condiciones exclusivas de cada operador. Debe ser evaluado periódicamente y modificado para acomodarlo a los cambios en la operación del ducto, a los cambios en el ambiente de operación y la aparición de nueva información acerca del sistema. Se requiere la evaluación periódica para asegurar que el programa aproveche las tecnologías mejoradas y que utilice el mejor conjunto de actividades de prevención, detección y mitigación que estén disponibles para las condiciones de un momento específico. Además, a medida que se implemente el programa de administración de integridad, se debe revaluar la efectividad de las actividades, y modificarlas para garantizar la efectividad continua del programa y de todas sus actividades. La integración de información es un componente clave para administrar la integridad del sistema. Un elemento clave de la estructura de administración de integridad es la integración de toda la información pertinente al realizar las evaluaciones de riesgos. La información que pueda causar impacto en la comprensión del operador de los riesgos importantes para un sistema de tubería, viene de diversas fuentes. El operador está en la mejor posición de reunir y analizar esta información. Analizando toda la información pertinente, el operador puede determinar donde son mayores los riesgos de un incidente, y tomar decisiones prudentes para evaluar y reducir esos riesgos. La evaluación de riesgos es un proceso analítico mediante el cual un operador determina las clases de eventos o condiciones adversas que podrían tener impacto en la integridad del ducto. También determina la posibilidad o probabilidad de esos eventos o condiciones que conllevará a la pérdida de la integridad, y la naturaleza y severidad de las consecuencias que podría tener una falla. Este proceso analítico involucra la integración de diseño, construcción, construcción, mantenimiento, prueba, inspección y cualquier otra información acerca del sistema de tubería. La evaluación de riesgos, que se encuentra en la base de un programa de administración de integridad, puede variar en alcance o complejidad y utilizar diferentes métodos o técnicas. El objetivo final de evaluar riesgos es identificar los riesgos más significativos para que un operador pueda desarrollar un plan efectivo

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y organizado de prevención/ detección/ mitigación para enfrentarlos. Analizar los riesgos para la integridad de un ducto es un proceso continuo. El operador debe reunir periódicamente información adicional o nueva y experiencia de operación del sistema. Todos estos elementos se convierten en parte de las evaluaciones y análisis de riesgos que a su vez pueden exigir ajustes para el plan de integridad del sistema. Se debe evaluar e implementar nueva tecnología cuando sea necesario. Los operadores del sistema de tubería deben adquirir la nueva tecnología que haya demostrado ser práctica. Las nuevas tecnologías pueden aumentar la capacidad de un operador para evitar ciertas clases de fallas, detectar riesgos más efectivamente o mejorar la mitigación de riesgos. La medición de desempeño del sistema y el programa en sí es una parte integral de un programa de administración de integridad de un ducto. Cada operador debe elegir medidas de desempeño significativas al comienzo del programa y luego evaluar periódicamente los resultados de estas medidas para monitorear y evaluar la efectividad del programa. Se deben producir y evaluar informes periódicos de efectividad del programa de administración de integridad del operador para mejorarlo continuamente. Las actividades de administración de integridad deben ser comunicadas a todos los interesados. Cada operador debe garantizar que todos los interesados tengan la oportunidad de participar en el proceso de evaluación de riesgos y que los resultados sean comunicados efectivamente.

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2 BOSQUEJO DEL PROGRAMA DE ADMINISTRACIÓN DE INTEGRIDAD

2.1 Generalidades

Esta sección describe los elementos requeridos de un programa de administración de integridad. Estos elementos del programa en forma colectiva proporcionan la base para un programa de administración de integridad comprensible, sistemático e integrado. Los elementos del programa expuestos en la figura 1, son requeridos para todos los programas de administración de integridad. Elementos del Programa de Administración de Integridad

Plan de Admón. de Integridad (Sección 8)

Plan de Desempeño (Sección 9)

Plan de Comunicaciones (Sección 10)

Plan de Admón. del Cambio (Sección 11)

Plan de Control de Calidad (Sección 12)

FIGURA 1. Elementos de Programa de Administración de Integridad

Este Estándar requiere que el operador se documente sobre cómo su programa de administración de integridad, se enfocará en los elementos claves del programa. Utiliza prácticas industriales reconocidas para desarrollar un programa de administración de integridad. El proceso que aparece en la figura 2 proporciona una base común para desarrollar (y revaluar periódicamente) un programa específico del operador. Al desarrollar el programa, los operadores del ducto deben considerar los objetivos de administración de integridad específicos de sus compañías, y luego aplicar los procesos para garantizar que estos objetivos sean alcanzados. Este Estándar detalla dos aproximaciones para la administración de integridad: un método prescriptivo y un método basado en funcionamiento. El método de administración de integridad prescriptivo requiere una cantidad

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mínima de información y análisis y puede ser implementado con éxito siguiendo los pasos provistos en este Estándar y en el Apéndice no obligatorio A. El método prescriptivo incorpora el crecimiento de indicio del peor caso esperado para establecer intervalos entre las evaluaciones de integridad sucesivas a cambio de requerimientos de información reducidos y un análisis menos extenso. El método de administración de integridad basado en funcionamiento requiere de un mayor conocimiento del ducto y en consecuencia se debe realizar análisis y evaluaciones de riesgo más complejas. El programa de administración de integridad basado en funcionamiento resultante, puede contener más opciones para los intervalos de inspección, para las herramientas de inspección y para los métodos de prevención y mitigación. Los resultados de un método basado en funcionamiento deben igualar o exceder los de un método prescriptivo. Un programa basado en funcionamiento no puede ser implementado hasta que el operador haya realizado evaluaciones de integridad adecuadas que proporcionen la información para un programa basado en funcionamiento. Este programa debe incluir lo siguiente en el plan de administración de integridad: (a) una descripción del método de análisis de riesgos empleado. (b) la documentación de toda la información aplicable para cada segmento y dónde fue obtenida. (c) un análisis documentado para determinar los intervalos de evaluación de integridad y los métodos de mitigación (reparación y prevención) (d) Una matriz de funcionamiento documentada que, a tiempo, confirmará las opciones basadas en funcionamiento elegidas por el operador. Los procesos para desarrollar e implementar un programa de administración basado en funcionamiento se incluyen en este Estándar. No existe una sola aproximación “mejor” que sea aplicable a todos los sistemas de tuberías para todas las situaciones. Este Estándar reconoce la importancia de la flexibilidad al diseñar programas de administración de integridad y ofrece alternativas proporcionales a esta necesidad. Los operadores pueden elegir ya sea una aproximación prescriptiva o una basada en funcionamiento para todo su sistema, para líneas individuales, para algunos segmentos o para amenazas

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individuales. Los elementos de programa que aparecen en la figura 1 son requeridos para todos los programas de administración de integridad. El proceso de administrar la integridad es interactivo e integrado. Aunque los pasos que se exhiben en la figura 2 aparecen en forma secuencial como ilustración, existe una cantidad significativa de flujo de información e interacción entre los diferentes pasos. Por ejemplo, la selección de una aproximación de evaluación de riesgo depende en parte de la información relacionada con la integridad que se tenga disponible. Al realizar una evaluación de riesgo es posible identificar necesidades de información adicionales para evaluar con mayor precisión las amenazas potenciales. De modo que los pasos de recolección de información y de evaluación de riesgos están muy ligados y pueden requerir de varias interacciones hasta que el operador tenga la certeza de haber alcanzado una evaluación satisfactoria. En esta sección se presenta un breve bosquejo de los pasos del proceso individual, así como una ruta crítica hacia la descripción más detallada y específica de los elementos individuales que comprenden el resto de este Estándar. Las referencias para las secciones detalladas específicas en este Estándar se muestran en las figuras 1 y 2.

2.2 Clasificación de Amenazas a la Integridad

El primer paso al administrar la integridad es identificar las amenazas potenciales. Se deben considerar todas las amenazas a la integridad del ducto. La información relacionada con incidentes a gasoductos ha sido analizada y clasificada por el Comité Inteernacional de Investigación de Ductos (PRCI) en 22 causas. Cada una de las 22 causas representa una amenaza para la integridad del ducto que debe ser administrada. Una de las causas reportadas por los operadores es “desconocida”; es decir, no se identificó la causa principal. Las 21 causas restantes han sido agrupadas en 9 categorías de tipos de falla relacionados de acuerdo con su naturaleza y características de crecimiento. Posteriormente fueron delineadas por 3 tipos de defectos relacionados con el

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tiempo. Las nueve categorías son útiles para identificar las amenazas potenciales. La evaluación de riesgo, la evaluación de integridad y las actividades de mitigación deben ser enfocadas correctamente de acuerdo con los factores de tiempo y el agrupamiento por modo de falla.

(a) Dependiendo del tiempo (1)

Corrosión Externa

(2)

Corrosión Interna

(3)

Fractura por Corrosión

(b) Estable (1) Defectos de Fabricación (a) Unión de Tubo Defectuosa (b) Tubo Defectuoso (2) Relacionada con soldadura/ ensamble (a) Soldadura alrededor del tubo defectuosa (b) Soldadura de fabricación defectuosa (c) Arrugas o dobleces (d) Roscas estropeadas/ tubos rotos/ fallas en los acoples (3) Equipo (a) Fallas en los Empaques O-ring (b) Fallas en el equipo de alivio/ control (c) Fallas en la empaquetadura/ sellos de la bomba (d) Varios (c) Independiente del Tiempo (1) Daños mecánico/ terceros (a) Daño infligido por primeros, segundo o terceros (falla instantánea/ inmediata) (b) Tuvo dañado con anterioridad (Modo de falla retrasada) (c) Vandalismo (2) Operaciones Incorrectas (a) Procedimiento operacional incorrecto

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(3) Relacionado con el clima y fuerzas externas (a) Clima Frío (b) Rayos (c) Lluvias fuertes o inundaciones (d) Movimientos de Tierra También se debe considerar la naturaleza interactiva de las amenazas (más de una amenaza que ocurre en una sección del ducto al mismo tiempo). Un ejemplo de tal interacción es la corrosión en un sitio que también daño realizado por terceros. Históricamente, la fatiga metalúrgica no ha sido significativa para los gasoductos. Sin embargo, si los modos operacionales cambian y los segmentos de ducto operan con fluctuaciones de presión significativas, la fatiga debe ser considerada por el operador como factor adicional. El operador debe considerar cada amenaza individualmente o en las nueve categorías cuando siga el proceso seleccionado para cada sistema o segmento de ducto. La aproximación prescriptiva delineada en el Apéndice A no obligatorio hace posible que el operador realice el análisis de la amenaza en el contexto de las nueve categorías. Todas las 21 amenazas deben ser consideradas al aplicar la aproximación basada en funcionamiento.

2.3 Proceso de Administración de la Integridad

A continuación se describe el proceso de administración de la integridad que aparece en la figura 2

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Recolección, Revisión e Integración de Información (Sección 4)

Identificación del Impacto Potencial en Ductos por Amenaza (Sección 3)

Evaluación de Riesgos (Sección 5)

No

Evaluadas todas las amenazas Si Evaluación de Integridad (Sección 6)

Respuesta a Evaluación y Mitigación de Integridad (Sección 7)

FIGURA 2. FLUJOGRAMA DE PROCESO DEL PLAN DE ADMINISTRACIÓN DE INTEGRIDAD

2.3.1

Identifique el impacto potencial al ducto por la amenaza. Este

elemento del programa involucra la identificación de las amenazas potenciales al ducto especialmente en las áreas de interés. Cada segmento identificado del ducto debe tener las amenazas consideradas individualmente o por las nueve categorías. Ver parágrafo 2.2.

2.3.2 Recolección, Revisión e Integración de Datos. El primer paso al evaluar las amenazas potenciales para un sistema o segmento de ducto es definir y recolectar la información necesaria que caracterice los segmentos y sus amenazas potenciales. En este paso, el operador realiza la recolección inicial, la revisión y la integración de información relevante que sea necesaria para entender la condición del tubo, para identificar la ubicación de amenazas específicas para

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su integridad y para determinar las consecuencias públicas, ambientales y operacionales de un incidente. Los tipos de información. Para apoyar una evaluación de riesgo varían dependiendo de la amenaza que está en valoración. También es necesaria la información sobre la operación, mantenimiento, vigilancia, diseño, historia de operación y fallas específicas que sean exclusivas de cada sistema y segmento. La información relevante además incluye aquellas condiciones o acciones que afectan el crecimiento del defecto (ej., deficiencias en la protección catódica), propiedades reducidas del tubo (ej., soldadura en el campor), o en relación con la presentación de otros defectos (ej., trabajos de excavación cerca de un ducto). La sección 3 proporciona información sobre las consecuencias. La sección provee detalles para recolección, revisión e integración de información sobre el ducto.

2.3.3 Evaluación del Riesgo. En este paso, la información recogida en el paso anterior se utiliza para realizar una evaluación de riesgo del sistema o segmentos del mismo. A través de la evaluación integrada de la información y los datos recogidos, el proceso de evaluación de riesgos identifica los eventos y condiciones específicos del sitio que podrían ocasionar una falla en el ducto, y proporciona una proyección de la probabilidad y consecuencias de un evento (ver sección 3). El resultado de una evaluación de riesgos debe incluir la naturaleza y ubicación de los riesgos más significativos para el ducto. Bajo la aproximación prescriptiva, los datos disponibles se comparan con los criterios prescritos (ver Anexo no obligatorio A). Las evaluaciones de riesgo son necesarias para clasificar los segmentos por valoraciones de integridad. La aproximación basada en funcionamiento depende de evaluaciones de riesgo detalladas. Existe gran variedad de métodos de evaluación de riesgos que pueden ser aplicados con base en los datos disponibles y en la naturaleza de las amenazas. El operador debe ajustar el método para satisfacer las necesidades del sistema. Una evaluación de riesgo inicial proyectado puede ser útil para enfocar los recursos en las áreas más importantes y dónde pueda ser de gran valor información adicional. La sección 5 proporciona detalles sobre la selección de

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criterios para la aproximación prescriptiva y la evaluación de riesgos para la aproximación basada en funcionamiento. Los resultados de este paso hacen posible que el operador establezca prioridades entre los segmentos del ducto para las acciones adecuadas que serán definidas en el plan de administración de integridad. El Apéndice no obligatorio A presenta los pasos que se deben seguir para un programa prescriptivo. 2.3.4 Evaluación de la Integridad. Con base en la evaluación de riesgos realizada en el paso anterior, se seleccionan y se realizan las evaluaciones de integridad apropiadas. Los métodos de evaluación de integridad son: inspección en línea, prueba de presión y evaluación directa, entre otros, según lo establecido en el parágrafo 6.5. La selección del método de evaluación de integridad se basa en las amenazas que has sido identificadas. Es posible que sea necesario más de un método de evaluación de integridad para enfrentara todas las amenazas a un segmento del ducto. Un programa basado en funcionamiento podría ser capaz, mediante evaluación y análisis, de determinar cursos alternativos de acción y tiempos para realizar evaluaciones de integridad. Es responsabilidad del operador documentar el análisis justificando los cursos de acción. La sección 6 proporciona detalles sobre selección e inspección de herramientas. La información y los datos provenientes de las evaluaciones de integridad para una amenaza específica pueden ser de gran valor al considerar la presencia de otras amenazas y realizar valoraciones de riesgo para esas amenazas. Por ejemplo, una abolladura puede ser identificada al correr una herramienta Magnetic Flux Leakage (MFL) para detectar corrosión. Este elemento de información debe ser integrado con otros elementos, para otras amenazas tales como daños por terceros o de construcción. Es necesario evaluar y examinar los indicios descubiertos durante las inspecciones para determinar si son defectos reales o un engaño. Los indicios pueden ser evaluados utilizando un examen y una herramienta apropiadas. Para pérdida de metal externa o interna, es posible utilizar el ASME B31G o métodos analíticos similares. Administración de la Integridad del Sistema de Gasoductos

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2.3.5

Respuestas

a

la

evaluación

de

integridad,

mitigación

(mantenimiento y prevención) y establecimiento de intervalos de inspección. En este paso se desarrollan los cronogramas para responder a los indicios obtenidos en las inspecciones.

Se identifican y se inician las actividades de

reparación para las anomalías descubiertas durante la inspección.

Las

reparaciones se realizan de acuerdo con los estándares y prácticas industriales comúnmente aceptados. En este paso también se implementan las prácticas de prevención. Para la prevención de daños de terceros y baja tensión en los ductos, la mitigación puede ser una alternativa apropiada para la inspección. Por ejemplo, si se identifica un daño a partir de una excavación como riesgo significativo para un sistema o segmento particular, el operador puede elegir la realización de actividades de prevención de daños tales como comunicación al público, sistemas de notificación de excavaciones más efectivos, o una mayor conciencia del excavador junto con la inspección. Las alternativas de mitigación y la implementación de tiempos para los programas de administración de integridad basados en funcionamiento pueden ser diferentes de los requerimientos prescriptivos.

En tales casos, los análisis

basados en funcionamiento que lleven a estas conclusiones deben ser documentados como parte del programa de administración de integridad. La sección 7 proporciona detalles sobre técnicas de reparación y prevención.

2.3.6

Actualice, Integre y Revise la Información. Después de las

evaluaciones iniciales de integridad el operador ha mejorado y actualizado la información acerca de la condición del sistema o segmento del ducto.

Esta

información debe ser conservada y agregada a la base de datos utilizada para apoyar evaluaciones de riesgo futuras y evaluaciones de integridad. Además, a medida que el sistema continúa operando, se recoge otro tipo de datos, aumentando y mejorando la base de datos histórica de la experiencia

de

operación.

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2.3.7

Revalúe el Riesgo. La evaluación de riesgos debe ser realizada

periódicamente dentro de intervalos regulares y cuando ocurran cambios sustanciales en el ducto. El operador debe considerar la información de operación reciente, considerar los cambios del diseño y operación del sistema de tubería, analizar el impacto de cualquier cambio externo que pueda haber ocurrido desde la última evaluación de riesgo e incorporar información de actividades de evaluación de riesgo para otras amenazas.

Los resultados de evaluación de

integridad, tales como inspecciones internas, también deben convertirse en factores de evaluaciones de riesgo futuras para garantizar que el proceso analítico refleje la condición del tubo.

2.4 Programa de Administración de Integridad

Los elementos esenciales de un programa de administración de integridad aparecen en la figura 1 y se describen a continuación.

2.4.1 Plan de Administración de Integridad. El plan de administración de integridad es el resultado de aplicar el proceso bosquejado en la figura 1 y discutido en la sección 8. El plan es la documentación de la ejecución de cada uno de los pasos y los análisis de soporte que son realizados. prácticas de prevención, detección y mitigación.

Debe incluir

También debe tener un

cronograma que considere la asignación de tiempos para las prácticas empleadas. Se deben analizar primero aquello sistemas o segmentos con el riesgo más alto. También, el plan debe considerar aquellas prácticas dirigidas hacia más de una amenaza. Por ejemplo, una prueba hidrostática puede demostrar la integridad de un ducto para amenazas dependientes de tiempo como corrosión externa e interna, además de amenazas estáticas tales como defectos de soldaduras y soldaduras de fabricación defectuosa. Un plan de administración de integridad basado en desempeño contiene los mismos elementos básicos de un plan prescriptivo. Este plan requiere información

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y análisis más detallados basados en un mayor conocimiento del ducto. Este Estándar no requiere de un modelo de análisis de riesgo específico. El análisis de riesgo detallado proporciona una mejor visión de la integridad, lo cual permite que un operador tenga una mayor grado de flexibilidad en la asignación de tiempos y métodos para la implementación de un plan de administración de integridad basado en desempeño. La Sección 8 proporciona detalles sobre desarrollo del plan. El plan debe ser actualizado periódicamente para reflejar la nueva información y la visión actual de las amenazas de la integridad. A medida que se identifican nuevos riesgos o nuevas manifestaciones de riesgos conocidos, se deben realizar acciones de mitigación adicionales según sea apropiado. Además, los resultados actualizados de la evaluación de riesgos también deben ser empleados como soporte para la programación de evaluaciones de integridad futuras.

2.4.2 Plan de Evaluación del Programa.

El operador debe recoger

información de funcionamiento y evaluar periódicamente el éxito de sus técnicas de evaluación de integridad, sus actividades de reparación del ducto y las actividades de mitigación de riesgos. El operador debe evaluar la efectividad de sus sistemas y procesos de administración en apoyo de buenas decisiones para administración de integridad. La Sección 8 proporciona la información requerida para desarrollar medidas de desempeño para evaluar la efectividad del programa. La aplicación de nuevas tecnologías al programa de administración de integridad debe ser evaluada para su uso posterior.

2.4.3 Plan de Comunicaciones. El operador debe desarrollar e implementar un plan para la comunicación efectiva con empleados, con el público, con los cuerpos de emergencia, con el gobierno local y con las autoridades jurisdiccionales para mantener al público informado acerca de sus esfuerzos de administración de integridad.

La Sección 10 proporciona mayor información

acerca de planes de comunicación.

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2.4.4 Administración de Plan de Cambios.

Los sistemas de tubería y el

ambiente en el cual operan rara vez son estáticos. Se debe utilizar un proceso sistemático para garantizar que se evalúen los cambios en el diseño, la operación o el mantenimiento del sistema de tubería, con el fin de determinar los impactos de riesgo potenciales y para garantizar que se evalúen los cambios al medio ambiente en el cual opera el ducto. Después de analizar estos cambios, se deben incorporar en las evaluaciones de riesgo futuro para asegurar que le proceso de evaluación de riesgo se dirija hacia sistemas actuales en cuanto a configuración, operación y mantenimiento. Los resultados de las actividades de mitigación de los planes deben ser utilizados como retroalimentación para el diseño y operación de instalaciones y sistemas.

La sección 11 presenta aspectos importantes de

administración de cambios en lo que se relaciona a la administración de integridad.

2.4.5 Plan de Control de Calidad. La Sección 12 analiza la evaluación del programa de administración de integridad para efectos de control de calidad. Esta sección bosqueja la documentación necesaria para el programa de administración de integridad.

También analiza la auditoría del programa, incluyendo los

procesos, las inspecciones, las actividades de mitigación, y las actividades de prevención.

3 CONSECUENCIAS

3.1 Generalidades

Riesgo es el producto matemático de la probabilidad y las consecuencias de eventos resultantes de una falla. El riesgo puede ser disminuido reduciendo ya sea la probabilidad o las consecuencias de una falla. Esta sección se enfoca específicamente en la porción consecuencia de la ecuación de riesgo. El operador debe considerar las consecuencias de una falla potencial al establecer la prioridad

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de las actividades de inspección y mitigación. El Código B31.8 administra el riesgo para la integridad del ducto, ajustando los factores de seguridad y diseño y las frecuencias de mantenimiento e inspección como consecuencias potenciales del aumento de una falla. Esto se ha hecho sobre una base empírica sin cuantificar las consecuencias de una falla. El parágrafo 3.2 describe cómo determinar el área afectada por una falla en el ducto (área de impacto potencial) para evaluar las consecuencias potenciales de tal evento. El área impactada es en función del diámetro y la presión del ducto.

3.2 Área de Impacto Potencial

El radio refinado de impacto para gas natural se calcula utilizando la fórmula

r = 0.69 *d

p

donde d = es el diámetro externo del tubo en pulgadas p = es la presión de operación máxima permitida del segmento de ducto (MAOP) en psig r = es el radio del círculo de impacto en pies

Ejemplo: Un tubo de 30 pulgadas de diámetro con una presión de operación máxima permisible de 1000 psig, tiene un radio de impacto potencial de aproximadamente 660 pies. r = 0.69 *d

p

= 0.69 (30 pulg.)(1,000 lb/pulg. 2)1/2 = 654.6 pies  660 pies

El uso de esta ecuación demuestra que la falla de un ducto de baja presión de diámetro menor afectará un área más pequeña que un ducto de mayor presión y mayor

diámetro.

(Ver

GRI-00/0189,

Un

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Moldeo

para

Dimensionar

la

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Areas de Alta Consecuencia Asociadas con Ductos de Gas Natural)

NOTA:

0.69 es el factor para gas natural.

Otros gases o gas natural

enriquecido utilizarán diferentes factores.

La Ecuación (1) se deriva de r=

115,920    g    Cd  Hc  Q  pd2 8 ao Ith +1 2 ( - 1)

Donde Q = factor de flujo = 

2  +1

ao = Velocidad sónica de gas =

RT m

Hc = calor de combustión Ith = umbral de flujo de calor

 = porción de gas de calor específico d = diámetro de línea p = Presión viva R = constante de gas r = radio refinado de impacto T = temperatura de gas m = peso molecular del gas

 = factor de eficiencia de combustión g = factor de emisión

 = factor de retardo de promedio de emisión Cd = coeficiente de descarga En un programa basado en desempeño, el operador puede considerar modelos alternos que calculen áreas de impacto y consideren factores adicionales tales como profundidad de perforación, que pueden reducir las áreas de impacto. Es necesario contabilizar el número de casas y unidades individuales en edificaciones Administración de la Integridad del Sistema de Gasoductos

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dentro del área de impacto potencial. Esta área se extiende desde el centro del primer círculo afectado al centro del último (ver figura 3 para ilustración). Este conteo de unidades de habitación luego puede ser utilizado para ayudar a determinar las consecuencias relativas de una ruptura en un segmento de ducto. La clasificación de estas áreas es un elemento importante de la evaluación de riesgos.

La determinación de la probabilidad de una falla es otro aspecto

importante de esta evaluación (ver secciones 4 y 5).

3.3 Factores de Consecuencia a Considerar

Al evaluar las consecuencias de una falla dentro de la zona de impacto, el operador debe considerar por lo menos lo siguiente: (a) Densidad de población (b) Proximidad de la población al ducto (incluyendo la consideración de barreras naturales o artificiales que puedan proporcionar algún nivel de protección) (c) Proximidad de poblaciones con movilidad limitada o imposibilitada (i.e. hospitales, escuelas, centros infantiles, ancianatos, prisiones, áreas de recreación) particularmente en áreas externas no protegidas. (d) Daño a propiedades (e) Daño ambiental (f)

Efectos de emisiones de gas no encendidas

(g) Seguridad del suministro de gas (i.e. impactos resultantes de la interrupción del servicio) (h) Conveniencia y necesidad públicas (i)

Potencial de fallas secundarias

Observe que las consecuencias pueden variar con base en la riqueza del gas transportado y como resultado de la forma en que el gas se descompresiona. Entre más rico sea el gas, mayor es la importancia de los defectos y las propiedades del material en la configuración de las características de la falla.

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PIA (área de la línea punteada) 1000 pies Escuela

660 pies

300 pies

Ducto

NOTA GENERAL: Este diagrama representa los resultados para un tubo de 30 pulgadas, con una MAOP de 1,000 psig. FIG. 3 ÁREA DE IMPACTO POTENCIAL (PIA)

4 RECOLECCIÓN, REVISIÓN E INTEGRACIÓN DE INFORMACIÓN

4.1 Generalidades

Esta sección proporciona un proceso sistemático para que los operadores de ducto recojan y utilicen con efectividad los elementos de información necesarios para la evaluación de riesgos. Un ducto comprensible y un conocimiento de las instalaciones son un componente esencial de un programa de administración de integridad basado en desempeño.

Además, la información sobre historia

operacional, sobre el ambiente alrededor del ducto, sobre las técnicas de mitigación empleadas

y las revisiones de procedimientos y procesos también

son necesarias. Los datos son un elemento clave en el proceso de toma de decisiones requerido para la implementación del programa. Cuando el operador carece de la información suficiente o donde la información es de mala calidad, el operador debe seguir los proceso prescriptivos, tal como aparece en el Apéndice A – No obligatorio.

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Los procedimientos del operador del ducto, los planes de operación y mantenimiento, la información de incidentes, y otros documentos del operador especifican y requieren la recolección de datos que sean útiles para la evaluación de riesgo /integridad. La integración de los elementos de información es esencial para obtener la información precisa y completa necesaria para un programa de administración de integridad.

4.2 Requerimientos de Información

El operador debe tener un plan comprensible para recoger todos los elementos de información. Primero debe recolectar los datos necesarios para realizar una evaluación de riesgos (ver sección 5). La implementación del programa de administración de integridad conlleva la recolección y establecimiento de prioridades en cuanto a elementos de información adicionales requeridos para entender y prevenir/mitigar amenazas al ducto.

4.2.1

Programa de Administración de Integridad Prescriptiva.

Se

deben recolectar conjuntos de información limitada para evaluar cada amenaza para aplicaciones del programa de administración integrada prescriptiva. Estas listas de datos se proporcionan en el Apéndice A – No obligatorio, para cada amenaza y se resumen en la tabla 1. Todos los elementos de información específicos deben estar disponibles para cada amenaza para realizar la evaluación de riesgo. Si tal información no está disponible, se debe asumir que la amenaza particular es aplicable al segmento de ducto que se está evaluando.

4.2.2 Programas de Administración de Integridad basada en desempeño. No existe una lista estándar de elementos de información requeridos que se apliquen a todos los sistemas de tubería para programas de administración de integridad basada en desempeño.

Sin embargo, el operador debe recolectar

como mínimo aquellos elementos específicos, requisito para un programa de administración prescriptiva.

La cantidad y los elementos de información

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específicos varían entre operadores y dentro de un sistema de tubería dado. Los métodos de evaluación de riesgos más complejos aplicados en los programas de administración de integridad basada en desempeño requieren más elementos de información que aquellos relacionados en el Apéndice A – No obligatorio. Inicialmente, el enfoque estará en la recolección de la información necesaria para evaluar las áreas de interés y otras áreas específicas de alto riesgo. El operador recolectará la información requerida para realizar evaluaciones de integridad en todo el sistema y cualquier otro dato adicional necesario para las evaluaciones de riesgo en instalaciones y el ducto en general. Esta información luego se integra en los datos iniciales. El volumen y la clase de información va aumentando a medida que el plan se implementa con los años de operación. TABLA 1 ELEMENTOS DE INFORMACIÓN PARA PROGRAMA PRESCRIPTIVO DE INTEGRIDAD DEL DUCTO Información de Atributos Grosor de las paredes del tubo Diámetro Tipo de empalme y factor de unión Fabricante Fecha de fabricación Propiedades del Material Propiedades del Equipo Construcción Año de instalación Método de doblado Método de unión, proceso y resultados de inspección Profundidad de la cubierta Cruces / intersecciones Prueba de presión Métodos de recubrimiento en campo Suelo, atacadura Informes de inspección Protección catódica instalada Tipo de Recubrimiento

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Operacional Calidad del Gas Promedio de flujo Presiones de operación Normal máximas y mínimas Historia de fallas / escapes Condición del recubrimiento Desempeño del sistema de protección catódica Temperatura en las paredes del tubo Informes de inspección del tubo Monitoreo de corrosión OD/ID Fluctuaciones de presión Funcionamiento del regulador / alivio Invasiones Reparaciones Vandalismo Fuerzas externas Inspección Pruebas de presión Inspecciones en línea Inspecciones a herramienta de geometría Inspecciones de la campana Inspecciones de Protección Catódica (CIS) Inspecciones de la condición de recubrimiento (DCVG) Auditorías y revistas

4.3 Fuentes de Información

La información necesaria para los programas de administración de integridad puede ser obtenida desde dentro de la compañía de operación y a partir de fuentes externas (i.e. información a nivel industrial).

Generalmente la

documentación que contiene los elementos de información requeridos se encuentra en la documentación de construcción y diseño y en los registros actuales de operación y mantenimiento. Se necesita una revisión de todos los sitios potenciales en los que podrían estar

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estos registros para documentar lo que esté disponible y para determinar si existen deficiencias significativas de información. Si se encuentran deficiencias la opción para obtener la información puede ser planeada e iniciada de acuerdo con su importancia. Es posible que se requieran inspecciones adicionales y tareas de recolección de información en campo. El Sistema de Información de Administración (MIS) existente o las bases de datos del Sistema de Información Geográfica (GIS) y los resultados de cualquier evaluación anterior de riesgo o amenaza, son también fuentes de información útiles. También se puede obtener una introspección significativa de expertos en la materia y de aquellos involucrados en los procesos de administración de riesgos y del programa de administración de integridad. Los análisis de las causas primarias de fallas anteriores son una fuente de información invaluable, ya que pueden reflejar necesidades adicionales de entrenamiento o cualificaciones de personal. También se puede obtener mucha información para la implementación del programa de administración de integridad a partir de fuentes externas, tales como informes y bases de datos de agencias jurisdiccionales que incluyan información como datos del suelo, datos demográficos e hidrología. Las organizaciones de investigación

pueden

proporcionar

antecedentes

sobre

muchos

aspectos

relacionados con el ducto, útiles en un programa de administración de integridad. Los consorcios industriales y otros operadores también son fuentes de información útiles. Las fuentes relacionadas en la Tabla 2 son necesarias para la iniciación del programa de administración de integridad.

A medida que el programa se

desarrolla y se implementa aparecen datos adicionales, tales como la información de evaluación, examen e inspección obtenidos del programa y los datos desarrollados para la métrica de desempeño, cubiertos en la Sección 9.

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TABLA 2 FUENTES TÍPICAS DE INFORMACIÓN PARA EL PROGRAMA DE INTEGRIDAD DE DUCTOS Diagramas de Instrumentación y Procesos (P&ID) Diagramas de Alineación del Ducto Notas/Registros del inspector de construcción original Fotografía aérea del ducto Mapas/diagramas de las instalaciones Diagramas de avance de construcción Certificación de materiales Informes / diagramas de vigilancia Informes de condición relacionada con seguridad Especificaciones / estándares del operador Especificaciones / estándares industriales Procedimientos de O&M Planes de respuesta a emergencias Registros de inspección Registros / informes de pruebas Reportes de incidentes Registros de cumplimiento Registros de diseño / ingeniería Evaluaciones técnicas Información del equipo del fabricante

4.4 Recolección, Revisión y Análisis de Información

Se debe crear un plan para recolectar, revisar y analizar la información. Estos procesos son necesarios para verificar la calidad y consistencia de la información. Los registros deben ser mantenidos durante todo el proceso que identifique dónde y cómo se utiliza la información insustancial en la evaluación de riesgos de modo que se pueda considerar su impacto potencial sobre la variabilidad y precisión de los resultados de la evaluación. Generalmente, esto se conoce como metainformación. También se deben determinar las unidades y resolución de información. La consistencia de las unidades es esencial para la integración. Se deben hacer

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todos los esfuerzos para utilizar toda la información real para el ducto o instalaciones. Se deben evitar las presunciones generalizadas de integridad utilizadas en lugar de elementos específicos de información. Otra consideración de recolección de información es si la edad de los datos invalida su aplicabilidad para la amenaza. Los datos correspondientes a amenazas dependientes del tiempo tales como corrosión o fractura por tensión de la corrosión (SCC) pueden no ser relevantes si fueron recolectados muchos años antes de desarrollar el programa de administración de integridad. Las amenazas estables y las independientes del tiempo no tienen dependencia implícita del tiempo, así que los datos anteriores son aplicables. La no disponibilidad de elementos de información identificados no es justificación para la exclusión de una amenaza del programa de administración de integridad. Dependiendo de la importancia de la información, se pueden requerir esfuerzos adicionales de recolección de información en campo o acciones de inspección adicionales.

4.5 Integración de la Información

Se deben reunir y analizar los elementos de información individuales, en su contexto para determinar el valor total de la administración de integridad y evaluación de riesgo. Una fortaleza importante de un programa de administración de integridad recae en su capacidad para combinarse y utilizar múltiples elementos de información obtenidos de diversas fuentes para proporcionar una confianza mayor de que una amenaza específica puede o no puede atacar a un segmento deI ducto. También puede conllevar a un análisis mejorado del riesgo general. Para las aplicaciones del programa de administración de integridad, uno de los primeros pasos de integración de información incluye el desarrollo de un sistema de referencia común (y unidades de medición constantes) que permiten que los datos de diversas fuentes sean combinados y asociados con precisión, con ubicaciones comunes del ducto. Por ejemplo, la inspección en línea (ILI) puede

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referenciar la distancia a lo largo del interior del ducto, que puede ser difícil de combinar directamente con las inspecciones sobre la línea tales como la Inspección de Intervalos Cercanos (CIS) que se referencia para el diseño de sitios de estación. La Tabla 1 describe los elementos de información que pueden ser evaluados de una manera estructurada, para determinar si una amenaza particular es aplicable al área de interés o al segmento que se está considerando. Inicialmente, esto se puede lograr sin el beneficio de los datos de inspección y puede incluir únicamente los datos de “atributos y construcción” del tubo, que aparecen en la Tabla 1. A medida que se tenga otra información, como datos dei inspección, se puede realizar un paso de integración adicional para confirmar la inferencia previa respecto a la validez de la amenaza que se presume. Tal integración de datos es muy efectiva para garantizar la necesidad y el tipo de medidas de mitigación que se deben utilizar. La integración de información también se puede lograr manual o gráficamente. Un ejemplo de integración manual es la superimposición de círculo de área de impacto potencial (ver sección 3) sobre una aerofotografía del ducto para determinar la extensión del área de impacto potencial. La integración gráfica se puede conseguir cargando elementos de información relacionados con el riesgo en un sistema MIS/GIS y sobreponiéndolos gráficamente para establecer la ubicación de la amenaza específica. Dependiendo de la resolución de datos utilizada, esto podría ser aplicado a áreas locales o segmentos mayores. También existe un software de integración de datos más específico que facilita su uso en análisis combinados. Los beneficios de integración de información pueden ser ilustrados por estos ejemplos hipotéticos:

EJEMPLOS: (1) Al revisar la información ILI, un operador sospecha de daños mecánicos en el cuadrante superior de un ducto en un campo agrícola. También se sabe que el granjero ha estado arando en esta área y que la profundidad de cobertura puede ser baja. Cada uno de estos factores analizado individualmente suministra pistas

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sobre un posible daño mecánico, pero el análisis en conjunto resulta mucho más definitivo. (2) Un operador sospecha de la existencia de un posible problema de corrosión en un diámetro grande del ducto ubicado en un área muy habitada. Sin embargo, el CIS indica que hay una buena cobertura de protección catódica en el área. Se realiza una inspección de condición de cobertura con un Gradiente de Voltaje Actual Directo (DCVG) y revela que las soldaduras fueron cubiertas con cinta y que están en malas condiciones. Los resultados CIS no indicaban un asunto de integridad potencial, pero la integración de información evitó conclusiones incorrectas.

5. EVALUACIÓN DE RIESGOS

5.1 Introducción

La evaluación de riesgos debe ser realizada para ductos e instalaciones relacionadas.

Se requieren tanto para programas de administración integrada

prescriptivos y aquellos basados en desempeño. Para programas prescriptivos, las evaluaciones de riesgo se utilizan principalmente para establecer prioridades entre las actividades del plan de administración de integridad. Ayudan a organizar la información para la toma de decisiones. Para los programas basados en desempeño, las evaluaciones de riesgo tienen dos propósitos: Primero, organizar la información para ayudarle a los operadores a establecer prioridades y planear actividades, y determinar cuáles actividades de inspección, prevención y mitigación serán realizadas, y cuándo.

5.2 Definición

El operador debe seguir esta sección en su totalidad para realizar un programa de administración de integridad basado en desempeño. Un programa prescriptivo

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se debe realizar utilizando los requerimientos identificados en esta sección y los contenidos en el Apéndice A – No Obligatorio. El riesgo generalmente se describe como el producto de dos factores principales; la probabilidad de que ocurra algún evento adverso y las consecuencias resultantes de ese evento. Un método para descubrir el riesgo es:

Riesgo i = Pi x Ci para una sola amenaza 9

Riesgo =  (Pi x Ci) para categorías de amenaza 1 a 9 i= 1

Total Riesgo del Segmento = Pi x Ci + P2 x C2 +...+P9 x C9 Donde P = probabilidad de falla C = consecuencia de la falla 1 a 9 = categoría de amenaza de falla (ver parágrafo 2.2).

El método de análisis de riesgo utilizado debe abarcar todas las nueve categorías de amenaza o cada una de las 21 amenazas individuales para el sistema de tubería.

Generalmente las consecuencias del riesgo, consideran

componentes tales como el impacto potencial del evento sobre los individuos, propiedad, impacto en el negocio, e impacto ambiental, tal como aparece en la sección 3.

5.3 Objetivos de la Evaluación de Riesgos

Para su aplicación a ductos e instalaciones, la evaluación de riesgos tiene los siguientes objetivos: (a) Priorización de segmentos / ductos para programar las evaluaciones de integridad y la acción de mitigación. (b) Evaluación de los beneficios derivados de la acción de mitigación (c) Determinación de las medidas de mitigación más efectivas para la

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amenazas identificadas. (d) Evaluación del impacto a la integridad de los intervalos de inspección modificados (e) Evaluación del uso o la necesidad de metodologías de inspección alternativas. (f) Ubicación más efectiva de recursos.

La evaluación de riesgos proporciona una medida que evalúa el impacto potencial de los diferentes tipos de incidentes y la probabilidad de que ocurran tales eventos.

El tener tal medida apoya el proceso de administración de

integridad, facilitando decisiones racionales y consistentes. Los resultados de riesgo se utilizan para identificar las ubicaciones para las evaluaciones de integridad y la acción de mitigación resultante. La revisión de ambos factores de riesgo primarios (probabilidad y consecuencias) evita que se enfoque únicamente en los problemas más visibles o de mayor ocurrencia, ignorando eventos potenciales que podrían causar un daño significativamente mayor. El proceso también evita enfocarse en eventos más catastróficos, pero improbables, con lo que se dejan de atender situaciones más factibles.

5.4 Desarrollo de una Aproximación de Evaluación de Riesgo

Como parte integral de cualquier programa de administración de integridad de un ducto, un proceso de evaluación de riesgos efectivo debe proporcionar cálculos de riesgo que faciliten la toma de decisiones. Implementados adecuadamente, los métodos de evaluación de riesgos pueden ser métodos analíticos muy poderosos que utilizan gran variedad de insumos que proporcionan una comprensión mejorada de la naturaleza y la ubicación de los riesgos a lo largo de un ducto o dentro de una instalaciones. No se debe confiar únicamente en los métodos de evaluación de riesgos para establecer cálculos de riesgo o para encarar o mitigar riesgos conocidos. Los métodos de evaluación de riesgos deben ser utilizados en conjunción con personal

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experimentado (expertos en la materia y personas familiarizadas con las instalaciones) que revisen con frecuencia la información, las presunciones y los resultados de las evaluaciones de riesgo.

Tales estudios basados en la

experiencia deben validar el resultado de la evaluación de riesgo con otros factores relevantes no incluidos en el proceso, con el impacto de las presunciones o con la variabilidad de riesgo potencial causada por información faltante. Estos procesos y sus resultados deben estar documentados en el plan de administración de integridad. Una parte integral del proceso de evaluación de riesgos es la incorporación de elementos de información adicionales o cambios a la información de las instalaciones.

Para garantizar actualizaciones regulares, el operador debe

incorporar el proceso de evaluación de riesgos y los reportes de campo existentes, en los procesos de ingeniería y en el mapeo de las instalaciones, e incorporar los procesos adicionales que se requieran (ver sección 11, Administración del Cambio).

5.5 Aproximaciones a la Evaluación de Riesgos (a) con el propósito de organizar las evaluaciones de integridad para los segmentos de ducto, se debe establecer una prioridad de riesgos. Este valor de riesgo es un número que refleja la probabilidad general de falla y un número que refleja las consecuencias. El análisis de riesgos puede ser bastante simple con valores que oscilan entre 1 y 3 (para reflejar alta, media y baja probabilidad de consecuencias) o puede ser más complejo en involucrar un promedio mayor para ofrecer una diferenciación más grande entre los segmentos del ducto.

La

multiplicación de la probabilidad relativa y los números de consecuencia le brindan al operador un riesgo relativo para el segmento y una prioridad relativa para su operación. (b) Un operador debe utilizar una o más de las siguientes aproximaciones de evaluación de riesgo, teniendo en cuenta los objetivos del programa de administración de integridad. Estas aproximaciones están relacionadas en orden de importancia ascendente en cuanto a complejidad, sofisticación y requerimientos

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de información. Las aproximaciones de evaluación de riesgo son: Expertos en la Materia, Evaluaciones Relativas, Evaluaciones de Escenario y Evaluaciones Probabilísticas. Los siguientes párrafos describen los métodos de evaluación de riesgos para las cuatro aproximaciones relacionadas: (1) Expertos en la Materia (SMEs). Los expertos en la materia de la compañía operadora o consultores combinados con la información obtenida de la literatura técnica, pueden ser utilizados para proporcionar un valor numérico relativo que describa la probabilidad de la falla para cada amenaza y las consecuencias resultantes.

Los SMEs son utilizados por el operador para analizar cada

segmento del ducto, para asignar la probabilidad relativa y los valores de consecuencia y para calcular el riesgo relativo. (2) Modelos de Evaluación Relativa. Este tipo de evaluación se construye sobre la experiencia específica del ducto, sobre mayor información e incluye el desarrollo de modelos de riesgo que se enfocan en amenazas conocidas que han impactado históricamente en las operaciones del ducto. Tales métodos relativos o basados

en

información,

utilizan

modelos

que

identifican

y

sopesan

cuantitativamente las amenazas principales y las consecuencias relevantes para las operaciones anteriores del ducto.

Estas aproximaciones son consideraras

modelos de riesgo relativo, porque los resultados de riesgo se comparan con los resultados generados por el mismo modelo. Proporcionan una clasificación de riesgos para el proceso de decisión de administración de integridad.

Estos

modelos utilizan algoritmos, que sopesan las consecuencias y amenazas importantes y proporcionan información suficiente para evaluarlos. Los modelos de evaluación relativa son más complejos y requieren información más específica del sistema de tubería que las aproximaciones de evaluación de riesgo basadas en expertos en la materia. La aproximación de evaluación de riesgo relativo, el modelo y los resultados obtenidos deben ser documentados en el programa de administración de integridad. (3) Modelos Basados en Escenario. Esta aproximación de evaluación de riesgo crea modelos que generan la descripción de un evento o serie de eventos que conllevan a un nivel de riesgo, e incluye tanto la probabilidad como las

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consecuencias de tales eventos.

Este método generalmente incluye la

construcción de árboles de eventos, árboles de decisión y árboles de fallas. A partir de estos diagramas, se determinan los valores de riesgo. (4) Modelos Probabilísticos. Esta aproximación es la más compleja y exigente con respecto a los requerimientos de información.

El resultado de riesgo se

proporciona en un formato que se compara con probabilidades de riesgo aceptables establecidas por el operador, en lugar de utilizar una base comparativa. Es responsabilidad del operador aplicar el nivel de métodos de análisis de riesgo/integridad que satisfaga las necesidades del programa de administración de integridad del operador. Es posible utilizar más de una clase de modelo en todo el sistema de un operador. Es necesaria una comprensión absoluta de las fortalezas y limitaciones de cada método de evaluación de riesgo antes de adoptar una estrategia a largo plazo. (c) Todas las aproximaciones de evaluación de riesgo descritas tienen los siguientes componentes comunes: (1) Identifican los eventos o condiciones potenciales que podría amenazar la integridad del sistema. (2) Evalúan la probabilidad de falla y las consecuencias. (3) Permiten la clasificación e identificación de riesgos de amenazas específicas que tengan una influencia directa o conlleven al riesgo. (4) Llevan a la identificación de evaluación de integridad y a las opciones de mitigación. (5) Proporcionan un mecanismo de retroalimentación de información. (6) Proporcionan estructura y actualización continua para reevaluaciones de riesgo.

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TABLA 3 INTERVALOS DE EVALUACIÓN DE INTEGRIDAD AMENAZAS DEPENDIENTES DE TIEMPO – PLAN PRESCRIPTIVO DE ADMINISTRACIÓN DE INTEGRIDAD Criterio Técnica de

lntervalo (años)

Inspección

(Note (1))

Prueba hidrostática

5

En o sobre 50%

En o sobre 30% hasta

Menos de

de SMYS

50% de SMYS

30% de SMYS

TP a 1.25 veces

TP a 1.4 veces MAOP

TP a 1.7 veces MAOP

MAOP [Nota (2)]

[Nota (2)]

[Nota (2)]

10

TP a 1.39 veces

TP a 1.7 veces MAOP

TP a 2.2 veces MAOP

MAOP [Nota (2)]

[Nota (2)]

[Nota (2)]

15

No permitido

TP a 2.0 veces MAOP

TP a 2.8 veces MAOP

[Nota (2)]

[Nota (2)]

20

No permitido

No permitido

TP a 3.3 veces MAOP [Nota (2)]

Inspección en-línea

5

PF arriba de 1.25 veces MAOP [Nota (3)]

10

15

PF arriba de 1.4 veces MAOP [Nota (3)]

PF arriba de 1.7 veces MAOP [Nota (3)]

PF arriba de 1.39 veces

PF arriba de 1.7 veces

PF arriba de 2.2 veces

MAOP [Nota (3)]

MAOP [Nota (3)]

MAOP [Nota (3)]

No permitido

PF arriba de 2.0 veces

PF arriba de 2.8 veces

MAOP [Nota (3)]

MAOP [Nota (3)]

20

No permitido

No permitido

PF arriba de 3.3 veces

5

Muestra de indicios

Muestra de indicios

Muestra de indicios

examinada [Nota (4)]

examinados [Nota (4)]

examinados [Nota (4)]

10

Examinado todo indicio

Muestra de indicios

Muestra de indicios

examinados[Nota (4)]

examinados [Nota (4)]

15

No permitido

Examinado todo indicio

Examinado todo indic.

20

No permitido

No permitido

Examinado todo indic.

MAOP [Nota (3)] Evaluación Directa

NOTAS: (1) Los intervalos son máximos y pueden ser menos dependiendo de las reparaciones hechas y de las actividades de prevención establecidas.

Además, ciertas amenazas pueden ser extremadamente

agresivas y reducir significativamente el intervalo entre inspecciones.

La ocurrencia de una falla

dependiente del tiempo requiere de la revaluación inmediata del intervalo. (2) TP es presión de prueba. (3) PF es la falla de presión prevista según lo determinado a partir de la ASME B31G o su equivalente. (4) Para el proceso de evaluación directa, los intervalos para el examen directo o los indicios están contenidos dentro del proceso. Estos intervalos se suministran para muestreo de indicios con base en su severidad y los resultados de exámenes previos. A menos que todos los indicios sean examinados y reparados, el intervalo máximo de reinspección es 5 años para tubería operando al 50% o más SMYS y 10 años para tubería operando por debajo del 50% de SMYS.

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

5.6 Análisis de Riesgo

5.6.1 Análisis de Riesgo para Programas Prescriptivos de Administración de Integridad. El análisis de riesgo desarrollado para un programa prescriptivo de administración de integridad

se utiliza para priorizar las evaluaciones de

integridad del segmento de ducto. Una vez que se ha establecido la integridad de un segmento, se especifica el intervalo de reinspección en la Tabla 3. Los análisis de riesgo para programas prescriptivos utilizan un mínimo de información. No pueden ser utilizados para aumentar los intervalos de reinspección. Cuando el operador sigue los intervalos de reinspección prescriptivos, se consideran apropiadas las aproximaciones de evaluación de riesgo más simples que aparecen en el parágrafo 5.5.

5.6.2

Análisis de Riesgo para Programas de Administración de Integridad

Basados en Desempeño.

Estos programas deben priorizar las evaluaciones

iniciales de integridad utilizando cualquiera de los métodos descritos en el parágrafo 5.5. Los análisis de riesgo para estos programas basados en desempeño pueden ser utilizados como base para establecer los intervalos de inspección. Tales análisis de riesgo requieren de más elementos de información que los requeridos en el Apéndice A No Obligatorio y análisis más detallados. Los resultados de estos análisis también pueden ser usados para evaluar métodos de prevención y mitigación alternativos y su asignación de tiempos. Una estrategia inicial para un operador con mínima experiencia que esté

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utilizando métodos de análisis de riesgo estructurados, puede incluir la adopción de una aproximación más sencilla para corto plazo, tal como un modelo de riesgo relativo o basado en conocimiento.

A medida que se gana experiencia e

información adicional, el operador puede realizar la transición a un método más comprensible.

5.7 Características de una Aproximación de Evaluación de Riesgo Efectiva

Considerando los objetivos resumidos en el parágrafo 5.3, existen varias características generales que contribuyen a la efectividad general de una evaluación de riesgos, ya se para programas prescriptivos o basados en desempeño. Estas características incluyen lo siguiente: (a) Atributos. Cualquier aproximación de evaluación de riesgo contiene una lógica definida y está estructurada para proporcionar un análisis de riesgo completo, preciso y objetivo. Algunos métodos de riesgo requieren una estructura más rígida. Los métodos basados en conocimiento son menos rigurosos en su aplicación y requieren mayores insumos de parte de los expertos en la materia. Todos siguen una estructura establecida y consideran las nueve categorías de amenazas y consecuencias para el ducto. (b) Recursos. Se debe ubicar personal y tiempo adecuados para permitir la implementación de la aproximación seleccionada y las condiciones futuras. (c) Historia de Operación/Mitigación. Cualquier evaluación de riesgo debe considerar la frecuencia y consecuencia de eventos pasados. Preferiblemente debe incluir el sistema de tubería o un sistema similar, pero se puede utilizar otra información industrial donde no haya suficientes datos disponibles inicialmente. Además, el método de evaluación de riesgos debe tener en cuenta cualquier acción correctiva o de mitigación de riesgo que haya ocurrido con anterioridad. (d) Capacidad Predictiva. Para ser efectivo, un método de evaluación de riesgo debe poder identificar las amenazas a la integridad del ducto que no se han considerado con anterioridad.

Debe poder utilizar la información de diversas

inspecciones al ducto para proporcionar los cálculos de riesgo que puedan resultar

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de amenazas que no se han reconocido con anterioridad como áreas de problema potencial. Otra aproximación valiosa es el uso de la tendencia, donde se recogen los resultados de inspecciones, exámenes y evaluaciones en función de tiempo, para predecir condiciones futuras. (e) Confianza de Riesgo. Cualquier información aplicada en un proceso de evaluación de riesgos debe ser revisada (ver sección 12, Control de Calidad). La información inexacta produce un resultado de riesgo menos preciso.

Para la

información cuestionable o faltante, el operador debe determinar y documentar los valores predeterminados que se utilizarán y la razón por la cual fueron elegidos. El

operador

debe

seleccionar

valores

predeterminados

que

reflejen

conservadoramente los valores de otros segmentos similares en el ducto o en su sistema. Esto valores conservadores pueden elevar el riesgo del ducto y motivar la acción para obtener información precisa. A medida que se obtienen datos, se eliminan las incertidumbres y se pueden reducir los valores de riesgo resultantes. (f) Retroalimentación. Este es uno de los pasos más importantes en un análisis de riesgo efectivo.

Cualquier método de evaluación de riesgo no debe ser

considerado como una herramienta estática, sino como un proceso de mejoramiento continuo. La retroalimentación efectiva es un componente esencial del proceso en la validación del modelo de riesgo continuo. Además el modelo debe ser adaptable para ajustarse a las nuevas amenazas. (g) Documentación. El proceso de evaluación de riesgos debe ser documentado por completo para proporcionar los antecedentes y la justificación técnica para los métodos y procedimientos usados y su impacto en las decisiones basadas en los cálculos de riesgo. Al igual que el proceso de riesgo en sí, tal documentación debe ser adaptada periódicamente a medida que se incorporan modificaciones o cambios al proceso de riesgo.. (h) Determinaciones “Qué Si”. Un modelo de riesgos efectivo debe contener la estructura necesaria para realizar cálculos “Qué si”. Esta estructura puede proporcionar cálculos de los efectos de los cambios en función del tiempo y el beneficio de la reducción de riesgos por mantenimiento o acciones remediales. (i) Factores de Medición. Todas las amenazas y consecuencias contenidas en

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un proceso de evaluación de riesgos relativo no debe tener el mismo nivel de influencia sobre el cálculo de riesgo. Por lo tanto, se debe incluir un conjunto estructurado de factores de medición que indique el valor de cada componente de evaluación de riesgo, incluyendo la probabilidad de falla y las consecuencias. Tales factores pueden estar basados en la experiencia operacional, en la opinión de expertos en la materia o en la experiencia industrial. (j) Estructura. Cualquier proceso de evaluación de riesgos debe proporcionar como mínimo la capacidad de comparar y clasificar los resultados de riesgo para apoyar el proceso de decisión en los programas de administración de integridad. También debe proporcionar varias clases de comparaciones y evaluación de información, estableciendo cuáles amenazas o factores particulares son generadores primarios de riesgo o tienen la mayor influencia sobre el resultado. El proceso de evaluación de riesgo debe ser estructurado, documentado y verificado. (k) Segmentación. Un proceso de evaluación de riesgo efectivo debe incorporar resolución suficiente del tamaño del segmento de ducto para analizar los datos obtenidos. Tales análisis facilitan la ubicación de las áreas de alto riesgo locales, que pueden necesitar de atención inmediata.

Para propósitos de

evaluación de riesgos, la longitud de los segmentos puede oscilar de unidades de pies a millas, dependiendo de los atributos del ducto, de su ambiente y de cualquier otra información. Otro requerimiento del modelo involucra la capacidad para actualizar el modelo de riesgo para tener en cuenta la mitigación o cualquier otra acción que cambie el riesgo en un tramo particular.

Esto se puede ilustrar asumiendo que se han

identificado dos segmentos adyacentes de una milla. Supongamos que se remplaza un tubo desde el punto medio de un segmento hasta algún punto dentro del otro. Con el propósito de tener en cuenta la reducción de riesgo, la longitud del ducto que comprende estos dos segmentos ahora se convierte en cuatro segmentos de análisis de riesgo. Esto se denomina “segmentación dinámica”.

5.8 Métodos de Evaluación Utilizando Cálculos de Riesgo

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En el parágrafo 5.5 se presenta una descripción de varios detalles y complejidades asociados con los diferentes procesos de evaluación de riesgos. Los operadores que no han iniciado un proceso de evaluación de riesgos formal con anterioridad, pueden encontrar benéfico un bosquejo inicial. Los resultados de este monitoreo pueden ser implementados dentro de un corto tiempo y se puede enfocar en las áreas más importantes. Una evaluación de riesgos general puede no incluir el sistema completo de ducto, sino estar limitado a áreas con historia de problemas o donde una falla podría tener las consecuencias más severas. La evaluación de riesgos y la recolección de información puede estar entonces enfocada en las amenazas más probables que no requieran de detalles excesivos. Una evaluación de riesgos apropiada para esta aproximación puede incluir modelo de riesgo relativos simples o expertos en la materia tal como está descrito en el parágrafo 5.5. La aplicación de cualquier metodología de análisis de riesgo debe ser considerada como un elemento de proceso continuo y no como un evento de una sola vez. Un período específico definido por el operador debe ser establecido por una reevaluación de riesgo en todo el sistema, pero sin exceder

el intervalo

máximo requerido. Los segmentos que contienen indicios que están programados para inspección o de tienen que ser monitoreados, deben ser evaluados dentro de los intervalos de tiempo que mantienen la integridad del sistema. La frecuencia de la reevaluación del sistema debe ser por lo menos anual, pero puede ser más frecuente de acuerdo con al importancia de los cambios en la información. Tal reevaluación debe incluir todos los ductos o segmentos que se encuentran en el proceso de análisis de riesgos para garantizar que se refleje en la reevaluación los resultados de la inspección más reciente y que cualquier comparación de riesgo sea equitativa. Los procesos y métodos de evaluación de riesgos utilizados deben ser revisados periódicamente para garantizar que continúen brindando resultados precisos consistentes con los objetivos del programa de administración de integridad general del operador. Serán necesarios algunos ajustes y mejoras a los

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métodos de evaluación de riesgos a medida que se obtiene información más precisa y completa relacionada con los atributos del sistema de tubería. Estos ajustes requieren un re-análisis de los segmentos de ducto incluidos en el programa de administración de integridad para garantizar que se hagan evaluaciones o comparaciones equivalentes.

5.9 Recolección de Información para Evaluación de Riesgos

El asunto de recolección de información se ha discutido en la Sección 4 de este documente. Al analizar los resultados de las evaluaciones de riesgo, el operador puede encontrar que se requiere información adicional.

Es posible que se

necesite la interacción del proceso de evaluación de riesgos para mejorar la claridad de los resultados y para confirmar su pertinencia. La determinación del riesgo de amenazas potenciales dará como resultado la especificación del mínimo de información requerido para la implementación del proceso de riesgo seleccionado. Si no hay disponibles elementos de información significativos, es posible que se requieran algunas modificaciones del modelo propuesto después de revisar cuidadosamente el impacto de la información faltante y teniendo en cuenta el efecto potencial de las incertidumbres creadas por el uso de valores de cálculos requeridos.

Una alternativa podría ser utilizar

elementos de información relacionados para realizar un cálculo de amenaza inferencial.

5.10 Priorización para Programas Prescriptivos y basados en Desempeño

El primer paso en la priorización generalmente involucra clasificar los resultados de riesgo de cada segmento particular en orden descendente. Una clasificación similar se puede lograr separadamente considerando en forma descendiente o en forma decreciente las consecuencias o los niveles de probabilidad de falla. Al segmento de nivel de riesgo más alto se le debe asignar una prioridad mayor al decidir dónde implementar una evaluación de integridad o acciones de mitigación.

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Además, el operador debe evaluar los factores de riesgo que causan niveles de riesgo más altos para segmentos particulares.

Estos factores pueden ser

aplicados para ayudar a seleccionar, priorizar y programar sitios para acciones de inspección tales como prueba hidrostática, inspección en línea o evaluación directa.

Por ejemplo, un segmento de ducto puede estar clasificado como

extremadamente alto para una amenaza, pero tener una clasificación mucho menor para amenazas combinadas en comparación con todos los otros segmentos. La resolución del segmento de amenaza única más alta puede ser más apropiada que la resolución del segmento de amenaza combinada más alto. Para los esfuerzos iniciales y propósito de monitoreo, los resultados de riesgos podrían ser evaluados simplemente sobre una base de “alto-medio-bajo” o como un valor numérico. Cuando los segmentos que se comparan tienen valores de riesgo similares, la probabilidad de falla y las consecuencias se deben considerar en forma separada. Esto puede conllevar a que al segmento de consecuencia más alta se le dé una prioridad mayor. Los factores que incluyen la disponibilidad de línea y los requerimientos de sistema, también pueden influir en la priorización. El plan también debe proporcionar la eliminación de cualquier amenaza específica de la evaluación de riesgos.

Para un programa prescriptivo, en el

Apéndice A – No obligatorio se especifica la información mínima requerida y los criterios para la evaluación de riesgos, con el propósito de no hacerle análisis innecesarios a una amenaza. Los programas basados en desempeño que utilizan métodos de análisis más comprensibles deben considerar lo siguiente con el propósito de excluir una amenaza en un segmento: (a) No existe historia de una amenaza impactando el segmento en particular o el sistema de tubería. (b) La amenaza no está apoyada por información industrial aplicable o por la experiencia. (c) La amenaza no está implícita en elementos de información relacionados. (d) La amenaza no está apoyada por análisis similares. (e) La amenaza no es aplicable a las condiciones de operación del sistema o segmento.

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

Algunas amenazas tales como la

corrosión interna y SCC, pueden no ser inmediatamente evidentes y pueden llegar a ser una amenaza significativa aún después de extensos períodos de operación.

5.11 Evaluación de la Integridad y Mitigación

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El proceso comienza examinando la naturaleza de los riesgos más significativos.

Los generadores de riesgo para cada segmento de alto riesgo

deben ser considerados al determinar la evaluación de integridad más efectiva y la opción de mitigación. La Sección 6 presenta la evaluación de integridad y la Sección 7 presenta las opciones que se utilizan más comúnmente para mitigar amenazas. Se requiere un recálculo de riesgo de cada segmento después de la evaluación de integridad o de las acciones de mitigación para garantizar que la integridad del sistema pueda ser mantenida hasta el siguiente intervalo de inspección. Es necesario considerar varias opciones o combinaciones de evaluaciones de integridad y de acciones de mitigación que se enfoquen directamente en la amenaza principal.

También es prudente considerar la posibilidad de utilizar

nuevas tecnologías que puedan proporcionar una aproximación de mitigación de riesgo más efectiva.

5.12 Validación

La validación de los resultados del análisis de riesgo es uno de los pasos más importantes en cualquier proceso de evaluación.

Esto se debe hacer para

asegurar que los métodos utilizados han producido resultados lógicos y que son consistentes con la experiencia de la industria y del operador. Se requiere una reevaluación y modificación del proceso de evaluación de riesgos si como resultado del mantenimiento o de otras actividades, se encuentran áreas que no estén representadas con exactitud por el proceso de evaluación de riesgos. Se debe identificar y documentar un proceso de validación de riesgos en el programa de administración de integridad. Las validaciones del resultado de riesgos pueden ser ejecutadas con éxito, realizando inspecciones, exámenes y evaluaciones en sitios indicados como de alto o bajo riesgo para determinar si los métodos están caracterizando correctamente los riesgos.

La validación se puede lograr considerando otra

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información del sitio respecto a la condición de un segmento del ducto y la condición determinada durante la acción de mantenimiento o las tareas remediales previas.

Una evaluación de riesgo especial realizada utilizando información

conocida antes del mantenimiento puede indicar si se están generando resultados útiles.

6 EVALUACIÓN DE INTEGRIDAD

6.1 Generalidades

Con base en las prioridades determinadas por la evaluación de riesgos, el operador debe realizar evaluaciones de integridad utilizando los métodos apropiados.

Los métodos que pueden ser usados son:

Inspección en línea,

prueba de presión, evaluación directa o las otras metodologías presentadas en el parágrafo 6.5. El método de evaluación de integridad se basa en las amenazas a las cuales el segmento es susceptible. Es posible que se requiera más de un método y herramienta para enfrentar todas las amenazas en un segmento de ducto.

De otra parte, la inspección utilizando cualquiera de los métodos de

evaluación de integridad puede no ser la acción apropiada a tomar para ciertas amenazas.

Otras acciones tales como la prevención podrían proporcionar

mejores resultados de administración de integridad. La Sección 2 proporciona una lista de amenazas dividida en tres grupos: Dependientes de tiempo, estables e independientes de tiempo. Las amenazas dependientes de tiempo generalmente se pueden enfrentar utilizando cualquiera de los métodos de evaluación de integridad discutidos en esta sección.

Las

amenazas estables, tales como defectos de fabricación pueden ser enfrentadas mediante pruebas de presión, mientras que las amenazas de equipo y construcción generalmente pueden ser enfrentadas mediante la examinación y evaluación del equipo, del componente o de la unión específicos. Las amenazas al azar generalmente no pueden manejarse mediante el uso de los métodos de evaluación de integridad discutidos en esta sección, sino que están sujetos a las

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medidas preventivas relacionadas en la Sección 7. El uso de un método particular de evaluación de integridad puede hallar indicaciones acerca de amenazas diferentes de las cuales pretendía evaluar. Por ejemplo, la amenaza de un tercero por lo general se maneja mejor mediante la implementación de actividades de prevención; sin embargo, una herramienta de inspección en línea puede arrojar como resultado el hallazgo de una abolladura en la mitad del tubo. La examinación de la abolladura debe ser entonces la acción apropiada para determinar si se dañó el tubo debido a la actividad del tercero. Es importante tener en cuenta que algunos de los métodos de evaluación de integridad discutidos en esta sección solamente proporcionan indicios de defectos. Con el fin de caracterizar el defecto se requiere de la evaluación utilizando inspección visual y una variedad de técnicas de examinación no destructivas (NDE). El operador puede elegir ir directamente al examen y evaluación de la longitud total del segmento de ducto que se está evaluando en lugar de realizar inspecciones. Por ejemplo, el operador podría desear realizar un examen visual de la tubería descubierta para localizar amenazas de corrosión externa. Como el tubo es accesible para esta técnica y la corrosión externa se puede evaluar con prontitud, entonces no es necesaria una inspección en línea. 6.2 Inspección en Línea del Ducto La inspección en línea (ILI) es un método de evaluación de integridad utilizado para localizar y caracterizar indicios en un ducto. La efectividad de la herramienta ILI utilizada depende de la condición de la sección específica del ducto que se va a inspeccionar y qué tan bien se ajusta a los requerimientos impuestos por los objetivos de inspección. Las siguientes secciones analizan el uso de herramientas ILI para ciertas amenazas. 6.2.1 Herramientas de Pérdida de Metal para la Amenaza de Corrosión Interna y Externa. Para estas amenazas, se pueden utilizar las siguientes herramientas; su efectividad está limitada por la tecnología que emplea la herramienta. (a) Herramienta de Resolución Estándar de Fuga de Flujo Magnético. Más

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adecuada para la detección de pérdida de metal que la calibración. La exactitud de la calibración está limitada por el tamaño del sensor. Es sensible a ciertos defectos metalúrgicos tales como costras y astillas.

No es confiable para la

detección o calibración de la mayoría de defectos diferentes de pérdida de metal. No es confiable para la detección o calibración de defectos de pérdida de metal alineados axialmente. Las altas velocidades de inspección degradan la exactitud de la calibración. (b) Herramienta de Alta Resolución, Pérdida de Flujo Magnético. Proporciona mayor exactitud en la calibración que las herramientas de resolución estándar. Mayor precisión de calibración para formas con defectos geométricamente simples. La exactitud en la calibración se degrada ante hendiduras o cuando la geometría del defecto se hace más compleja. Posee algo de capacidad para detectar defectos diferentes de pérdida de metal, pero esta capacidad varía de acuerdo con las geometrías y características del defecto. Generalmente no es confiable para defectos alineados axialmente. Las altas velocidades de inspección disminuyen la exactitud de la calibración. (c) Herramienta de Onda de Compresión, Ultrasónica. Generalmente requiere un contraste líquido. No tiene capacidad de detección o calibración donde se pierden las señales de retorno. Lo cual puede ocurrir en defectos con perfiles rápidamente cambiantes, en algunos dobleces y cuando un defecto está cubierto por una laminación, sensible a desechos y depósitos en la pared interna del tubo. Las altas velocidades degradan la resolución de la calibración axial. (d) Herramienta de Onda de Corta, Ultrasónica. Requiere un contraste líquido. La exactitud de la calibración está limitada por el número de sensores y la complejidad del defecto. Su precisión se degrada ante la presencia de incisiones e impurezas en la pared del tubo. Las altas velocidades degradan la resolución de calibración.

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(e) Herramienta de Flujo Transversal. Más sensible a los defectos de pérdida de metal alineados axialmente, que las herramientas MFL de resolución alta y estándar. También puede ser sensible a otros defectos alineados axialmente. Menos sensible que las herramientas MFL de resolución alta y estándar a los defectos alineados con la circunferencia.

Generalmente proporciona menos

precisión de calibración que las herramientas MFL de alta resolución para la mayoría de geometrías de defecto. Las altas velocidades pueden degradar la exactitud de la calibración. 6.2.2

Herramientas de Detección de Rupturas para la Amenaza de

Fractura por Corrosión por Tensión. Para esta amenaza se pueden utilizar las siguientes herramientas.

Su efectividad está limitada por la tecnología que la

herramienta emplee: (a) Herramienta de Onda de Corta, Ultrasónica. Requiere un contraste líquido. La exactitud de la calibración está limitada por el número de sensores y la complejidad de la colonia de fractura. Su precisión se degrada ante la presencia de incisiones e impurezas en la pared del tubo. Las altas velocidades degradan la resolución de calibración. (b) Herramienta de Flujo Transversal. Es capaz de detectar algunas fracturas alineadas axialmente sin incluir SCC, pero no se considera precisa para la calibración. Las altas velocidades de inspección pueden degradar la exactitud de la calibración.

6.2.3 Herramientas de Calibración y de Pérdida de Metal para Daños por Terceros y Amenaza de Daño Mecánico. Las abolladuras y áreas de pérdida de metal son el único aspecto de estas amenazas para el que las herramientas ILI se pueden utilizar efectivamente para detección y calibración. Las herramientas de deformación o geometría a menudo son más utilizadas para detectar daños en la línea, que involucran deformación de la sección transversal del tubo. Tal daño puede ser causado durante la construcción y las abolladuras pueden ser producidas por colocar los tubos sobre las rocas por daños de terceros y por arrugas causadas durante el cargue o almacenamiento irregular de la tubería. Administración de la Integridad del Sistema de Gasoductos

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La herramienta de geometría de menor resolución es el marrano de calibración o herramienta tipo calibrador de canal sencillo.

Este tipo de herramienta es

adecuado para identificar y localizar deformaciones fuertes en la sección transversal del tubo.

Una resolución mayor se obtiene utilizando calibradores

estándar que registren un canal de información para cada brazo del calibrador, generalmente 10 ó 12 espaciados alrededor de la circunferencia. Este tipo de herramienta puede ser utilizado para discernir acerca de la gravedad de la deformación y algunos aspectos generales del daño. Con algo de esfuerzo, es posible identificar la agudeza o calcular las tensiones asociadas con la deformación, utilizando la lectura del calibrador estándar. Las herramientas de alta resolución proporcionan la información más detallada acerca de la deformación.

Algunas también pueden indicar inclinación o cambio en la

inclinación, lo cual puede ser útil para identificar dobleces en el ducto. Los daños producidos por terceros que han sido reparados ejerciendo presión interna en el tubo, todavía pueden ser una dificultad para los límites inferiores de detección confiable de herramientas estándar y de alta resolución. Ha existido un éxito muy relativo identificando daños producidos por terceros utilizando herramientas de escape de flujo magnético, porque no son útiles para la calibración de deformaciones.

6.2.4

Todas las demás Amenazas. La inspección en línea generalmente

no es el método apropiado para utilizarse con todas las otras amenazas relacionadas en la sección 2.

6.2.5

Consideraciones Especiales para el Uso de Herramientas de

Inspección en Línea (a) Se debe considerar los siguiente al seleccionar la herramienta adecuada: (1) Sensibilidad de Detección: El tamaño mínimo de defecto especificado para la herramienta LI debe ser menor que el tamaño de defecto que se busca detectar. (2) Clasificación. Diferenciación entre los tipos de anomalías

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(3) Exactitud de Calibración Permite la priorización y es clave para un plan de administración de integridad exitoso. (4) Exactitud de Ubicación. Permite ubicar anomalías por excavación. (5) Requerimientos para Evaluación de Defectos. Los resultados de ILI tienen que ser adecuados para el programa de evaluación de defectos específico del operador. (b) Generalmente, los operadores del ducto responden un cuestionario suministrado por el proveedor de ILI que debe relacionar todos los parámetros y características relativos de la sección de ducto que va a ser inspeccionada.

Algunos de los temas más importantes que se deben

considerar son: (1) Preguntas respecto al Ducto. Revisión de las características del tubo tales como grado de acero, tipos de soldadura, longitud, diámetro, grosor de las paredes, perfiles de elevación, etc. También la identificación de restricciones, dobleces, ovalidades conocidas, válvulas, acoples y anillos con los que se vaya a encontrar la herramienta ILI. (2) L.anzadores y Receptores. Deben ser revisados para determinar su conveniencia, ya que las herramientas ILI varían en longitud general, complejidad, geometría y maniobrabilidad. (3) Limpieza de Tubo. Puede afectar significativamente la recolección de información. (4) Tipo de Fluido. Gas o líquido, afectan la posible selección de tecnologías. (5) Promedio de Flujo, Presión y Temperatura. El promedio del flujo de gas influye en la velocidad de inspección de la herramienta ILI. Si las velocidades están fuera de los promedios normales, se puede ver comprometida la resolución.

El tiempo total de inspección está

determinado por la velocidad de inspección, pero está limitado por la capacidad total de las baterías y el almacenamiento de información disponible en la herramienta. Las altas temperaturas pueden afectar la calidad de operación de la herramienta y por lo tanto se deben tener en cuenta.

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(6) Desvío de Producto - Suplemento. La reducción del flujo de gas y la capacidad de reducción de velocidad en la herramienta ILI pueden ser una consideración en las líneas de mayor velocidad. De otra parte, se debe considerar la disponibilidad de gas suplementario donde el promedio de flujo es demasiado bajo. (c) El operador debe evaluar la confiabilidad general del método ILI observando lo siguiente: (1) Nivel de Confianza del Método ILI (i.e. probabilidad de detectar, clasificar y calibrar las anomalías) (2) Historia de la herramienta / método ILI (3) Promedio de inspecciones exitosas / fallidas (4) Capacidad

de

la

herramienta

para

inspeccionar

la

longitud

y

circunferencia totales de la sección. (5) Capacidad para indicar la presencia de anomalías de múltiples causas. Generalmente, los representantes del operador del ducto y el proveedor de servicio ILI deben analizar el objetivo de la inspección y ajustar los factores significativos conocidos acerca del ducto y las anomalías esperadas con la capacidad y desempeño de la herramienta. El operador debe bosquejar el proceso utilizado en el plan de administración de integridad para la selección e implementación de las inspecciones ILI.

6.2.6 Examen y Evaluación. Los resultados de la inspección en línea solamente proporcionan alguna caracterización. Se requiere el monitoreo de esta información para determinar el formato de tiempo para examen y evaluación. Este formato de tiempo se presenta en la sección 7. El examen consta de gran variedad de técnicas de inspección directa incluyendo inspección visual, inspección con equipo NDE, y la toma de mediciones para caracterizar el defecto en las perforaciones confirmatorias donde se han detectado anomalías. Una vez caracterizado el defecto, el operador debe evaluar el defecto para determinar las acciones de mitigación apropiadas. La mitigación se presenta en la sección 7.

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6.3 Prueba de Presión

La prueba de presión ha sido un método ampliamente aceptado por la industria para validar la integridad de los ductos. Este método de evaluación de integridad puede ser tanto una prueba de resistencia como una prueba de fugas. La selección de este método debe ser adecuada para las amenazas que se están evaluando. ASME B3 1.8 contiene detalles sobre la realización de pruebas de presión para revisiones durante la construcción y para los exámenes después que el ducto ha estado en servicio por un periodo de tiempo. El Código especifica la prueba de presión a realizar y la duración de la prueba para controlar ciertas amenazas. También especifica bajo qué condiciones se pueden emplear los diversos medios de prueba. El operador debe considerar los resultados de la evaluación de riesgos y los tipos de anomalías esperadas para determinar cuando realizar inspecciones empleando la prueba de presión.

6.3.1

Amenazas Dependientes de Tiempo. La prueba de presión es

apropiada al enfrentar amenazas dependientes de tiempo. Estas amenazas son corrosión externa, corrosión interna, y fracturas por corrosión, y otros mecanismos de corrosión ayudados por el ambiente.

6.3.2

Amenazas por Fabricación y Otros Defectos relacionados. La

prueba de presión es apropiada al evaluar el aspecto de empalme del tubo en amenazas de fabricación. Esta prueba cumple con los requerimientos de ASME B31.8. Define si se debe utilizar aire o agua. Se asume que existen empalmes cuando el tubo tiene un factor de unión de menos de 1.0 ó si el ducto comprende tubos soldados con soldadura de baja frecuencia. Al aumentar el MAOP de un ducto o la presión de operación por encima de la presión de operación histórica (i.e. la presión más alta registrada en los cinco años

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anteriores a la fecha de este Estándar), la prueba de presión debe ser realizada para determinar el comportamiento de las uniones. Loa prueba de presión debe ser realizada de acuerdo con ASME B31.8; hasta por lo menos 1.25 veces el MAOP. El ASME B31.8 define cómo realizar pruebas para las fases de post-construcción y en servicio de los ductos

6.3.3

Todas las Otras Amenazas. La prueba de presión generalmente no

es el método de evaluación de integridad apropiado para utilizar con todas las otras amenazas relacionadas en la sección 2.

6.3.4

Examen y Evaluación. Cualquier sección de tubo que no pase una

prueba de presión, debe ser examinado para evaluar que la falla fue debido a la amenaza para la cual se ha planeado la prueba.

Si la falla fue debido a otra

amenaza, la información de la falla durante la prueba debe ser integrada con otra información relativa a la otra amenaza y se debe revaluar el segmento.

6.4 Evaluación Directa

La evaluación directa es un método de evaluación de integridad que utiliza un proceso estructurado a través del cual el operador puede integrar el conocimiento de las características físicas y la historia de operación de un sistema o segmento de tubería con los resultados de la inspección, examen y evaluación para determinar la integridad.

6.4.1

Evaluación Directa de Corrosión Externa (ECDA) para la

Amenaza de Corrosión Externa.

La evaluación directa de corrosión externa

puede ser utilizada para determinar la integridad por la amenaza de corrosión externa en segmentos de un ducto.

El proceso integra información de las

instalaciones, inspecciones de campo históricas y actuales y pruebas con las características físicas de un ducto. Las inspecciones no intrusivas se utilizan para calcular el éxito de la protección a la corrosión. El proceso ECDA requiere de

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exámenes y evaluaciones directas. Estos exámenes y evaluaciones confirman la capacidad de las inspecciones indirectas para ubicar sitios de corrosión activos y pasados en el ducto. La post-evaluación se requiere para determinar un promedio que permita establecer el intervalo de reinspección, reevaluar el desempeño de la métrica y su aplicabilidad actual, además de garantizar que las hipótesis hechas en los pasos anteriores continúan siendo correctas. El proceso ECDA por lo tanto tiene los siguientes cuatro componentes: (a) Pre-Evaluación (b)Inspecciones (c) Exámenes y evaluaciones (d) Post-Evaluación El objetivo de la aproximación ECDA descrita en este estándar es identificar los sitios donde pueden haberse formado defectos de corrosión externa. Se reconoce que se pueden detectar otras amenazas tales como daño mecánico y fractura por corrosión durante el proceso ECDA. Durante la implementación del ECDA y cuando el tubo está expuesto, se aconseja que el operador realice exámenes para detectar amenazas de corrosión no externa. El proceso prescriptivo ECDA requiere del uso de por lo menos dos métodos de inspección, pruebas de verificación mediante examen y evaluaciones, y validación post-evaluación. Para mayor información sobre el proceso ECDA como método de evaluación de integridad, ver Apéndice B, sección B1.

6.4.2

Proceso de Evaluación Directa de Corrosión Interna (ICDA) para

la Amenaza de Corrosión Interna. La evaluación directa de corrosión interna puede ser utilizada para determinar la integridad para amenaza de corrosión interna en segmentos de ducto que normalmente transportan gas seco, pero que pueden sufrir de congestiones a corto plazo de gas húmedo o agua libre (u otros electrolitos) Los exámenes de puntos bajos o en inclinaciones a lo largo de un ducto que obligan a que un electrolito como el agua se acumule, proporcionan información acerca del resto de la tubería.

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Si estos puntos bajos no se han

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corroído, entonces los otros sitios más adelante tienen menor probabilidad de acumular electrolito y por lo tanto se pueden considerar libres de corrosión. Estos sitios corriente abajo no requerirían de exámenes. La corrosión interna es más factible de ocurrir donde el agua se acumula primero. Predecir los sitios de acumulación de agua sirve como método para priorizar exámenes locales. Esta predicción requiere de un conocimiento acerca del comportamiento de flujo multifásico en el tubo que requiere cierta información (ver sección 4). El ICDA se aplica entre cualquier punto de alimentación hasta que un nuevo insumo o resultado cambia el riesgo potencial de entrada de un electrolito o se varíen las características de flujo. Los exámenes se realizan en sitios donde se predice la acumulación de electrolitos. Para la mayoría de ductos se requiere de exámenes por radiografía o por NDE ultrasónico para medir el grosor restante de la pared en cada sitio. Una vez que se ha expuesto el sitio, los métodos de monitoreo de corrosión interna le pueden permitir a un operador extender el intervalo de reinspección y beneficiarse del monitoreo en tiempo real en los sitios más susceptibles de corrosión interna. También pueden existir algunas aplicaciones donde la aproximación más efectiva es realizar inspección en línea para una porción de tubo y utilizar los resultados para evaluar la corrosión interna corriente abajo, donde no se puede realizar inspección en línea. Si se determina que los sitios más susceptibles a la corrosión no contienen defectos, se garantiza la integridad de una gran porción de ducto. Para mayor información sobre el proceso ICDA como método de evaluación de integridad, ver el Apéndice B, sección B2.

6.4.3 Todas las Otras Amenazas. La evaluación directa generalmente no es el método de evaluación de integridad apropiado para ser utilizado con todas las otras amenazas relacionadas en la sección 2.

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6.5 Otras Metodologías de Evaluación de Integridad

Pueden existir otros métodos de evaluación de integridad para uso con ductos. Para propósitos de este Estándar, es aceptable que un operador utilice estas inspecciones como alternativa para las relacionadas anteriormente. Para programas prescriptivos de administración de integridad, la evaluación de integridad alternativa debe ser una metodología reconocida por la industria y debe ser aprobada y publicada por una organización de estándares de consenso industrial. Para programas de administración de integridad basados en desempeño, se pueden utilizar técnicas diferentes de las publicadas por la organización de estándares; sin embargo, el operador debe seguir los requerimientos de desempeño de este Estándar y debe ser diligente al confirmar y documentar la validez de esta aproximación para confirmar que se ha logrado un nivel de integridad mayor.

7 RESPUESTAS A LAS EVALUACIONES DE INTEGRIDAD Y MITIGACIÓN (MANTENIMIENTO Y PREVENCIÓN)

7.1 Generalidades

Esta sección cubre el programa de respuestas a los indicios obtenidos por la inspección (ver sección 6), cubre las acciones preventivas que pueden ser tomadas para reducir o eliminar una amenaza a la integridad del ducto, y establece el intervalo de inspección. Los intervalos de inspección se basan en la caracterización de los indicios de defecto, el nivel de mitigación alcanzado, los métodos de prevención empleados, la vida útil de la información y con la consideración dada al crecimiento de defecto esperado. Las acciones de examen, evaluación y mitigación deben ser seleccionadas y programadas para lograr la reducción de riesgos donde sea apropiado en cada segmento dentro del programa de administración de integridad.

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El programa de administración de integridad debe proporcionar análisis de las acciones de mitigación existentes y de aquellas implementadas recientemente para evaluar su efectividad y justificar su uso en el futuro. La Tabla 4 incluye un resumen de algunos métodos de prevención y reparación y su aplicabilidad a cada amenaza.

7.2 Respuestas a las Inspecciones en Línea del Ducto

Un operador debe completar la respuesta de acuerdo con un programa priorizado establecido, considerando los resultados de una evaluación de riesgos y la severidad de los indicios de la inspección en línea. El intervalo del programa de respuesta requerido comienza en el momento en que se descubre la condición. Al establecer los programas, las respuestas se pueden dividir en tres grupos: (a) Inmediato— El indicio refleja que el defecto se encuentra a punto de fallar. (b) Programado— El indicio refleja que el defecto es significativo pero que no se encuentra a punto de fallar. (c) Monitoreado — El indicio refleja que el defecto no fallará antes de la siguiente inspección. Después de recibir la caracterización de los indicios descubiertos durante una inspección en línea exitosa, el operador debe revisar los resultados para detectar indicios de respuesta inmediata. Los otros indicios deben ser revisados dentro de los seis meses siguientes y se debe desarrollar un plan de respuesta. El plan debe incluir los métodos y la asignación de tiempos de respuesta (examen y evaluación). Para las respuestas programadas o monitoreadas, un opera operador puede re- inspeccionar en vez de examinar y evaluar, dado que la re- inspección sea realizada y se obtengan resultados dentro del tiempo específico.

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TABLA 4. MÉTODOS ACEPTABLES DE REPARACIÓN Y PREVENCIÓN DE AMENAZAS

Daños por Terceros

Relacionados con Corrosión

Métodos de Prevención, Detección y Reparación

Equipo Strip/ Cont/ BP Rel

Oper. Incorr.

Relacionados con Clima

Fabricante Pipe Seam Pipe

Construcción Fab Weld Coup

Fzas. Exter.

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WB/B

EM

SCC

TPD(IF)

PDP

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Especificaciones de diseño Especificaciones de materiales Inspección de fabricante Inspección de transporte Inspección de construcción

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Prueba Hidrostática Pre-servicio Educación pública Procedimientos O & M Entrenamiento operador Incremento frecuencia marcador

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Monitoreo de tensión Protección externa Mantenimiento ROW Grosor de la pared incrementado Cinta de prevención

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Monitoreo/mantenimiento PC Limpieza interna Medidas de control de escapes Medición de marrano / PSIG Reducción tensión externa

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Instalación trazador de calor Reubicación de línea Rehabilitación Reparación de cobertura Incrementar profundidad cobertura

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Reducción de la temperatura de operación Reducir humedad Inyección inhibidora / biocida Instalación de protección térmica

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Prevención / Detección Patrulla Aérea Patrulla Terrestre Inspección Mecánica/Visual Sistema de Una Llamada Auditoría de cumplimiento

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Seal/ Pack

IO

CW

L

HR/F

Gweld

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Daños por Terceros

Relacionados con Corrosión

Métodos de Prevención, Detección y Reparación

Reparaciones Reducción de presión Remplazo Recubrimiento, ECA Reparación ECA Soldadura directa Camisa presurizada, Tipo B Camisa presurizada, Tipo A Camisa compuesta Camisa rellena epóxica Abrazadera de escape mecánico

Equipo Strip/ Cont/ BP Rel

Oper. Incorr.

Relacionados con Clima

Seal/ Pack

IO

CW

L

HR/F

Fabricante Pipe Seam Pipe

Construcción Fab Weld Coup

Fzas. Exter.

Amb.

WB/B

EM

SCC

TPD(IF)

PDP

Vand

Ext

Int

Gask/ Oring

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Gweld

Nota General: las abreviaturas encontradas en la tabla 4 se relacionan con las 21 amenazas discutidas en la sección 5. Las siguientes son las explicaciones de las abreviaturas.

Cont/Rel = Coup = CW = EM = Ext = Fab Weld = Gask/Oring = Gweld = HR/F = Int = IO = L= PDP = Pipe = Pipe Seam = SCC = Seal/Pack = Strip/BP = TPD(IF) = Vand = WB/B =

Fallas Equipo de Emisión/Control Falla en el acople Clima frio Movimiento de tierra Corrosión externa Soldadura de fabricación defectuosa Empaque / O-ring Soldadura aplicada defectuosamente Lluvias fuertes o inundaciones Corrosión interna Procedimiento de operaciones incorrectos Rayos Tubo dañado con anterioridad Tubo defectuoso Unión de tubo defectuosa Fractura por corrosión Falla en el empaque de la bomba/sello Tubo roto / rosca dañada Daño inflingido por primeros, segundos o terceros Vandalismo Dobladuras o arrugas

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7.2.1

Herramientas de Pérdida de Metal para Corrosión Interna y

Externa. Los indicios que requieren respuesta inmediata son aquellos que podrían causar escapes o rupturas inmediatos o a corto plazo, con base en sus defectos percibidos o conocidos sobre la resistencia del ducto. Esto incluiría cualquier área corroída que tenga una falla de nivel de presión menor de 1.1 veces la MAOP tal como lo determina ASME B31G o su equivalente. También en este grupo estaría cualquier indicio de pérdida de metal que afecte una unión longitudinal detectada si esa unión fuera formada por corriente directa o por soldadura de resistencia eléctrica de baja frecuencia. El operador debe examinar estos indicios dentro de un período que no supere los cinco días después de la terminación de la condición.

Después de examinar y evaluar cualquier defecto que requiera

mantenimiento o remoción se debe remediar inmediatamente, a menos que se reduzca la presión de operación. Los indicios en el grupo programado son adecuados para continuar la operación sin respuesta inmediata, dado que no crecen a dimensiones críticas antes de la respuesta programada. Los indicios caracterizados con una falla de presión mayor de 1.10 veces la MAOP, deben ser examinados y evaluados de acuerdo con u programa establecido por la Figura 4. Cualquier defecto que requiera reparación o remoción debe ser remediado con prontitud a menos que se disminuya la presión de operación para mitigar la necesidad de reparación o remoción del defecto. Los indicios monitoreados son los menos severos y no requieren de examen y evaluación hasta el siguiente intervalo de evaluación de integridad programado, estipulado por el plan de administración de integridad, dado que no se espera que crezca a dimensiones críticas antes de la evaluación programada.

7.2.2 Herramientas para Detección de Fracturas por Corrosión. Todos los indicios de fracturas por corrosión requieren de respuesta inmediata. El operador debe examinar y evaluar estos indicios dentro de un período que no exceda los cinco días después de la determinación de la condición. Después de examinar y evaluar cualquier defecto encontrado, que requiera reparación o remoción, se debe remediar reparando, removiendo o disminuyendo la presión de operación. Administración de la Integridad del Sistema de Gasoductos

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7.2.3

Herramientas de Calibración y Pérdida de Metal para Daños por

Terceros y Daños Mecánicos. Los indicios que requieren respuesta inmediata son aquellos que podrían causar escapes o rupturas inmediatas o a corto plazo, con base en sus efectos percibidos o conocidos sobre la resistencia del ducto. Estos podrían incluir abolladuras hechas con herramientas cortantes. El operador debe examinar estos indicios dentro e un período que no exceda los cinco días después de la determinación de la condición. Los indicios que requieren una respuesta programada podrían incluir cualquier indicio sobre un ducto que opere a o por encima del 30% SMYS (Resistencia Mínima Específica) de una abolladura que exceda el 6% del diámetro nominal del tubo, daño mecánico con o sin indentación visible concurrente del tubo, abolladuras con fracturas, abolladuras que afecten la utilidad o soldaduras si la profundidad supera al 2% del diámetro nominal del tubo, y abolladuras de cualquier profundidad que afecten a las soldaduras no dúctiles. (Para información adicional ver ASME B31.8, parágrafo 851.4). El operador debe examinar estos indicios dentro de un período que no exceda un año después de la determinación de la condición.

Después del examen y la evaluación, cualquier defecto que

requiera reparación o remoción debe ser remediado con prontitud.

7.2.4 Limitaciones a los Tiempos de Respuesta para un Programa Prescriptivo. Cuando se están evaluando dependientes de tiempo tales como corrosión interna, corrosión externa o fracturas por corrosión, se debe utilizar un análisis empleando las hipótesis apropiadas acerca de los promedios de crecimiento para garantizar que el defecto no alcanzará dimensiones críticas antes de la reparación programada o de la siguiente inspección. El GRI-00/0230 contienen una guía adicional para estos análisis. Al determinar los intervalos de reparación, el operador debe considerar que ciertas amenazas a las condiciones de operación específicas del ducto pueden necesitar de un intervalo menor de examen y evaluación. Esto puede incluir los daños por terceros o las amenazas a la construcción en ductos sujetos a cargas

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externas que puedan promover un aumento en la velocidad de crecimiento de los defectos.

Para los programas prescriptivos, los intervalos de inspección son

conservadores para defectos potenciales que podrían llevar a una ruptura; sin embargo, esto no lo quita la responsabilidad al operador de evaluar los cambios específicos y las condiciones de operación para garantizar que el segmento de ducto no requiere de condiciones especiales (ver GRI-01/0085, Programa de Respuestas para la Pérdida de Metal causada por la Corrosión según lo revelado por los Resultados de Evaluación de Integridad). Si el análisis demuestra que el tiempo para la falla es demasiado corto en relación con el tiempo programado para la reparación, el operador aplicará medidas temporales tales como reducción de presión, hasta que se complete una reparación permanente.

Al considerar los intervalos y métodos de reparación

proyectados, el operador debe tener en cuenta los factores potenciales de retardo, tales como acceso, permisos ambientales y requerimientos de suministro de gas.

7.2.5 Ampliación de los Tiempos de Respuesta para el Programa Basado en Desempeño. Se puede realizar una evaluación crítica de ingeniería (ECA) de algunos defectos para ampliar el intervalo de re- inspección o reparación para un programa basado en desempeño. ECA es una evaluación rigurosa de la información, que reevalúa la importancia de la anomalía y ajusta los promedios de crecimiento proyectados con base en los parámetros específicos del sitio. El programa de administración de integridad del operador debe incluir la documentación que describa la agrupación de tipos de defectos específicos y los métodos ECA utilizados para tales análisis.

7.3

Respuestas a la prueba de presión

Cualquier defecto que no pase una prueba de presión debe ser remediada inmediatamente mediante reparación o remoción.

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7.3.1 Amenazas de Corrosión Internas y Externas. El intervalo entre las pruebas para las amenazas de corrosión interna y externa deben ser consistentes con la tabla 3.

7.3.2 Amenaza de Fractura por Corrosión El intervalo entre las pruebas de presión para fracturas por corrosión deben ser así:

(a) Si no ocurren fallas debido a SCC, el operador debe utilizar una de las siguientes opciones para encarar la mitigación a largo plazo de SCC: (1) un programa de re- prueba hidrostática con un intervalo técnicamente justificable, o (2) Evaluación Crítica de Ingeniería para valorar el riesgo e identificar nuevos métodos de mitigación. (b) Si ocurre una falla debido a SCC, el operador debe hacer lo siguiente: (1) se debe implementar un programa de re- prueba hidrostática documentado para el segmento de interés, y (2) el intervalo de re- prueba debe justificarse técnicamente en el programa de re- prueba por escrito.

7.3.3 Amenazas de Defectos Relacionados con la Fabricación. No se requiere una prueba de presión subsiguiente para la amenaza por fabricación a menos que el MAOP del ducto haya sido aumentado o cuando la presión de operación haya sido incrementada por encima de la presión de operación histórica (la presión más alta registrada en los cinco años anteriores a la fecha de este suplemento.)

7.4 Respuestas a las Inspecciones de Evaluación Directa

7.4.1 Evaluación Directa de la Corrosión Externa (ECDA). Para el program prescriptivo ECDA para ductos que operen por encima del 30% SMYS, si el operador elige examinar y evaluar todos los indicios encontrados por la inspección

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y repara todos los defectos que podrían crecer hasta convertirse en fallas entonces el intervalo de re- inspección debe ser de 10 años. Si el operador elige examinar, evaluar y reparar un conjunto más pequeño de indicios entonces el intervalo debe ser de 5 años, dado que se realiza un análisis para garantizar que todos los defectos restantes no crecerán hasta convertirse en fallas en un periodo de 10 años. El intervalo entre la determinación y el examen de ser consistente con la figura 4. Para el programa prescriptivo ECDA para segmentos de ducto que operan por debajo del 30% SMYS, si el operador escoge examinar y evaluar todos los indicios encontrados en las inspecciones y reparar todos los defectos que podría crecer hasta convertirse en fallas en 20 años, el intervalo de re- inspección también debe ser de 20 años. Si el operador elige examinar, evaluar y repara un conjunto más pequeño de indicios, entonces el intervalo debe ser de 10 años, dado que se realice un análisis para garantizar que todos los defectos restantes no crecerán hasta convertirse en fallas en un periodo de 20 (en un nivel del 80% de confianza) El intervalo entre determinación y examen debe ser consistente con la figura 4.

7.4.2

Evaluación Directa de Corrosión Interna (ICDA). Para el programa

prescriptivo ICDA, se debe realizar el examen y la evaluación de todos los sitios seleccionados dentro del año siguiente a la selección. El intervalo entre los exámenes subsiguiente debe ser consistente con la figura 4.

Figure 4 contiene tres representaciones del tiempo permitido para responder a un indicio con base en la presión de falla predictiva (PF) dividida por el MAOP del ducto. Las tres líneas corresponden a: (a)

Ductos operando en o por encima del 50% SMYS

(b)

Ductos operando en o por encima del 30% SMYS pero a menos del 50% SMYS

(c) Ducto operando a menos del 30% SMYS. (d) La figura es aplicable al programa prescriptivo. Los intervalos pueden ser aumentados para el programa basado en desempeño tal como se

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presenta en el parágrafo 7.2.5.

7.5 Métodos de Reparación

La tabla 4 proporciona métodos de reparación aceptables para cada una de las 21 amenazas. El programa de administración de integridad de cada operador debe incluir procedimientos de reparación documentados. Todas las reparaciones deben hacerse con materiales y procesos que sean adecuados para las condiciones de operación del ducto según los requerimientos ASME B3 1.8.

7.6 Estrategia/métodos de Prevención

La prevención es un elemento proactivo importante de un programa de administración de integridad. Las estrategias de prevención del programa deben estar basadas en la recolección de información, identificación de la amenaza, y las evaluaciones de riesgo realizadas según los requerimientos de las secciones 2, 3, 4 y 5. Las medidas de prevención que hayan resultado ser efectivas en el pasado deben continuar en el programa de administración de integridad. Estas estrategias también deben considerar la clasificación de las amenazas identificadas como dependientes de tiempo, estables, o dependientes del tiempo para garantizar que se utilicen métodos de prevención efectivos. Los operadores que opten por programas prescriptivos deben utilizar, como mínimo, los métodos de prevención indicados en el Apéndice A No Obligatorio bajo el título “Mitigación” Para los operadores que elijan programas basados en desempeño, se deben implementar los métodos preventivos y los intervalos de tiempo empleados para cada amenaza/ segmento mediante un análisis utilizando atributos del sistema, información acerca de las condiciones existentes y métodos de evaluación de riesgo aprobados por la industria.

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7.7

Opciones de Prevención

El programa de administración de integridad de un operador debe incluir actividades aplicables para prevenir y minimizar las consecuencias de emisiones no intencionales. Las actividades de prevención no necesariamente requieren de justificación a través de información de inspección adicional. Las acciones de prevención pueden ser identificadas durante la operación normal del ducto, la evaluación de riesgos, la implementación del plan de inspección o durante la reparación. Las actividades de prevención predominantes presentadas en esta sección incluyen información sobre: (a) prevención de daños de terceros (b) control de la corrosión (c) detección de emisiones no intencionales (d) minimización de las consecuencias de emisiones no intencionales (e) reducción de la presión de operación Existen otras actividades de prevención que el operador puede considerar. En la tabla 4 se presenta una tabulación de las actividades de prevención y su

Pf/MAOP

relevancia para las amenazas identificadas en la sección 2. 3.6 3.4 3.2 3 2.8 2.6 2.4 2.2 2 1.8 1.6 1.4 1.2 1 0.8 0.6 0.4 0.2 0

No superior a 30% SMYS

Superior a 30% pero sin exceder 50% SMYS Superior a 50% SMYS

0

5

10 15 20 Tiempo de Respuesta (años)

25

FIG. 4 ASIGNACIÓN DE TIEMPOS PARA RESPUESTAS PROGRAMADAS – AMENAZAS DEPENDIENTES DE TIEMPO – PLAN PRESCRIPTIVO DE ADMINISTRACIÓN DE INTEGRIDAD

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8 PLAN DE ADMINISTRACIÓN DE INTEGRIDAD

8.1 Generalidades

El plan de administración de integridad se desarrolla después de la recolección de información (ver sección 4) y de adelantar la evaluación de riesgos (ver sección 5) para cada amenaza y para cada segmento de ducto o sistema.

Se debe

identificar un método de evaluación de integridad para cada sistema o segmento de ducto. La evaluación de integridad de cada sistema puede ser realizada a través de una prueba de presión, una inspección en línea utilizando varias herramientas, mediante evaluación directa, o mediante el uso de otras tecnologías comprobadas (ver sección 6).

En algunos casos, puede ser apropiada una

combinación de estos métodos. A los segmentos de mayor riesgo se les debe dar prioridad para la evaluación de integridad. Después de la evaluación de integridad, se deben emprender las actividades de mitigación. La mitigación consta de dos partes: la primera parte es la reparación del ducto, que se debe realizar de acuerdo con ASME B31.8 y/o con otras técnicas de reparación aceptadas por la industria. La reparación puede incluir el remplazo de tubería defectuosa, la instalación de camisas, la reparación de recubrimiento u otro tipo de rehabilitación. Estas actividades deben ser identificadas, priorizadas y programadas (ver sección 7). Una vez que se han determinado las actividades de reparación, el operador debe evaluar las técnicas de prevención que eviten el deterioro futuro del ducto. Estas técnicas pueden incluir proporcionar protección catódica adicional, inyectar inhibidores de corrosión y la limpieza del tubo, o cambiar las condiciones de operación. La prevención juega un papel importante en la reducción o eliminación de amenazas de daños por terceros, corrosión externa, corrosión interna, fracturas por corrosión, fallas relacionadas con el frío, fallas por movimiento de tierra, problemas causados por lluvias e inundaciones, y fallas causadas por operación incorrecta.

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No es posible manejar todas las amenazas a través de la inspección y reparación; por lo tanto, la prevención es un elemento clave en el plan. Estas prevenciones pueden incluir la prevención de daños por terceros y el monitoreo de daños por fuerzas externas. Un plan de administración de integridad basado en desempeño, básicamente contiene la misma estructura que el plan prescriptivo, pero requiere más análisis detallados con base en información más completa acerca de la línea. Utilizando un modelo de evaluación de riesgos, un operador de ducto puede hacer uso de varias opciones para las evaluaciones de integridad y las actividades de prevención al igual que con su asignación de tiempos. Las evaluaciones de integridad anteriores y las actividades de mitigación únicamente deben ser incluidas en el plan si son tan rigurosas como las identificadas en este estándar. 8.2 Actualización del Plan La información recolectada durante las actividades de inspección y mitigación debe ser analizada e integrada con información previa. Se debe tener en cuenta cualquier otro tipo de información relacionada con la administración de integridad que se recoja a través de las operaciones normales y las actividades de mantenimiento. La adición de esta nueva información es un proceso continuo, el cual con el tiempo, mejorar la precisión de las evaluaciones de riesgo futuro (ver sección 4). Los resultados de esta integración de información y la evaluación periódica de riesgos, dará como resultado una revisión continua de los aspectos de integridad y mitigación del plan. Además, se deben manejar adecuadamente los cambios en los aspectos de operación y físicos del sistema o segmento del ducto (ver sección 11). Este proceso probablemente dará como resultado una serie de evaluaciones de integridad adicionales o la revisión de evaluaciones anteriores.

En el futuro

también puede ser necesaria una serie de actividades de mitigación adicionales o la continuación de actividades anteriores.

El plan debe ser actualizado

periódicamente a medida que se adquiere y se incorpora información adicional.

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Se reconoce que ciertas actividades de evaluación de integridad pueden ser eventos de una sola vez y estar enfocados en la eliminación de ciertas amenazas tales como aquellas de fabricación, construcción y equipo. Para otras amenazas tales como las dependientes de tiempo, se requiere inspección periódica. Como siempre, el plan debe permanecer flexible e incorporar cualquier información nueva.

8.3

Estructura del PIan

El plan de administración de integridad debe contener información detallada respecto a cada uno de los siguientes elementos para cada amenaza analizada y cada segmento o sistema de ducto.

8.3.1 Recolección, Revisión e Integración de Datos. El primer paso en el proceso de administración de integridad es recoger, integrar, organizar y revisar toda la información disponible y pertinente para cada amenaza y segmento de ducto. Este paso del proceso se repite después de que se han implementado actividades de mitigación y evaluación de integridad y cuando se recolecta nueva información de mantenimiento y operación acerca del sistema o segmento del ducto.

Esta revisión de información debe estar contenida en el plan o en una

base de datos que sea parte del plan. Toda la información será utilizada para apoyar las evaluaciones de riesgo futuro y las valoraciones de integridad.

La

recolección de información se cubre en la sección 4

8.3.2 Evalúe el Riesgo. La evaluación de riesgo debe ser realizada periódicamente para incluir nueva información, para considerar los cambios que se han hecho al sistema o segmento del ducto, para incorporar cualquier cambio externo, y para considerar nuevas técnicas científicas que se haya desarrollado y comercializado desde la última evaluación. Es recomendable que esto se realice anualmente, pero debe ser ejecutado después de hacer cualquier cambio sustancial al sistema y antes de terminar el intervalo actual. Los resultados de

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esta evaluación deben reflejarse en las actividades de mitigación y de evaluación de integridad.

Los cambios en los criterios de aceptación también deben ser

reevaluados.

El plan de administración de integridad debe contener las

especificaciones acerca de cómo se evalúan los riesgos y la frecuencia de reevaluación. Las especificaciones para evaluar riesgos se cubren en la sección 5. 8.3.3 Evaluación de Integridad. Con base en la evaluación de riesgo, se deben implementar las evaluaciones de integridad apropiadas.

Estas evaluaciones

deben ser realizadas utilizando herramientas de inspección en línea, pruebas de presión o evaluación directa.

Para ciertas amenazas, el uso de estas

herramientas puede ser inapropiado.

La implementación de actividades de

prevención o actividades de mantenimiento más frecuente pueden proporcionar una solución más efectiva. La selección del método de evaluación de integridad se basa en las amenazas para las cuales se está realizando la inspección. Es posible que se requiera más de un método de evaluación o más de una herramienta para encarar todas las amenazas. Después de cada evaluación de integridad, esta porción del plan debe ser modificada para reflejar toda la nueva información obtenida y para proporcionar evaluaciones de integridad futuras en los intervalos requeridos.

El plan debe identificar las acciones de evaluación de

integridad requeridas y en qué intervalos establecidos tendrán lugar las acciones. Todas las evaluaciones de integridad deben ser priorizadas y programadas. La tabla 3 proporciona programas de evaluación de integridad para amenazas dependientes de tiempo en planes prescriptivos.

Esta sección del plan de

administración de integridad debe contener una lista de priorización actualizada y un programa. Las especificaciones para seleccionar métodos de evaluación de integridad y para realizar las inspecciones se cubren en la sección 6. Un plan de administración de integridad basado en desempeño puede proporcionar una evaluación de integridad alternativa, métodos de reparación y prevención con diferentes tiempos de implementación que aquellos requeridos bajo el programa prescriptivo. Todas estas decisiones deben estar completamente documentadas.

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TABLA 5. EJEMPLO DE UN PLAN DE ADMINISTRACIÓN DE INTEGRIDAD PARA UN SEGMENTO DE DUCTO HIPOTÉTICO (INFORMACIÓN DE SEGMENTO – LÍNEA 1, SEGMENTO 3)

Información del Segmento Atributos del Tubo

Diseño/construcción

Operacional

Tipo

Ejemplo

Grado del tubo

API 5L-X42

Diámetro

24 pulg.

Grosor de las paredes

0.250

Fabricante

A.O.Smith

Proceso del fabricante

Baja frecuencia

Fecha de fabricación

1965

Tipo de unión

Soldadura de resistencia eléctrica

Presión de operación (alta/baja)

630/550

Tensión de operación

72% SMYS

Tipo de recubrimiento

Neme

Condición del recubrimiento

Buena

Fecha de instalación del tubo

1966

Método de unión

Soldadura de arco sumergido

Tipo de suelo

Arcilla

Estabilidad del suelo

Buena

Prueba hidrostática

Ninguna

Temperatura descarga compresor

120°

Temperatura pared del tubo

65°

Calidad del gas

Buena

Promedio de flujo

50 MMSCFD

Métodos de reparación

Remplazo

Historia de escapes/rupturas

Ninguna

Ciclo de presión

Bajo

Efectividad CP

Buena

Indicios SCC

Fractura menor

8.3.4 Respuestas a la evaluación de integridad, a la mitigación (reparación y prevención) y a los intervalos. El plan debe contener las especificaciones sobre cómo y cuándo el operador responderá a las evaluaciones de integridad. Las respuestas pueden ser inmediatas, programadas o monitoreadas.

El

elemento de mitigación del plan consta de dos partes: la primera parte es la reparación del tubo. Con base en los resultados de las evaluaciones de integridad y de la amenaza que se está encarando, se deben determinar y realizar

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actividades de reparación apropiadas. Estas reparaciones deben ser realizadas de acuerdo con los estándares aceptados y las prácticas de operación.

La

segunda parte de la mitigación es la prevención. La prevención puede detener o desacelerar el deterioro futuro del ducto. También es una actividad adecuada para las amenazas independientes del tiempo.

Todas las actividades de

mitigación deben ser priorizadas y programadas. La priorización y programación debe ser modificada a medida que se obtenga nueva información y debe ser un aspecto del plan en tiempo real (ver sección 7). Las Tablas 5, 6 y 7 proporcionan un ejemplo de un plan de administración de integridad en formato de hoja de cálculo para un segmento de ducto hipotético (línea 1, segmento 3).

Esta hoja de cálculo muestra la información recogida

acerca del segmento, el plan de evaluación de integridad desarrollado con base en la evaluación de riesgo y el plan de mitigación que sería implementado incluyendo el intervalo de reevaluación. 9 PLAN DE FUNCIONAMIENTO

9.1

Introducción

Esta sección proporciona los requerimientos del plan de funcionamiento que se aplican tanto a los programas prescriptivos como a los de administración de integridad basados en desempeño. Las evaluaciones se deben realizar al menos anualmente para ofrecer una medida continua de la efectividad del programa de administración de integridad a través del tiempo. Tales evaluaciones deben considerar

tanto

amenazas

específicas

como

mejoras

agregadas.

Las

evaluaciones específicas de amenazas se pueden aplicar a un área particular de interés mientras que las medidas generales se aplican todos los ductos bajo el programa de administración de integridad.

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La evaluación del programa le ayudará a un operador a responder las siguientes preguntas: (a) ¿Se cumplieron todos los objetivos del programa de administración de integridad? (b) ¿La integridad y la seguridad del ducto mejoraron efectivamente a través del programa de administración de integridad? TABLA 6 EJEMPLO DEL PLAN DE ADMINISTRACIÓN DE INTEGRIDAD PARA UN SEGMENTO HIPOTÉTICO DE DUCTO (PLAN DE EVALUACIÓN DE INTEGRIDAD – LÍNEA 1, SEGMENTO 3) Amenaza

Evaluación de Riesgo/Criterio

Evaluación de Integridad

Mitigación

Intervalo (años)

Corrosión Externa

Historia de algunas corrosiones externas, sin inspección en-línea

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

Remplazar/reparar sitios donde el CFP es menor a 1.25 veces el MAOP

10

Corrosión Interna

No hay historia de asuntos de CI, sin inspección en línea

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

Remplazar/reparar sitios donde el CFP es menor a 1.25 veces el MAOP

10

SCC

Se han encontrado SCC con cierta dimensión de gravedad

Realizar prueba hidrostática

Remplazar el tubo donde se ubiquen las fallas

3-5

Fabricación

Tubo ERW, factor de unión < 1.0, sin prueba hidrostática

Realizar prueba hidrostática

Remplazar el tubo donde se ubiquen las fallas

N/D

Construcción/ Fabricación

No hay asuntos de construcción

No se requiere ninguna

N/D

N/D

Equipo

No hay asuntos de equipo

No se requiere ninguna

N/D

N/D

Daño por Terceros

No hay asuntos de daños por terceros

No se requiere ninguna

N/D

N/D

Operación Incorrecta

No hay asuntos de operaciones

No se requiere ninguna

N/D

N/D

Clima y Fuerzas Externas

No hay asuntos relacionados con clima o fuerzas externas

No se requiere ninguna

N/D

N/D

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9.2 Características de las mediciones de funcionamiento

Las medidas de funcionamiento se enfocan en los resultados del programa de administración de integridad que demuestran que se ha alcanzado una seguridad mejorada. Las medidas de desempeño proporcionan un indicio de efectividad pero no son absolutas. La evaluación de la medida de desempeño y tendencia también pueden llevar al reconocimiento de resultados inesperados que pueden incluir el reconocimiento de amenazas no identificadas previamente. Todas las medidas de desempeño deben ser sencillas, medibles, asequibles, relevantes y deben permitir evaluación en función de tiempo. La selección y evaluación de las medidas de desempeño son una actividad esencia al determinar la efectividad del programa de administración de integridad. Las medidas de desempeño deben ser seleccionadas cuidadosamente para garantizar que son indicadores razonables de la efectividad del programa. El cambio debe ser monitoreado de modo que las medidas sigan siendo efectivas con el paso del tiempo a medida que el plan madura. El tiempo requerido para obtener información suficiente para el análisis también debe ser considerado en el momento de seleccionar las medidas de desempeño. Se deben tener métodos que permitan evaluaciones de medición de desempeño a corto y a largo plazo. Las medidas de

desempeño

del programa de

administración de

integridad

generalmente pueden ser categorizadas en grupos.

9.2.1 Medidas de Actividad o Proceso. Estas medidas pueden ser utilizadas para evaluar actividades de prevención o mitigación. Determinan qué tan bien un operador está implementando varios elementos del programa de administración de integridad. Las medidas relacionadas con actividades o procesos deben ser seleccionadas cuidadosamente para permitir la evaluación de desempeño dentro de un formato de tiempo realista.

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TABLA 7 EJEMPLO DE UN PLAN DE ADMINISTRACIÓN DE INTEGRIDAD PARA UN SEGMENTO DE DUCTO HIPOTÉTICO (PLAN DE MITIGACIÓN—LINEA 1, SEGMENTO 3)

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

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

Intervalo para Re- inspección El intervalo para re-inspección será de 3 años si hubiera una falla causada por SCC. El intervalo será de 5 años si la prueba es exitosa.

Integración de Información Las fallas en las pruebas por razones diferentes a corrosión interna o externa, SCC o defectos de empalme, deben ser consideradas al realizar la evaluación de riesgo para la amenaza asociada.

NOTA GENERAL: Para este segmento de ducto, se realizará prueba hidrostática. La selección de este método es apropiada debido a su capacidad para enfrentar las amenazas por corrosión interna y externa, además de la amenaza por fabricación y la SCC. La presión de prueba será 1.39 veces MAOP.

9.2.2 Medidas Operacionales. Las medidas operacionales incluyen tendencias de operación y de mantenimiento que miden qué tan bien está respondiendo el sistema al programa de administración de integridad. Un ejemplo de tales medidas podría ser los cambios en los promedios de corrosión debido a la implementación de un programa de PC más efectivo. Otro ejemplo es el número de ataques de terceros después de la implementación de actividades de prevención tales como la mejoría en el proceso de notificación de excavaciones dentro del sistema.

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9.2.3

Medidas de Integridad Directa. Estas medidas incluyen escapes,

rupturas, heridos y fatalidades. Además de las categorías anteriores, las medidas de desempeño también pueden ser categorizadas como medidas “activas” y medidas “pasivas”. Las medidas pasivas son reactivas en el sentido que proporcionan un indicio posterior del desempeño del programa de administración de integridad. Las medidas activas son en realidad proactivas, proporcionan un indicio de cómo se puede esperar que el plan funcione. En la tabla 8 se ilustran varios ejemplos de medidas de desempeño clasificados tal como se describió anteriormente.

9.3 Metodología de Medición de Desempeño

Un operador puede evaluar el desempeño de un programa de administración de integridad de un sistema dentro de su propio sistema y también por comparación con otros sistemas industrialmente.

9.4 Medida de Desempeño—Intrasistema

(a) Las métricas de desempeño deben ser seleccionadas y aplicadas periódicamente para la evaluación de los programas de administración de integridad tanto prescriptivos como aquellos basados en desempeño. Tales métricas deben se apropiadas para la evaluación de condiciones locales y específicas de la amenaza, y para la evaluación del desempeño del programa general de administración de integridad. (b) Para los operadores que estén implementando programas precscriptivos, la medición de desempeño debe incluir todas las métricas específicas de la amenaza para cada uno de los casos contenidos en apéndice A (ver tabla 9). Además, las siguientes mediciones del programa general deben ser determinadas y documentadas: (1) Número de kilómetros de ducto versus requerimientos del programa. (2) Número de reparaciones inmediatas como resultado del programa de

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inspección de administración de integridad. (3) Número de reparaciones programadas, realizadas como resultado del programa de inspección de administración de integridad. (4) Número de escapes, fallas e incidentes (clasificados por causa) (c) Para los operadores que implementen programas basados en desempeño, se deben considerara las métricas específicas de amenazas que aparecen en el apéndice A, aunque se pueden utilizar otras que sean más apropiadas para programa específico. Además de las cuatro métricas anteriores, el operador debe seleccionar tres o cuatro métricas adicionales que midan la efectividad del programa basado en desempeño. La tabla 10 proporciona una lista sugerida; sin embargo, el operador puede desarrollar sus propias métricas. Como los intervalos de inspección basados en desempeño serán utilizados en un programa de administración de integridad basado en desempeño, es esencial que se recoja suficiente información métrica para apoyar tales intervalos de inspección. La evaluación debe ser realizada por lo menos anualmente. (d) Además de la información métrica de desempeño recolectada directamente de los segmentos cubiertos por el programa de administración de integridad, se puede realizar un benchmarking que puede comparar un segmento contra otro segmento adyacente o uno de un área diferente del mismo sistema de ducto. La información obtenida puede ser utlizada para evaluar la efectividad de las actividades de prevención, las técnicas de mitigación o la validación del desempeño. Tales comparaciones pueden proporcionar una base para sustanciar análisis métricos e identificar áreas para mejoras en el programa de administración de integridad. (e) Una tercera técnica que proporcionará información efectiva es la auditoría interna. Los operadores deben realizar auditorias periódicas para validar la efectividad de sus programas de administración de integridad y asegurar que han sido realizados de acuerdo con un

plan escrito. Se debe

establecer una frecuencia de auditoría considerando la métrica de desempeño establecida y su base de tiempo particular además de los

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cambios o modificaciones realizados al programa de administración de integridad a medida que evoluciona. Las auditorías pueden ser realizadas por

personal

interno,

preferiblemente

personas

no

involucradas

directamente en la administración del programa, o por otras fuentes. A continuación se presenta una lista de elementos de auditoría esenciales como punto de partida para desarrollar un programa de auditoría para la compañía. (1)

Un programa y políticas de administración de integridad por escrito para todos los elementos contenidos en la figura 2.

(2)

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

(3)

Las actividades se desarrollan de acuerdo con el plan.

(4)

Se ha asignado un individuo responsable por cada elemento.

(5)

Las referencias apropiadas están disponibles para cada individuo responsable.

(6)

Los individuos han recibido la preparación adecuada.

(7)

El programa de administración de integridad se ajusta a los requerimientos de este documento.

(8)

Todas las actividades requeridas se encuentran documentadas.

(9)

Todos los elementos de acción están ajustados al tiempo.

(10) Los criterios de riesgo empleados han sido revisados y documentados. (11) Los criterios de prevención, mitigación y reparación han sido establecidos, ajustados y documentados. (f) La información surgida de las métricas de desempeño específico del programa, de los resultados del benchmarking interno y de las auditoría deben ser utilizados como base efectiva para la evaluación del programa de administración de integridad.

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9.5

Medición de Desempeño—Basada en la Industria

Además de las comparaciones intrasistema, las comparaciones externas pueden proporcionar una base para la medición de desempeño de un programa de administración de integridad. Esto puede incluir comparaciones con otros operadores de ducto, fuentes de datos industriales y fuentes jurisdiccionales. El benchmarking con otros operadores de gasoductos puede ser útil; sin embargo, cualquier medida o evaluación de desempeño de tales fuentes debe ser evaluada cuidadosamente para garantizar que todas las comparaciones sean válidas.. Las auditorías también proporcionan información muy útil.

9.6 Mejoramiento del Desempeño Los resultados de las mediciones de desempeño y las auditorías deben ser utilizados para modificar el programa de administración de integridad como parte de un proceso de mejoramiento continuo. Los resultados de las auditorías internas y externas son medidas de desempeño que deben ser empleadas para evaluar la efectividad. Esto además de otras mediciones estipuladas en le programa de administración de integridad. Las recomendaciones de cambios y mejoras para el programa de administración de integridad deben estar basadas en las medidas de desempeño y en las auditorías. Se deben documentar los resultados, las recomendaciones y los cambios resultantes realizados al programa de administración de integridad.

10 PLAN DE COMUNICACIONES 10.1 Generalidades El operador debe desarrollar e implementar un plan de comunicaciones para mantener informado al personal de la compañía, a las autoridades jurisdiccionales y al público acerca de sus esfuerzos de administración de integridad y los resultados de sus actividades. La información puede ser comunicada como parte de las otras comunicaciones requeridas. Administración de la Integridad del Sistema de Gasoductos

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Algunas partes de la información se debe comunicar rutinariamente. Otras pueden ser comunicadas previa solicitud. La utilización de sitios Web corporativos, industriales y jurisdiccionales puede ser una forma efectiva de realizar estas actividades de comunicación. Las comunicaciones deben ser realizadas tan a menudo como sea necesario para garantizar que los individuos adecuados y las autoridades tengan información actual acerca del sistema del operador y sus propósitos de administración de integridad. Es recomendable que las comunicaciones tengan lugar con la frecuencia necesaria para informar los cambios significativos del plan de administración de integridad. 10.2 Comunicaciones Externas Los siguientes elementos deben ser considerados para comunicación a las diversas partes interesadas. (a) Propietarios de tierras y habitantes a lo largo de la ruta. (1) Nombre de compañía, ubicación e información del contacto. (2) Información de ubicación general y donde se pueden obtener información de ubicación más específica o mapas. (3) Mercancías transportadas.

TABLA 8 MEDIDAS DE DESEMPEÑO Categoría de Medición Proceso/Medidas actividad

Medidas Pasivas

Medidas activas

Daño en el tubo encontrado por sitio

Número de solicitudes de

excavado

notificación

de

excavación;

número de detecciones por vigilancia

Medidas operacionales

Número de anomalías de

Se instalan nuevos

corrosión ILI significativas

rectificadores y fundaciones; cambio en la demanda de PC actual; menos fallas CIS

Medidas de integridad

Escapes por milla en un programa de

Cambio en las fugas por

directa

administración de integridad

milla

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TABLA 9 MÉTRICAS DE DESEMPEÑO Amenazas Corrosión Externa

Métricas de Desempeño para Programas Prescriptivos Número de Fallas en la prueba hidrostática por corrosión externa Número de acciones de reparación tomadas debido a resultados de inspección en línea Número de acciones tomadas debido a resultados de evaluación directa. Número de escapes por corrosión externa

Corrosión Interna

Número de Fallas en la prueba hidrostática por corrosión interna Número de acciones de reparación tomadas debido a resultados de inspección en línea Número de acciones tomadas debido a resultados de evaluación directa. Número de escapes por corrosión interna

Fractura por Corrosión

Número de escapes o fallas en servicio debido a SCC Número de remplazos de reparación debido a SCC Número de fallas en prueba hidrostática debido a SCC

Fabricación

Número de Fallas en la prueba hidrostática por defectos de fabricación Número de escapes por defectos de fabricación

Construcción

Número de escapes o fallas debido a defectos de construcción Número de acoples/ soldaduras reforzadas o retiradas Número de dobleces removidos Número de dobleces inspeccionados Número de soldaduras de ensamble reparadas/ retiradas

Equipo

Número de fallas en la válvula reguladora Número de fallas en la válvula de emisión Número de fallas en el empaque o el o-ring Número de escapes debido a fallas en el equipo

Daño por Terceros

Número de escapes o fallas causados por daños de terceros Número de escapes o fallas causados por tubo dañado previamente Número de escapes o fallas causados por vandalismo Número de reparaciones implementadas como resultado de un daño de terceros antes de un escape o falla

Operaciones Incorrectas

Número de escapes o fallas causados por operaciones incorrectas Número de auditorías/ revisiones realizadas Número de hallazgos según la auditoría clasificados por severidad. Número de cambios a procedimientos debido a auditoría/ revisiones Relacionados con el clima y con fuerzas externas Número de escapes relacionados con el clima o debido a fuerzas externas. Número de reparaciones, remplazos, o acciones de reubicación debido a amenazas relacionadas con el clima o con fuerzas externas.

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TABLA 10 – MEDIDAS DE DESEMPEÑO GENERAL

Kilómetros inspeccionados vs. requerimiento del programa de administración de integridad Número de cambios al programa de administración de integridad solicitados por autoridades jurisdiccionales Condiciones relacionadas con la seguridad por unidad de tiempo. Cantidad de actividades terminadas requeridas en el Programa de administración de integridad Fracción de sistema incluido en el Programa de administración de integridad Número de acciones terminadas que impactan en la seguridad. Número de anomalías que requieren reparación o mitigación Número de escapes reparados Número de fallas en la prueba hidrostática y presiones de prueba Número de eventos de daños por terceros Reducción de riesgo logrado por el Programa de administración de integridad Número de cruces no autorizados Número de eventos precursores detectados Número de invasiones a la ruta Número de golpes al ducto por terceros debido a la carencia de notificación respecto a ubicación. Detecciones de incursión aérea/ terrestre Número de notificaciones de excavación recibidas y su disposición. Número y tipo de comunicaciones públicas emitidas Efectividad de la comunicación Confianza del público en las actividades del Programa de administración de integridad Efectividad del proceso de retroalimentación Costos del Programa de administración de integridad Mejoramiento de la integridad mediante el uso de nueva tecnología Resultados no programados e impacto sobre los clientes.

4) Cómo reconocer, informar y responder a un escape o fuga. (5) Números telefónicos de rutina y de emergencia. (6) Información general acerca de las medidas de integridad y de prevención, y alistamiento para emergencias del operador además de la forma para obtener un resumen de los planes de Administración de Integridad. (7) Información de prevención de daños, incluyendo números de notificación de daños y requerimientos del centro de notificación de excavaciones y a quién contactar en caso de daño.

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(b) Empleados públicos diferentes de los cuerpos de emergencia (1) Distribución periódica a cada municipalidad de mapas e información de contacto de la compañía. (2) Resumen del alistamiento para emergencias y Programa de administración de integridad (c) Cuerpos de emergencia locales y regionales (1) El operador debe mantener enlace continuo con todos los cuerpos de emergencia incluyendo las comisiones locales de planeación y los comités regionales y de área, las oficinas jurisdiccionales, etc. (2) Nombre de la compañía y números telefónicos rutinarios y de emergencia. (3) Mapas locales (4) Descripción de Instalaciones y productos transportados. (5) Cómo reconocer, informar y reaccionar ante un escape. (6) Información general acerca de las medidas de prevención e integridad del operador del ducto y cómo obtener un resumen del Programa de administración de integridad (7) Ubicación y descripción de las estaciones (8) Resumen de la capacidad del operador ante una emergencia. (9) Coordinación del alistamiento para emergencias del operador con el gobierno local (d) Público General. (1) Información respecto a los esfuerzos del operador para soportar la notificación de excavaciones y otras iniciativas de prevención de daños. (2) Nombre de la compañía, contactos e información de reporte de emergencias incluyendo el contacto general de negocios. Es posible que sea necesario algo de diálogo entre el operador y el público con el fin de transmitir la confianza del operador en la integridad del ducto así como transmitir las expectativas del operador respecto a dónde puede ayudar el público a mantener la integridad. Tales oportunidades deben ser aprovechadas para ayudar en la protección de activos, gente y medio ambiente.

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10.3 Comunicaciones internas La parte administrativa del operador y todo el personal interesado debe entender y apoyar el Programa de administración de integridad. Esto se debe lograr mediante el desarrollo e implementación de un aspecto de comunicación interna del plan. Las medidas de desempeño revisadas periódicamente y los ajustes resultantes al Programa de administración de integridad también deben ser parte del plan de comunicaciones internas.

11 ADMINISTRACIÓN DEL CAMBIO (a) La administración formal de los procedimientos de cambio debe ser desarrollada para identificar y considerar el impacto de los cambios en los sistemas de tubería y su integridad. Estos procedimientos deben ser flexibles para acomodarse a los cambios mayores y menores, y deben ser entendidos por el personal que los utiliza. La administración de cambio debe abarcar los cambios técnicos, físicos, procedimentales y organizacionales en el sistema sean permanentes o temporales. El planeamiento debe incorporar la planeación para cada una de las situaciones y considerar sus circunstancias particulares. Un proceso de administración de cambio debe incluir: (1) Razón para el cambio Autoridad para aprobar cambios Análisis de las implicaciones (4) Adquisición de los permisos de trabajo requeridos (5) Documentación (6) comunicación del cambio a las partes afectadas. (7) Limitaciones de Tiempo (8) Cualificación del personal. (b) El operador debe reconocer que los cambios en el sistema pueden exigir cambios en el Programa de administración de integridad y de otra parte que los resultados del programa pueden ocasionar cambios en el sistema. Los siguientes son ejemplos específicos de un gasoducto, pero de ninguna manera exclusivos:. (1) Si un cambio en el uso de la tierra afecta la consecuencia de un incidente de manera tal que aumenta la población cerca del ducto, o afecta la probabilidad de un incidente como el hundimiento por trabajos de minería, el cambio debe ser reflejado en el plan de integridad y se deben reevaluar las amenazas. (2) Si los resultados de la inspección en un Programa de administración de integridad, indican la necesidad de cambios en el programa de PC u otros diferentes de reducciones temporales en la presión de operación, estas modificaciones deben ser comunicadas a los operadores y reflejadas en un Programa de administración de integridad actualizado. (3) Si un operador decide aumentar la presión en el sistema hasta o cerca del MAOP permitido, ese cambio debe ser reflejado en el plan de integridad y las amenazas deben ser reevaluadas. (4) Si una línea ha estado funcionando en forma estable y un cambio en la carga de línea modifica el modo de operación a una carga más cíclica (i.e. cambios diarios en la presión de operación), se debe considerar la fatiga en cada una de las amenazas, como factor de tensión adicional. (c) Junto con la administración, el procedimiento revisado requiere del compromiso del personal que puede evaluar el impacto en la seguridad y si es

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necesario, sugerir controles o modificaciones. El operador debe tener la flexibilidad para mantener la continuidad en la operación dentro de los límite de operación seguros establecidos. (d) La administración del cambio garantiza que el proceso de administración de integridad permanezca viable y efectivo a medida que ocurren los cambios en el sistema y en la misma proporción que se presente información nueva, revisada o corregida. Cualquier cambio en el equipo o los procedimientos tiene el potencial para afectar la integridad del ducto. Sin embargo, la mayoría de cambios así sean pequeños, tiene un efecto consecuente sobre otro aspecto del sistema. Por ejemplo, muchos cambios en el equipo requieren un cambio procedimental o técnico correspondiente. Todos los cambios serán identificados y revisados antes de la implementación. La administración de los procedimientos de cambio proporciona un medio para mantener el orden durante los periodos de cambio en el sistema, y ayuda a preservar la confianza en la integridad del ducto. (e) Para asegurar la integridad de un sistema, se debe desarrollar y mantener un registro documentado de cambios. Esta información proporciona una mejor comprensión del sistema y las posibles amenazas a su integridad. Debe incluir información del proceso y los diseños antes y después de poner en funcionamiento los cambios. (f) La comunicación a cualquiera de las partes afectadas de los cambios realizados en el sistema del ducto, es imperativa para la seguridad del sistema. Como se indica en la sección 10, se deben realizar periódicamente las comunicaciones relacionadas con la integridad del ducto. (g) Los cambios en el sistema, especialmente en el equipo, pueden requerir de capacitación especial para el personal en la correcta operación del equipo nuevo. Además se debe brindar reentrenamiento para garantizar que el personal de las instalaciones entienda y se ciña a los procedimientos actuales. (h) La aplicación de nuevas tecnología en el Programa de administración de integridad y los resultados de tales aplicaciones debe ser documentada y comunicada a todos los interesados. 12 PLAN DE CONTROL DE CALIDAD

12.1 Generalidades Esta sección describe las actividades de control de calidad que deben ser parte de un Programa de administración de integridad. El control de calidad según la definición para este Estándar es “la prueba documentada de que un operador cumple con todos los requerimientos de su Programa de administración de integridad.” Los operadores que tengan un programa de control de calidad que se ajuste o exceda los requerimientos de esta sección pueden incorporar las actividades del Programa de administración de integridad dentro de su plan existente. Para aquellos operadores que no tienen un programa de calidad, esta sección delimita sus requerimientos básicos. Las referencias que aparecen en la sección tres proporciona más detalles para la implementación de tal programa.

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12.2 Administración del Control de Calidad (a) Los requerimientos de un programa de control de calidad incluyen, documentación, implementación y mantenimiento. Generalmente se requieren seis actividades: (1) Identificar los procesos que serán incluidos en el programa de calidad. (2) Determinar la secuencia e interacción de estos procesos. (3) Determinar los criterios y métodos necesarios para garantizar que la operación y el control de estos procesos son efectivos. (4) Proporcionar los recursos y la información necesarios para apoyar la operación y el monitoreo de estos procesos. (5) Monitorear, medir y analizar estos procesos. (6) Implementar las acciones necesarias para lograr los resultados planeados y el mejoramiento continuo de estos procesos. (b) Específicamente, las actividades que se deben incluir en el programa de control de calidad son: (1) Determinar la documentación requerida e incluirla en el programa de calidad. Estos documentos deben ser controlados y mantenidos en los sitios adecuados por el tiempo que dure el programa. Algunos ejemplos de actividades documentadas incluyen: evaluaciones de riesgo, Programa de administración de integridad, informes de administración de integridad y documentos de información. (2) Las responsabilidades y autoridades bajo este programa deben estar clara y formalmente definidas. (3) Los resultados del Programa de administración de integridad y del programa de control de calidad deber ser revisados a intervalos de tiempo predeterminados, haciendo las recomendaciones de mejoramiento correspondientes. (4) Las personas involucradas en el Programa de administración de integridad deben ser competentes y estar conscientes de la importancia del programa y de todas sus actividades, y deben tener el entrenamiento necesario para ejecutar las actividades dentro del programa. Los documentos de tal competencia y cualificación y los procesos para su logros deben ser parte del plan de control de calidad. (5) El operador debe determinar como monitorear el Programa de administración de integridad para demostrar que se está implementando de acuerdo con el plan y documentar estos pasos. Se deben definir estos puntos de control, los criterios y las métricas de desempeño. (6) Se recomiendan auditorias internas periódicas del Programa de administración de integridad y de su plan de calidad. También puede ser útil la revisión del programa completo por parte de terceros independientes. (7) Las acciones correctivas para mejorar el Programa de administración de integridad o el plan de calidad deben ser documentadas, y se debe monitoresar la efectividad de su implementación. (c) Cuando un operador elige utilizar recursos externos para realizar cualquier proceso, por ejemplo el marraneo, que afecta la calidad del Programa de administración de integridad, el operador debe asegurar el control de tales procesos y documentarlos dentro del programa de calidad.

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13 TÉRMINOS, DEFINICIONES Y ABREVIATURAS

Ver Fig. 5Inspección para la jerarquía de la terminología para la evaluación de integridad. Acción Resultado Categoría Indicación Seguimiento  Inmediato  Programado  Monitoreado

Examen

Evaluación Defecto Determinación FIG. 5 JERARQUÍA DE LA TERMINOLOGÍA PARA LA EVALUACIÓN DE INTEGRIDAD  Dependiente de tiempo  Estable Administración de Cambio: proceso que reconoce y comunica sistemáticamente a  No depend. de tiempo

las partes interesadas los cambios de naturaleza técnica, física, procedimental u organizacional que puedan impactar la integridad del sistema. Administración de Riesgos: un programa general que consiste en identificar amenazas potenciales a un área o equipo, evaluando el riesgo asociado con estas amenazas en términos de probabilidad y consecuencias de incidentes. Análisis de Causa Principal: una familia de procesos implementados para determinar la causa principal de un eventos. Esos procesos buscan examinar la relación causa y efecto a través de la organización análisis de la información. Tales procesos se utilizan con frecuencia en el análisis de fallas. B31 G (publicado por ASME): un método analítico semi empírico utilizado para calcular la aceptabilidad de tubo de línea semi corroído para servicio continuo. Camisa de Reparación Compuesta: un método de reparación permanente que utiliza material de camisa compuesta que se aplica sin adhesivo. Clase de Ubicación: Cualquier área en tierra que se extienda a 220 yardas en cualquier lado de la línea central de cualquier ducto de una milla de longitud continua. Las unidades de ubicación están categorizadas de Clase 1 a Clase 4. Las ubicaciones clase 1 son más rurales y las clase 4 son urbanas. Concentrador de Tensión: discontinuidad en una estructura o cambio en el contorno que causa un aumento local de tensión. Consecuencia: el impacto que podría tener la falla de un ducto sobre el público, los empleados, la propiedad y el ambiente. Corrosión Influida Microbiológicamente (MIC): corrosión o deterioro de metales resultante de la actividad metabólica de microorganismos. Tal corrosión puede ser iniciada o acelerada por actividad microbiana. Daño Inducido por Hidrógeno: una forma de degradación de metales causada por

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la exposición a ambientes (líquidos o gaseosos) que causan la absorción de hidrógeno en el material. Algunos ejemplos de este tipo de daño son: la formación de fisuras internas o vejigas en el acero; fragilidad; ataque del hidrógeno a alta temperatura (i.e. descarbonación superficial y reacción química con hidrógeno). Daño Mecánico: una clase de daño en el metálico en un tubo o en el recubrimiento causado por la aplicación de una fuerza externa. El daño mecánico puede incluir abolladuras, remoción del recubrimiento, remoción del metal, movimiento del metal, trabajo en frío del metal subyacente y tensiones residuales. Daño por Terceros: daños a la instalación de un gasoducto por cualquier parte diferente de los que están trabajando para el operador. Para propósitos de este documente también incluye daños causados por personal del operador o los contratistas. Defecto: imperfección de una clase o magnitud que sobrepasa los criterios aceptables. Doblez Arrugado: doblez en un tubo producido por una máquina de campo o proceso controlados que puede dar como resultados discontinuidades abruptas de contorno en su radio interior. Dureza a la Fractura: la resistencia de un material a las fallas desde la extensión de una fisura. Evaluación: el análisis y la determinación de la capacidad de las instalaciones para el servicio bajo las condiciones de operación actuales. Evaluación de Integridad: proceso que incluye la inspección de las instalaciones del ducto, la evaluación de los indicios resultantes de las inspecciones, el examen del tubo utilizando diferentes técnicas, la evaluación de los resultados de los exámenes y la caracterización de la evaluación por tipo de defecto y severidad, y la determinación de la integridad resultante del ducto a través del análisis. Evaluación de Riesgo: un proceso sistemático en el que se identifican los peligros potenciales, y se calcula la probabilidad y consecuencia de eventos adversos potenciales. La evaluación riesgos puede tener diversos alcances y puede ser realizada a niveles variables de detalle dependiendo de los objetivos del operador. (ver sección 5). Examen No Destructivo (NDE): técnica de inspección que no daña el elemento que se está examinando. Esta técnica incluye métodos visuales, radiografía, ultrasonido, electromagnetismo tinturas penetrantes. Examen: la inspección física directa de los ductos por una persona y puede incluir el uso de técnicas de examen no destructivas (NDE). Expertos en la Materia: individuos que tienen experiencia en un área específica. Falla: término general usado para implicar que una parte en servicio ha llegado a ser totalmente inoperable; todavía es operable, pero es incapaz de realizar satisfactoriamente la función; o se ha deteriorado seriamente hasta el punto que no es de confiar o no es seguro su uso continuo. Filtración de Flujo Magnético (MFL): una clase de técnica de inspección en línea que induce un campo magnético en la pared de un tubo entre dos polos de un imán. Los sensores registran los cambios en el flujo magnético para evaluar la pérdida de metal. Fractura Inducida por Hidrógeno (HIC): una forma de daño producido por hidrógeno que consiste en la fractura del metal. Administración de la Integridad del Sistema de Gasoductos

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Fractura por Corrosión (SCC): una forma de ataque ambiental del metal involucrando la interacción de un ambiente local corrosivo y las fuerzas tensiles en el metal dando como resultado la formación y crecimiento de fisuras. Fuga: Escape no intencional de gas del ducto. La fuente de la fuga puede ser hoyos, fracturas, separación del tubo y conexiones defectuosas. Gas: Como se utiliza en este Código, cualquier gas o mezcla de gases adecuados como combustible doméstico o industrial y transportado o distribuido al usuario a través de un sistema de tubería. Los tipos más comunes son gas natural, gas procesado y gas de petróleo licuado distribuido como vapor con o sin mezcla de aire. Gas Enriquecido: un gas que contiene cantidades significativas de hidrocarburos o componentes más pesados que el metano y el etano. Los gases enriquecidos se descomprimen en una forma diferente que el gas metano o el etano. Gradiente de Voltaje de Corriente Directa (DCVG): una técnica de inspección que incluye mediciones eléctricas por encima del terreno tomadas a incrementos predeterminados a lo largo del ducto y utilizada para proporcionar información sobre la efectividad del sistema de recubrimiento. Grado del Tubo: una porción de especificación del material para un tubo que incluye la resistencia mínima. Incidente: una emisión de gas no intencional debido a la falla de un ducto. Indicio: el hallazgo de una técnica de prueba no destructiva. Puede o no ser un defecto. Inspección: el uso de una técnica de prueba no destructiva. Inspección en Línea (ILI): Una técnica de inspección de ducto que utiliza dispositivos conocidos en la industria como “marranos inteligentes”. Estos dispositivos corren dentro del tubo y proporcionan indicios de pérdida de metal, deformación y otros defectos. Integridad Basada en Desempeño: proceso de administración de integridad que utiliza los principios de administración de riesgos las evaluaciones de riesgo para determinar las acciones de prevención, detección y mitigación y su asignación de tiempos. Marrano: dispositivo que corre dentro del tubo para limpiar o inspeccionar el ducto o para separar líquidos. Marrano Inteligente: término industrial para este dispositivo. Marraneable: la capacidad de un ducto o segmento para ser inspeccionado con este dispositivo. Mitigación: limitación o reducción de la probabilidad de ocurrencia de una consecuencia esperada para un evento particular. Operador: una entidad que opera y mantiene las instalaciones del ducto y tiene responsabilidad fiduciaria por tales instalaciones. Perforación en Campana: una excavación que minimiza molestias a la superficie a la vez que proporciona suficiente espacio para examen o reparación de instalaciones enterradas. Ducto: Todas las partes de las instalaciones física en que el gas se mueve durante el transporte, incluyendo tubo, válvulas, uniones, empaques, reguladores, humedecedores de pulso, válvulas de emisión, compresores, estaciones de medición, estaciones reguladoras, y accesorios. Incluido dentro de esta definición Administración de la Integridad del Sistema de Gasoductos

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están las líneas de recolección y transmisión de gas, que transportan gas desde las instalaciones de producción hasta sitios en tierra y el equipo de almacenamiento de gas del tipo tubo cerrado. Presión de Operación Máxima Permitida (MAOP): La presión máxima a la que un sistema de gas puede ser operado de acuerdo con lo previsto en el Código ASME B31.8. Programa Prescriptivo de Administración de Integridad: un proceso de administración de integridad que sigue condiciones preestablecidas que dan como resultado inspección fija y actividades de mitigación. Protección Catódica (CP): una técnica mediante la cual el tubo metálico enterrado está protegido contra el deterioro (oxidación y corrosión diseminada). Prueba de Presión: una medida de la resistencia de una pieza de equipo (tubo) en la que el elemento se llena con un líquido, se sella y se somete a presión. Se utiliza para validar la integridad y detectar defectos de construcción y materiales defectuosos. Resistencia Mínima Especificada (SMYS): expresada en libras por pulgada cuadrada, es la resistencia mínima del acero en el tubo según lo requerido por las especificaciones de producto del tubo. Riesgo: medida de pérdida potencial en términos de la probabilidad de ocurrencia del incidente y la magnitud de las consecuencias. Ruptura: una falla completa de cualquier porción del ducto. Segmento: longitud de ducto o parte del sistema que tiene características únicas en una ubicación geográfica específica. Servidumbre de Paso (RQW): franja de tierra en la cual se construyen los ductos, ferrocarriles, líneas de energía y otras instalaciones similares. Asegura el derecho del paso sobre una propiedad de otros. La servidumbre de paso sólo da el derecho de ingresar y salir para la operación y mantenimiento de la instalación. El ancho de la RQW puede variar y generalmente se determina con base en negociaciones con los afectados o por acción legal. Sistema: se refiere a la infraestructura completa de cualquier operador o a grandes porciones de esa infraestructura que tengan puntos de inicio y llegada definidos. Sistema de Información Geográfica (GIS): Sistema de software, hardware, información y personal para ayudar a manipular, analizar y presentar información que está relacionada con la ubicación geográfica. Sistema de Posicionamiento Global (GPS): sistema usado para identificar la latitud y la longitud de los sitios que usan GPS . Sistema de Transmisión: uno o más segmentos de ducto generalmente interconectados para formar una red, que transporta gas de un sistema de recolección a la salida de una planta de procesamiento de gas, o de un campo de almacenamiento a un sistema de distribución de baja o de alta presión, a un cliente de gran volumen o a otro campo de almacenamiento. Sistema SCA DA: sistema de adquisición y control de la información Transporte de Gas: recolección, transmisión o distribución de gas por ducto o el almacenamiento de gas. Tubo Soldado con Doble Arco Sumergido (Tubo DSAW): tubo que tiene un cordón longitudinal recto o helicoidal con metal de relleno deposita a ambos lados del unión por el proceso de soldadura de arco sumergido. Administración de la Integridad del Sistema de Gasoductos

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Tubo Soldado por Resistencia Eléctrica (Tubo ERW): tubo que tiene un cordón longitudinal recto producido sin la adición de metal de relleno mediante la aplicación de presión y calor obtenidos de la resistencia eléctrica. Ultrasónico: sonido de alta frecuencia. El examen ultrasónico se utiliza para determinar el grosor de la pared y para detectar la presencia de defectos. Vigilancia de Intervalo Cercano (CJS): una técnica de inspección que incluye una serie de mediciones potenciales tubo a suelo, tomadas a incrementos predeterminados de varios pies (i.e., 2,100 ft) a lo largo del ducto y que se utiliza para proporcionar información sobre la efectividad del sistema de protección catódica. 14 REFERENCIAS Y ESTÁNDARES La siguiente es una lista de publicaciones que apoyan o son referencia de este Estándar. (por ser títulos de libros, no se tradujeron)

Common Ground — Study of One-Call Systems and Damage Prevention Best Practices Publisher: Office of Pipeline Safety (OPS), Research and Special Programs Administration, U.S. Department of Transportation, 400 Seventh Street SW, Washington, DC, 20590 Guidelines for Technical Management of Chemical Process Safety Publisher: Center for Chemical Process Safety (CCPS) of the American Institute of Chemical Engineers (AIChE), 345 East 47th Street, New York, NY, 10017 Juran’s Quality Control Handbook (4th Edition) Publisher: McGraw-Hill Book Company, 1221 Avenue of the Americas, New York, NY, 10020 Pipeline Risk Management Manual (2nd Edition) Publisher: Gulf Publishing Company, P.O. Box 2608, Houston, TX, 77252 ANSI/ISO/ASQ Q9004-2000, Quality Management Systems (Spanish Language Version): Guidelines for Performance Improvements Publisher: American Society for Quality (ASQ), P.O. Box 3005, Milwaukee, WI, 53201 API 1160, Managing System Integrity for Hazardous Liquid Pipelines Publisher: American Petroleum Institute (API), 1220 L Street, NW, Washington, DC 20005 ASME B31.8, Gas Transmission and Distribution Piping Systems ASME B31G, Manual for Determining the Remaining Strength of Corroded Pipelines: A Supplement to B31, Code for Pressure Piping ASME CRTD 40-1, Risk-Based In-Service Testing —Development of Guidelines, Vol. 1: General Document Publisher: The American Society of Mechanical Engineers (ASME), Three Park Avenue, New York, NY 10016-5990; Order Dept.: 22 Law Drive, Box 2300, Fairfield, NJ 070072300 GRI-00/0076, Evaluation of Pipeline Design Factors GRI-00/0077, Safety Performance of Natural Gas Transmission and Gathering Systems Regulated by Office of Pipeline Safety GRI-00/0189, Model for Sizing High Consequence Areas Associated With Natural Gas Pipelines GRI-00/0 192, GRJ Guide for Locating and Using Pipeline Industry Research GRI-00/0193, Natural Gas Transmission Pipelines: Pipeline Integrity—Detection, Prevention, and Repair Practices GRI-00/0228, Cost of Periodically Assuring Pipeline Integrity in High Consequence Areas by In-Line Inspection, Pressure Testing and Direct Assessment GRI-00/0230, Periodic Re-verification Intervals for High Consequence Areas

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GRI-00/0231, Direct Assessment and Validation (DRAFT) GRI-00/0232, Leak vs. Rupture Considerations for Steel Low Stress Pipelines GRI-00/0233, Quantifying Pipeline Design at 72% SMYS as a Precursor to Increasing the Design Stress Level GRI-00/0246, Implementation Plan for Periodic Re-verification Intervals for High Consequence Areas GRI-00/0247, Introduction to Smart Pigging in Natural Gas Pipelines GRI-0l/0027, Pipeline Open Data Standard (PODS) GRI-0l/0083, Review of Pressure Re-testing for Gas Transmission Pipelines GRI-01/0084, Proposed New Guidelines for ASME B31.8 on Assessment of Dents and Mechanical Damage GRI-01/0085, Schedule of Responses to Corrosion-Caused Metal Loss Revealed by Integrity-Assessment Results GRI-01/01 11, Determining the Full Cost of a Pipeline Incident GRI-0l/0154, Natural Gas Pipeline Integrity Management Committee Process Overview Report GRI-95/0228. 1, Natural Gas Pipeline Risk Management: Selected Technical Terminology GRI-95/0228.2, Natural Gas Pipeline Risk Management: Search of Literature Worldwide on Risk Assessment/ Risk Management for Loss of Containment GRI-95/0228.3, Natural Gas Pipeline Risk Management: Industry Practices Analysis GRI-95/0228.4, Natural Gas Pipeline Risk Management: Identification of Risk Management Methodologies Publisher: Gas Research Institute (GRI), 1700 5. Mount Prospect Road, DesPlaines, IL, 60018 GPTC 2000-19, Technical Report—Review of Integrity Management for Natural Gas Transmission Pipelines Publisher: Gas Piping Technology Committee (GPTC) of the American National Standards Institute (ANSI), 25 West 43rd Street, New York, NY, 10036 NACE RP-01-69, Cathodic Protection of Underground Structures Publisher: National Association of Corrosion Engineers (NACE) International, 1440 South Creek Drive, Houston, IX 77084 PR-218-9801, Analysis of DOT Reportable Incidents for Gas Transmission and Gathering System Pipelines, 1985-1997 Publisher: Pipeline Research Council International, Inc. (PRCI), 1600 Wilson Blvd., Arlington, VA 22209

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APÉNDICE A - NO OBLIGATORIO CARTAS DE PROCESO DE AMENAZAS Y PLANES PRESCRIPTIVOS DE MANEJO DE INTEGRIDAD Este apéndice suministra cartas de proceso y los elementos de un plan prescriptivo de administración de integridad para las nueve categorías de amenazas relacionadas en este Estándar. Las actividades e intervalos requeridos no son aplicables para algunas condiciones que el operador pudiera encontrar. En esas circunstancias podría ser necesario un análisis más riguroso y una inspección más frecuente. A1 AMENAZA DE CORROSIÓN EXTERNA A1.1 ALCANCE Esta sección es un plan de administración de integridad para el manejo de la amenaza, métodos de evaluación de integridad y la mitigación de corrosión externa (ver Fig. A1). La corrosión externa está definida en este contexto e incluye la corrosión galvánica y la Corrosión Influenciada Microbiológicamente ( MIC ). Esta sección bosqueja los procesos de administración de integridad para la corrosión externa en general y cubre también algunas emisiones específicas. El análisis de incidentes en el ducto, ha identificado la corrosión externa entre las causas de incidentes sucedidos. Recolección, Revisión e Integración de información Los siguientes grupos mínimos de información deben ser recolectados para cada segmento y revisados antes de establecer una evaluación de riesgo. Esta información se recolecta como soporte para la ejecución de la evaluación de riesgo y para consideraciones especiales tales como la identificación de algunas situaciones que requieran de actividades adicionales (a) Año de instalación (b) Tipo de cubierta (c) Condición de la cubierta (d) Años con la adecuada protección catódica (e) Años con una protección catódica cuestionable (f) Años sin protección catódica (g) Características del suelo (h) Reportes de inspección del tubo ( campana de empalme ) (i) MIC detectados (sí, no ´o desconocidos) Historial de escapes Grosor de la pared Diámetro

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Nivel de tensión de la operación Información de pruebas hidrostáticas pasadas Para esta amenaza la información es utilizada fundamentalmente para implementar una evaluación de integridad y / o actividades de mitigación. Donde el operador carece de información se deben utilizar presunciones moderadas, el segmento debe ser colocado en una categoría de prioridad más alta. A1.3 Criterios y Evaluación de Riesgo Para ductos nuevos o tramos de ductos, el operador podrá utilizar la selección original de material, diseñar condiciones e inspecciones de construcción como también la historia actual de operación para establecer la condición del tubo. Para esta situación, el operador debe determinar que las inspecciones de construcción tengan un rigor igual o más alto que las provistas por la evaluación de integridad descritas en este Estándar. En ningún caso el intervalo entre la construcción y la primera re-evaluación de integridad requerida excederá 10 años para operación del tubo por encima del 60% SMYS, 13 años para operación del tubo por encima del 50%SMYS y a o por debajo del 60%SMYS, 15 años para operación del tubo al o por encima del 30% SMYS y a o por debajo del 50% SMYS, y 20 años para operación del tubo por debajo del 30%SMYS. Para el resto de segmentos del ducto más antiguos que los relacionados arriba, la evaluación de integridad será establecida utilizando una metodología, dentro de los intervalos de respuesta específicos, consignados en la sección de Respuesta y Mitigación. Las anteriores evaluaciones de integridad pueden ser consideradas como la reunión de estos requisitos, en que las inspecciones tienen un rigor igual o más amplio que aquellos suministrados por las inspecciones descritas en este Estándar. El intervalo entre la evaluación de integridad anterior y la próxima evaluación de integridad no pueden exceder el intervalo establecido en este Estándar. A 1.4 Evaluación de Integridad El operador puede escoger entre tres métodos de evaluación de integridad. Los métodos son: Inspección en línea con una herramienta capaz de detectar pérdida en la pared, tal como una herramienta MFL, ejecutando una prueba de presión o estableciendo una evaluación directa. Inspección en Línea. El operador debe consultar la sección 6 de este Estándar. La sección 6 define la capacidad de varios dispositivos ILI y suministra los criterios para el manejo de la herramienta. El operador selecciona la herramienta apropiada y él o su representante ejecuta la inspección. Prueba de presión. El operador debe consultar la sección 6 de este Estándar. La sección 6 define como implementar prueba para ductos en servicio y posterior a la construcción. El operador selecciona la prueba apropiada y él o su representante

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la ejecuta. Evaluación Directa. El operador debe consultar la sección 6 de este Estándar. La sección 6 define el proceso, herramientas e inspecciones. El operador selecciona las herramientas apropiadas y él o su representante, ejecuta las inspecciones.

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Recolección, revisión e integración de datos

Otra información para otras amenazas

Evaluación de criterios y riesgos

Determinar evaluación de intervalos

Evaluación de integridad (ILI, DA, Hydroprueba u otros)

Respuestas y Mitigación (reparacion y/o prevencion)

Ejecuciones Métricas FIG. A1 PLAN EXTERNO DE ADMINISTRACION DE INTEGRIDAD AMENAZA DE CORROSION (PROCESO SIMPLIFICADO – PRESCRIPTIVO)

A1.5 Respuestas y Mitigación Las respuestas para evaluaciones de integridad se detallan a continuación: Inspección en línea. La respuesta depende de la gravedad de la corrosión, determinada por el cálculo de las indicaciones de la falla crítica de presión (ver ASME B31G o su equivalente) y un grado de corrosión razonablemente anticipado o científicamente probado. Evaluación directa. La respuesta depende del número de indicaciones examinadas, evaluadas y reparadas. Ver sección 7 para respuestas de evaluaciones de integridad. Prueba de presión. El intervalo depende de la prueba de presión. Si la prueba de

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presión fue al menos 1.39 veces MAOP, el intervalo debe ser 10 años. Si la prueba de presión fue al menos 1.25 veces MAOP, el intervalo debe ser 5 años (ver sección 7). Si la presión de operación real es menor que los factores MAOP descritos anteriormente, se pueden aplicar a la presión de operación actual, en lugar de MAOP con el propósito de asegurar integridad en la presión reducida únicamente. El operador debe seleccionar el método de reparación apropiado como se describe en la sección 7. El operador debe seleccionar las prácticas de prevención apropiadas como se describen en la sección 7. A1.6 Información Adicional Durante las actividades de inspección, el operador puede encontrar otros datos que deben ser utilizados cuando se ejecuten evaluaciones de riego para otras amenazas. Por ejemplo, cuando se implemente un ILI con una herramienta MFL, las abolladuras pueden ser detectadas de la mitad hacia la parte superior del tubo. Esto podría ser ocasionado por daños de un tercero. Lo apropiado entonces es utilizar esta información cuando se implementen evaluaciones de riesgo para la amenaza de daño por un tercero. A1.7 Intervalos de Evaluación Se requiere que el operador evalúe la integridad periódicamente. El intervalo para las evaluaciones depende de las respuestas contenidas en el parágrafo A1.5, Respuestas y Mitigación, mencionados anteriormente. Estos intervalos son los máximos permitidos. El operador debe incorporar nuevos datos a la evaluación, a la medida que haya datos disponibles y que puedan requerir una evaluación de integridad más frecuente. Por ejemplo, el escape en un segmento puede ser causado por corrosión externa la cual necesitaría de reevaluación inmediata. Los cambios a este segmento podrían también requerir re-evaluación. El cambio de administración está contemplado en este documento en la sección 11. A 1.8 Medidas de Desempeño Las siguientes medidas de desempeño se deben documentar por la amenaza de corrosión externa, con el fin de establecer la efectividad del programa y para el intervalo de la evaluación de integridad: Número de fallas en las pruebas hidrostáticas causadas por la corrosión externa. Número de acciones de reparación tomadas debido a los resultados de la inspección en línea, inmediatos y programados. Número de acciones de reparación tomados debido a los resultados de la evaluación directa, inmediatos y programados. Número de fugas por corrosión externa (para ductos de baja tensión puede ser de Administración de la Integridad del Sistema de Gasoductos

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benéfico recopilar fugas de acuerdo con su clasificación. A 2 Amenaza de Corrosión Interna A 2.1 Alcance Esta sección es un plan de administración de integridad para el manejo de la amenaza, los métodos de evaluación de integridad y la mitigación de la corrosión interna. La corrosión interna está definida en este contexto e incluye la corrosión química y la corrosión interna influenciada microbiológicamente (MIC) (ver Fig. A2). Esta sección contiene el proceso de administración de integridad para corrosión interna y general y también cubre algunas evaluaciones específicas. El análisis de incidentes del ducto ha identificado la corrosión interna entre las causas de incidentes anteriores. Recolección, Revisión e Integración de información Los siguientes grupos mínimos de información deben ser recolectados para cada segmento y revisados antes de establecer una evaluación de riesgo. Esta información se recolecta como soporte para la ejecucion de la evaluacion y para consideraciones especiales tales como la identificación de algunas situaciones que requieran de más actividades o de actividades adicionales. (a) Año de instalación Reportes de inspección del tubo ( campana de empalme) Historial de escapes Grosor de la pared Diámetro Información de las pruebas hidrostáticas anteriores Análisis de sólidos, líquidos y gases ( particularmente sulfuro de hidrogeno, dioxido de carbono, oxigeno, agua y clorhidratos) Resultado de pruebas del comportamiento de las bacterias Parámetros de operación Dispositivos de detección de corrosión Coupons, probes etc) Parámetros de operación (particularmente presión y velocidad de flujo y especialmente periodos donde no hay flujo ) Nivel de tensión de operación (%SMYS ) Para esta amenaza la información se utiliza fundamentalmente con el fin de implementar una evaluación de integridad y / o actividades de mitigacion. Donde el operador carece de información se deben utilizar presunciones moderadas y el segmento debe ser colocado en una categoría de prioridad más alta.

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A2.3 Criterios y evaluación de Riesgos Para ductos nuevos o tramos de ductos, el operador podrá utilizar la selección original de material, diseñar condiciones e inspecciones de construcción como también la historia actual de operación para establecer la condición del tubo. Para esta situación, el operador debe determinar que las inspecciones de construcción tengan un rigor igual o más alto que las provistas por la evaluación de integridad descritas en este Estándar. En ningún caso el intervalo entre la construcción y la primera re-evaluación de integridad requerida podrá sobrepasar 10 años para el tubo en operación por encima del 60% SMYS, 13 años para el tubo en operación por encima del 50%SMYS y al o por debajo del 60%SMYS, 15 años para el tubo en operación a o por debajo del 50% SMYS. Para el resto de segmentos del ducto mas antiguos que lo relacionados arriba, la evaluación de integridad será establecida utilizando una metodología, dentro de los intervalos de respuesta específicos, consignados en la sección de Respuesta y Mitigación.

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Recolección, revisión e integración de datos Evaluación de integridad (ILI, DA, prueba hidrostática u otro)

Otra información para otras amenazas

Evaluación de criterios y riesgos

Determinar intervalos de evaluación

Respuestas y Mitigación

FIG. A2 PLAN DE ADMINISTRACION DE INTEGRIDAD POR AMENAZA DE CORROSION INTERNA (PROCESO SIMPLIFICADO_PRESCRIPTIVO)

Métricas de Desempeño

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Las anteriores evaluaciones de integridad pueden ser consideradas como la reunión de estos requisitos, en que las inspecciones tiene un igual o más grande que aquellos suministrados por las inspecciones descritas en este Estándar. El intervalo entre la evaluación de integridad anterior y la próxima evaluación de integridad no pueden exceder el intervalo establecido en este Estándar. A2.4 Evaluación de Integridad El operador puede escoger entre tres métodos de evaluación de integridad. Los métodos son inspección en línea con una herramienta capaz de detectar pérdida en la pared tal como una herramienta MFL; ejecutando un test de presión; o , implementando una evaluación directa. Para una inspección en línea, el operador debe consultar la sección 6 de este Estándar. Este Estándar define la capacidad de algunos dispositivos ILI y suministra los criterios para la utilización de la herramienta. El operador selecciona la herramienta apropiada y el o su representante ejecuta la inspección. Prueba de Presión. El operador debe consultar la sección 6 de este Estándar. La sección 6 define como implementar pruebas para ductos en servicio y postconstrucción. El operador selecciona la prueba apropiada y el o su representante la ejecuta. Evaluación Directa. El operador debe consultar la sección 6 de este Estándar. La sección 6 define el proceso, herramientas e inspecciones. El operador selecciona la herramienta apropiada y él o su representante ejecuta las inspecciones. A2.5 Respuestas y Mitigación Las respuestas para evaluaciones de integridad se relacionan a continuación: Inspección en Línea. La respuesta depende de la gravedad de la corrosión determinada por el cálculo de las indicaciones de la falla crítica de presión (ver ASME B 31 G o su equivalente) y un grado de corrosión razonablemente anticipado o científicamente probado. Evaluación directa. La respuesta depende del número de indicios examinados, evaluados y reparados. Ver sección 7 para respuestas de evaluaciones de integridad. Prueba de presión. El intervalo depende de la prueba de presión. Si la prueba de presión fue al menos 1.39 veces MAOP, el intervalo debe ser 10 años. Si la prueba de presión fue al menos 1.25 veces MAOP, el intervalo debe ser 5 años (ver sección 7). Si la presión de operación actual es menor que los factores MAOP descritos anteriormente, se pueden aplicar a la presión de operación actual, en lugar de MAOP con el propósito de asegurar integridad en la presión reducida únicamente. El operador debe seleccionar los métodos de reparación apropiado como se describen en la sección 7.

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El operador debe seleccionar las prácticas de prevención apropiadas. Las prácticas de prevención apropiadas se describen en la sección 7. La información que confirma que un ambiente de corrosión existe debe implementar un plan rápido de mitigación y se debe llevar a cabo una acción inmediata. La información sugiriendo que un ambiente de corrosión podría existir debe llevar a una inmediata re-evaluación. Si la información demuestra que no existe condiciones o ambiente de corrosión el operador debe entonces identificar las condiciones que llevarían a una re-evaluación. A2.6 Otra Información Durante las actividades de inspección, el operador puede encontrar otros datos que deben ser utilizados cuando se ejecuten evaluaciones de riego para otras amenazas. Por ejemplo, cuando se implemente un ILI con una herramienta MFL, las abolladuras pueden ser detectadas de la mitad hacia la parte superior del tubo. Este daño pude haber sido ocasionado por un tercero. Lo apropiado entonces es utilizar esta información cuando se implementen evaluaciones de integridad para la amenaza de daño por un tercero. A2.7 Intervalos de Evaluación. Se requiere que el operador evalúe la integridad periódicamente. El intervalo para las evaluaciones depende de las respuestas contenidas en la sección Respuestas y Mitigación mencionada anteriormente. Estos intervalos se deben considerar máximos. El operador debe incorporar nuevos datos a la evaluación, a la medida que haya datos disponibles y que puedan requerir una evaluación de integridad más frecuente. Por ejemplo, el escape en un segmento puede ser causado por corrosión interna la cual necesitaría de re-evaluación inmediata. Los cambios a este segmento podrían también requerir re-evaluación. Este cambio de administración está contemplado en este documento en la sección 11. A 2.8 Medidas de Desempeño. Las siguientes medidas de desempeño se deben documentar por la amenaza de corrosión interna con el fin de establecer la efectividad del programa y para la confirmación del intervalo de la evaluación de integridad: Número de fallas en las pruebas hidrostáticas causadas por la corrosión interna. Número de acciones de reparación tomadas debido a los resultados de la inspección en línea, inmediatos y programados. Número de acciones de reparación tomados debido a los resultados de la evaluación directa, inmediatos y programados. Número de fugas por corrosión externa (para ductos de baja tensión puede ser de beneficio recopilar fugas de acuerdo con su clasificacion. Administración de la Integridad del Sistema de Gasoductos

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A3 Amenaza de Fractura por Corrosión (SCC) A3.1 Alcance Esta sección es un plan de administración de integridad para el manejo de la amenaza, y métodos de evaluación y mitigación de integridad para tipos de fractura por corrosión(SCC)con alto pH en gasoductos (ver fig. A3). Un Tipo SCC casi neutral puede requerir una inspección y un plan de mitigación alterno. Los planes para evaluación y mitigación de integridad para ambos fenómenos se discuten en publicaciones de investigación escritas. Esta sección no maneja todos los posibles valores de una inspección para mitigación de SCC. A medida que nuevas herramientas y tecnologías se desarrollan estas se pueden evaluar y estar disponibles para el uso del operador A3.2 Recolección, Revisión e Integración de Información Los siguientes grupos mínimos de información deben ser recolectados para cada segmento y revisados antes de implementar una evaluación de riesgo. Esta información se recolecta para la ejecución de evaluaciones de riesgo y para consideraciones especiales tales como identificar situaciones que requieran más actividades o actividades adicionales Antigüedad del tubo Nivel de tensión de operación Temperatura de operación Distancia del segmento de la estación compresora Tipo de revestimiento Información de hidropruebas anteriores por razones diferentes a una investigación de agrietamiento por tensión de corrosión Cuando el operador carece de información, se deben utilizar presunciones moderadas cuando se ejecuten análisis de riesgo o como alternativa el segmento se debe colocar en una categoria de prioridad más alta. A3.3 Criterios y Evaluación de Riesgo Cada segmento debe ser evaluado por el riesgo de una posible amenaza de fractura por corrosiónsi se presentan los siguientes criterios: (a) Tensión de operación >60% SMYS (b) Temperatura de operación >100ºF Distancia de la estación compresora < 20 millas Antigüedad > 10 años Todos los sistemas de cubrimiento de corrosión diferentes a la fusión de adherencia epóxica (FBE) Además, cada segmento en el que uno o más incidentes de servicio o una o más pruebas hidrostáticas hayan sufrido rupturas o fugas causadas por uno de los dos Administración de la Integridad del Sistema de Gasoductos

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tipos de fractura por corrosión deben ser evaluadas aunque las condiciones que determinaron el fractura por corrosión hayan sido corregidas. Para esta amenaza, la evaluación de riesgo consiste en comparar los elementos de información con los criterios. Si las condiciones de criterio se reúnen o si el segmento tiene una historia previa de fractura por corrosión(si la inspección de la campana de empalme indica agrietamiento por tensión de corrosión, fallas en las hidropruebas causadas por fractura por corrosión, fallas en el servicio o fugas), el tubo se considera un riesgo con la aparición de fracturas por corrosión. De lo contrario si una de las condiciones de criterio no se reúne y si el segmento no tiene una historia de agrietamiento por tensión de corrosión, no se requiere tomar alguna acción.

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A3.4 Evaluación de Integridad Si las condiciones para fractura por corrosión se presentan (i,e. Reúne los criterios) se debe preparar un plan escrito de evaluación, examen e inspección. El plan debe considerar la evaluación de integridad para otras amenazas y la prioridad entre otros segmentos que estén en riesgo de fractura por corrosión ATC. Si el ducto experimenta una fuga o ruptura en servicio, la cual se atribuye a la corrosión, el segmento en particular, debe ser sujeto a una prueba hidrostática (como se describe a continuación) dentro de un período de doce meses. Se debe implementar un programa documentado de re-prueba hidrostática para este segmento. Nota: Se requiere una prueba de presión hidrostática. No se permite el uso de otros medios de prueba. Las siguientes actividades de inspección y mitigación son aceptables para determinar los segmentos de tubo en riesgo de fractura por corrosión: Método de Evaluación y Examen de la Campana de Acople Se deben implementar las medidas de seguridad apropiadas antes de cualquier actividad de excavación. Escoger el sitio más adecuado. En algunas áreas de desadherencia del revestimiento, éste se debe retirar e inspeccionar la superficie para detectar fracturas por corrosión, utilizando una inspección de partículas magnéticas mediante procedimiento de inspección documentado. Resultados: Sin indicación de fractura por corrosión- ATC. Revestir el área de desadherencia utilizando un método y revestimiento apropiados. Evaluar los intervalos programados para inspecciones de campana de empalme adicionales si es necesario. Indicación de agrietamiento por tensión de corrosión. Cuando se detectan indicaciones de agrietamiento por tensión de corrosión, se deben utilizar los siguientes tres métodos de mitigación. Evaluar los métodos de reparación o remoción para agrietamiento por tensión de corrosión. Investigaciones Industriales tales como PR-218-9307 tratan sobre métodos de reparación para agrietamientos por tensión de corrosión; o Prueba hidrostática para la sección de válvula correspondiente. Ver la siguiente sección de prueba hidrostática para fractura por corrosión; o Una evaluación crítica de ingeniería podría conducir a la evaluación del riesgo y la identificación de algunos métodos alternos de mitigación. (ver evaluación crítica de ingeniería a continuación). Prueba Hidrostática para fractura por corrosión. Las condiciones para la prueba hidrostática para la mitigación de fractura por corrosión se desarrollan a través de la investigación de la industria para optimizar la remoción de defectos de tamaño críticos mientras se minimiza el incremento de defectos de tamaño menos crítico. Administración de la Integridad del Sistema de Gasoductos

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Criterios recomendados para pruebas hidrostáticas: Prueba de presión de alto punto equivalente mínimo a 100%SMYS. El objetivo de la prueba de presión se debe mantener por un periodo mínimo de 10 minutos Al retornar el ducto al servicio de gas, una llama de medición debe ser implementada. (Se deben considerar algunas alternativas en el acontecimiento de fallas e la prueba hidrostática debido a causas diferentes de agrietamiento por tensión de corrosión) Resultados: Prueba Hidrostática para Ruptura o Fuga sin Agrietamiento por Tensión de Corrosión. Si no ocurren rupturas o fugaz por fractura por corrosión el operador debe utilizar una de las siguientes dos opciones para dirigir una mitigación a largo plazo de agrietamiento por tensión de corrosión. Implementar un programa escrito de reprueba hidrostática con un intervalo técnicamente justificable, o Ejecutar una Evaluación Crítica de Ingeniería e identificar métodos adicionales de mitigación. (Ver Evaluación Critica de Ingeniería más adelante) Prueba Hidrostática de Fuga o Ruptura de Agrietamiento por Tensión de Corrosión. Si una fuga o ruptura ocurre debido al agrietamiento por tensión de corrosión, el operador debe implementar una de las siguientes tres opciones para la mitigación a largo plazo de agrietamiento por tensión de corrosión Un programa de reprueba debe implementarse para la sección de válvula correspondiente El operador debe considerar cuidadosamente el intervalo de reprueba El intervalo debe estar justificado técnicamente en el programa escrito de reprueba Evaluación crítica de Ingeniería. Un documento escrito que evalúe los riesgos de fractura por corrosión y que suministre un plan técnicamente defensivo, o un comportamiento de seguridad satisfactorio para el ducto. El documento debe considerar el incremento defectuoso de mecanismos del proceso para fractura por corrosión

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Recolección, revisión e integración de datos

No se requiere acción

Evaluación de riesgos y criterios

Determinar intervalos de evaluacion

Evaluación de integridad Fugas en servicio u ocurridas debido a ATC

Revision de la campana de acople ATC no Detectada

ATC detectada

Redefinir intervalos

Fallas por ATC

Evaluación de Ingeniería

Evaluación de Ingeniería

Prueba hidrostática

Sin fallas por ATC Programa de Reprueba Hidrostática

Evaluación de integridad mitigación (reparación y/o Prevención) e intervalos

Programa de Reprueba Hidrostática

Métricas de Desempeño

Evaluación de Ingeniería

Otro programa de inspección

No se requiere acción

Otra información para otras amenazas

FIG. A3 PROGRAMA DE ADMINISTRACION DE INTEGRIDAD AMENAZA DE FRACTURA POR CORROSION (PROCESO SIMPLIFICADO – PRESCRIPTIVO)

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A3.5 INFORMACIÓN ADICIONAL

Durante la evaluación de integridad y las actividades de mitigación el operador podrá encontrar información adicional que seria pertinente para otras amenazas.

A3.6 Medidas de Desempeño

Las siguientes medidas de desempeño se deben documentar para la amenaza de fractura por corrosión con el fin de establecer la efectividad del programa y la confirmación de la inspección de intervalo. Número de escapes y fallas en el servicio debido a agrietamiento por tensión de corrosión Número de reparaciones o reemplazos debido a fractura por corrosión Número de fallas en pruebas hidrostáticas debido a SCC

A4 AMENAZA POR ENSAMBLE (UNION DE TUBO Y TUBO)

A4.1 Alcance

Esta sección es un plan de administración de integridad, que contempla la amenaza y los métodos de evaluación de integridad y mitigación para problemas de fabricación. La fabricación se refiere en este contexto a la unión tubo a tubo (ver fig. A4)

Esta sección contiene el proceso de administración de integridad para problemas de fabricación en general y también incluye algunos asuntos específicos.

El

análisis de incidente en el ducto ha identificado la fabricación dentro de incidentes sucedidos.

A4.2 Recolección, Revisión e Integración de Información

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Los siguientes grupos mínimos de información deben ser recolectados para cada segmento y revisados antes establecer una evaluación de riesgo.

Esta

información se debe recoger para la ejecución de una evaluación de riesgo y para consideraciones especiales como identificar algunas situaciones que requieran más actividades o actividades adicionales.

Material del tubo Año de instalación Proceso de fabricación (antigüedad de fabricación como alternativa; ver nota más adelante Tipo de empalme Factor de unión Historia de presión de operación

Cuando

el operador carezca de información, se deben utilizar algunas

presunciones moderadas al realizar la evaluación de riesgo, o como alternativa se debe colocar el segmento en una categoría de prioridad más alta.

NOTA: Cuando se desconoce la información del tubo, el operador debe consultar el siguiente documento "Historia de fabricación de tubería en línea en Norteamérica" de J.F. Kiefner I.E.B. Clark, 1996 ASME.

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Determinar intervalos de evaluacion

Evaluación criterios y integridad Respuestas y mitigación Métricas dede Desempeño Recolección, revisión e riesgos integración de datos

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Otra información para otras amenazas

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FIG. A4 PLAN DE ADMINISTRACION DE INTEGRIDAD POR AMENAZA EN LA FABRICACION (TUBO Y EMPALME) (PROCESO SIMPLIFICADO_PRESCRIPTIVO

A 4.3 Criterios y Evaluación de Riesgos Para tubería de hierro fundido, tubería de acero con más de cincuenta años de antigüedad, ductos acoplados mecánicamente, o ductos unidos por medio de soldaduras de acetileno, donde se experimentan bajas temperaturas, o donde el tubo se expone a movimientos tales como el de tierra o la remoción de las atacaduras de soporte, se examina el terreno si es necesario. Si se observa el movimiento de tierra o se puede anticipar razonablemente se debe establecer un programa para la vigilancia del movimiento del ducto e iniciar las actividades de intervención apropiadas.

Si el tubo tiene un factor de unión menor de 1.0 (por ejemplo tubo soldado traslapado) o si el ducto es ERW con soldadura de baja frecuencia, se debe considerar la existencia de una amenaza por ensamble.

A4.4 Evaluación de Integridad

Para tubos de hierro fundido, la evaluación debe incluir una valoración para determinar si el tubo esta sujeto o no al movimiento de tierra o a la remoción del soporte.

Para inquietudes con respecto a la unión de un tubo de acero cuando el MAOP de un ducto se incrementa o cuando el incremento de la presión de operación esta arriba del historial de presión de operación (presión más alta reportada en los últimos cinco años) se debe implementar una prueba de presión para tratar este Administración de la Integridad del Sistema de Gasoductos

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empalme. La prueba de presión debe ser de acuerdo con ASME B31.8; al menos 1.25 veces el MAOP. ASME

B 31.8 define como implementar pruebas para

ambos, ductos en servicio y posterior a la construcción.

A4.5 Respuestas y Mitigación

Para descartar un tubo de hierro las opciones de mitigación incluyen reemplazar o estabilizar el tubo.

Para un tubo de acero cualquier sección que falle la prueba de presión se debe reemplazar.

El operador debe seleccionar las prácticas de prevención apropiadas. Para esta amenaza, el operador debe desarrollar especificaciones para el tubo que reúnan o excedan los requerimientos de ASME B 31.8

Otra Información

Durante las actividades de inspección el operador puede encontrar datos adicionales que pueden ser utilizados cuando se ejecuten evaluaciones de riesgo para otras amenazas.

Por ejemplo algunos tipos de unión pueden ser más

susceptibles a una corrosión acelerada. Es apropiado utilizar esta información cuando se establezcan evaluaciones de riesgo para corrosión interna o externa.

A4.7 Intervalo de Evaluación

No se requiere una evaluación de integridad periódica.

Los cambios en el

segmento pueden llevar a una re-evaluación tales como sobrecargando la presión de operación de los ductos cambios en las condiciones de operación como un ciclo de presión significante.

El cambio de administración se trata en este

documento en la sección 11.

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A4.8 Medidas de Desempeño

Las siguientes medidas de desempeño deben ser documentadas para la amenaza de fabricación con el fin de establecer la efectividad del programa y la confirmación de el intervalo de inspección: Número de fallas de la prueba hidrostática causados por defectos de fabricación Número de escapes debido a defectos de fabricación.

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A5

AMENAZA POR CONSTRUCCIÓN (SOLDADURA CIRCUNFERENCIAL,

SOLDADURA DE ENSAMBLE, DOBLECES CORRUGADOS, O ROSCAS DAÑADAS, TUBOS/ACOPLES ROTOS)

A5,1 Alcance

Esta sección es un plan de administración de integridad para tratar la amenaza, y los métodos de evaluación de integridad y mitigación para problemas en la construcción.

La construcción en este contexto está definida como L a

construcción se define en esta contexto como soldadura circunferencial, soldadura de ensamble, dobleces corrugados, o roscas dañadas, y tubos/acoples rotos.

Esta sección contiene el proceso de administración de integridad para los problemas de construcción en general, y también cubre algunos asuntos específicos. El análisis de incidentes en el ducto ha identificado la construcción entre las causas de incidentes sucedidos.

A5.2 Recolección, Revisión e Integración de Información

Los siguientes grupos mínimos de información se deben recoger y revisar para cada segmento antes de establecer una evaluación de riesgo. Esta información se recoge como soporte para la ejecución de la evaluación de riesgo y consideraciones especiales como identificar algunas situaciones que requieran más o actividades adicionales:

Material del tubo Identificación de dobleces corrugados Identificación de acoples Refuerzo de acoples posterior a la construcción Procedimientos de soldadura Refuerzo de la soldadura circunferencial posterior a la construcción

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Información NDT sobre soldaduras Información de la prueba hidrostática Reportes de inspección del tubo (campana de acople) Potencial para fuerzas externas (ver sección A9) Propiedades del suelo y profundidad del cubrimiento dobleces corrugados Rangos máximos de temperatura para dobleces corrugados Radio de doblez y grados de cambio de ángulo para los dobleces corrugados. Historia de presión de operación y operación esperada, incluyendo un ciclo de presión significativo y un mecanismo de fatiga.

Donde el operador carece de datos, se deben utilizar presunciones moderadas cuando se ejecuta la evaluación de riesgo o como alternativa se debe dar prioridad más alta al segmento.

A5.3 Criterios y Evaluación de Riesgo

Para soldaduras circunferenciales, se requiere información NDT y una revisión de procedimientos de soldadura para asegurarse que las soldaduras sean adecuadas.

Para fabricación de soldaduras, se requiere una revisión de los procesos de soladura e información NDT, como también la de fuerzas debido al asentamiento en tierra o a cargas externas para asegurar que las soldaduras sean adecuadas.

Para dobleces corrugados

como también para acoples, se deben revisar los

reportes de inspección visual para asegurar su integridad continua. El movimiento potencial de ducto, puede causar tensiones laterales adicionales y/o axiales. Se debe revisar la información relacionada con el movimiento del tubo, al igual que el rango de temperatura, radio de doblez y los grados de doblez, profundidad de la cobertura y las propiedades del suelo.

Estos factores son importantes para

determinar si las curvaturas están o no sujetas a tensiones o fatigas perjudiciales.

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Determinar intervalos de evaluacion

Evaluación criterios y integridad Respuestas y mitigación Métricas dede Desempeño Recolección, revisión e riesgos integración de datos

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Otra información para otras amenazas

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FIG.

A5

PLAN

CONSTRUCCION

DE

ADMINISTRACION

(SOLDADURA

DE

INTEGRIDAD

CIRCUNFERENCIAL,

POR

AMENAZA

SOLDADURA

DE

EN

LA

ENSAMBLE,

DOBLECES CORRUGADOS, O ROSCAS DAÑADAS, TUBOS/ACOPLES ROTOS) (PROCESO SIMPLIFICADO – PRESCRIPTIVO)

La existencia de estas amenazas relacionadas con la construcción, por si sola, no significa asunto de integridad. La presencia de estas amenazas en conjunto con el potencial de fuerzas internas, incrementa significativamente la probabilidad de un evento. Se debe integrar y evaluar la información para determinar donde estas características de construcción coexisten con una fuerza potencial externa.

A5.4 Evaluación de Integridad

Para amenazas de construcción, la inspección debe ser a través de integración de información, examen y evaluación para amenazas que coincidan con el potencial para movimiento de tierra o con las fuerzas externas que afecten el tubo.

A5.5 Respuestas y Mitigación

El operador debe seleccionar las prácticas de prevención apropiadas. Para esta amenaza, el operador debe desarrollar protocolos de excavación para asegurar que el tubo no se mueva e introducir tensión adicional.

Adicionalmente, el

operador debe establecer exámenes y evaluaciones cada vez que el tubo sea expuesto.

Las amenazas potenciales deben ser mitigadas por procedimientos

proactivos que requieran, inspección, reparación, reemplazo o refuerzos cuando la necesidad de inspeccionar el ducto cuando se den otras razones de

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mantenimiento.

A5.6 Otra Información

Durante las actividades de inspección, el operador podrá encontrar otros datos que pueden ser usados cuando se ejecuten evaluaciones de riesgo para otras amenazas. Por ejemplo, algunos tipos de cordones podrían ser más susceptibles a una corrosión acelerada. Lo apropiado es utilizar esta información cuando se establezcan evaluaciones de riesgo para corrosión interna o externa.

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A5.7 Intervalos de Evaluación

No se requiere evaluación periódica. Los cambios en el segmento o en el uso de tierra, podrían llevar a una reevaluación.

El cambio en la administración se

contempla en este documento en la sección 11.

A5.8 Medidas de Desempeño

Las siguientes medidas de desempeño se deben documentar para la amenaza de construcción, con el fin de establecer la efectividad del programa:

Número de fugas o fallas debido a los defectos de construcción Número de soldaduras circunferenciales / acoples reforzados / removidos Número de dobleces rugosos removidos Número de inspecciones a dobleces rugosos Número de soldaduras de fabricación reparadas / removidas

A6 AMENAZAS DE EQUIPO (EMPAQUES Y ANILLOS, CONTROL/EMISIÓN, SELLOS/EMPAQUETADURA DE LA BOMBA)

A6.1 Alcance

Esta sección es un plan de administración de integridad para contemplar la amenaza, y los métodos de evaluación de integridad y mitigación para las fallas en el equipo del ducto. El equipo se define en este concepto, como las instalaciones del ducto, diferentes al tubo y sus componentes. Las estaciones medidoras/ reguladoras y compresoras son ubicaciones comunes de equipo (Ver figura A6).

Esta sección contempla el proceso de administración de integridad para el equipo en general y también cubre algunos asuntos específicos. El análisis de incidentes en el ducto ha identificado el control de presión y el alivio de equipo, empaques y

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anillos, y sellos/empaquetadura de la bomba, entre las causas de incidentes sucedidos.

A6.2 Recolección, Revisión e Integración de Información

Los siguientes grupos de información mínima se deben recopilar para cada segmento y revisarlos antes de establecer una evaluación de riesgo.

La

información recopilada es soporte de la ejecución de una evaluación de riesgo y para consideraciones especiales tales como identificar algunas situaciones que requieran más actividades o actividades adicionales:

Año de instalación del equipo afectado Información de falla de la válvula del regulador Información de falla de la válvula de alivio Información de falla en el empaque del flanche Reguladores descalibrados (fuera de las especificaciones del fabricante) Punto de emisión descalibrado Información de falla en el anillo Información de sellos y empaquetadura

Cuando

el operador carezca

de información, se debe utilizar presunciones

moderadas cuando se establezca una evaluación de riesgo o como alternativa, el segmento se debe colocar en un grado de prioridad más alto.

A6.3 Criterios y Evaluación de Riesgo

Se sabe que algunas válvulas de regulación y emisión tienen sus puntos de drenaje descalibrados Estos tipos de equipo pueden requerir de un examen más detallado.

Algunos tipos de empaques están expuestos a una degradación prematura. Estos

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tipos de equipo, pueden requerir inspección de fugas más frecuente.

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Determinar intervalos de evaluacion

Evaluación criterios y integridad Respuestas y mitigación Métricas dede Desempeño Recolección, revisión e riesgos (Procedimientos de O&M) integración de datos

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Otra información para otras amenazas

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FIG. A6 PLAN DE ADMINISTRACION DE INTEGRIDAD PARA AMENAZA DE EQUIPO (EMPAQUE Y ANILLO, CONTROL/EMISIÓN, SELLO/EMPAQUETADURA DE LA BOMBA) (PROCESO SIMPLIFICADO/ PRESCRITIVO)

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A6.4 Evaluación de Integridad

Las inspecciones para este tipo de amenaza, se establecen normalmente por los requerimientos y procedimientos de O&M. Estos procedimientos, detallan cuando se deben ejecutar las inspecciones y el mantenimiento del equipo y si se requiere una acción específica. En caso que el equipo tenga una fuga o una falla anterior, podría necesitar inspecciones adicionales o más frecuentes.

A6.5 Respuestas y Mitigación

Se puede necesitar la reparación o el remplazo del equipo.

A6.6 Otra Información

Durante las actividades de inspección el operador podría encontrar otros datos que pueden ser utilizados cuando se ejecuten evaluaciones de riesgo para otras amenazas, por ejemplo, al inspeccionar empaques ubicados en instalaciones a nivel del suelo, se descubre que han sido afectados por descargas eléctricas. Se recomienda utilizar esta información cuando se establezcan evaluaciones de riesgo, relacionadas con el clima y amenazas externas.

A6.7 Intervalos de Evaluación

Los intervalos para evaluación están contenidos dentro del procedimiento de operación y mantenimiento para tipos específicos de equipo.

Los cambios en el segmento pueden llevar a una reevaluación. Este cambio en la administración se menciona en este documento en la sección 11.

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A6.8 Medidas de Desempeño

Las siguientes medidas de desempeño se deben documentar para la amenaza del equipo con el fin de establecer la efectividad del programa y la confirmación de los intervalos de inspección.

Número de fallas en la válvula reguladora Número de fallas en la válvula de emisión Número de fallas en el empaque o anillo Número de fugas debido a fallas del equipo

A7

AMENAZA DE DAÑO POR TERCEROS (DAÑO OCASIONADO POR

TERCEROS, INMEDIATO, VANDALISMO O TUBO DAÑADO PREVIAMENTE)

A7.1 Alcance

Esta sección es un plan de administración de integridad para contemplar la amenaza y los métodos de evaluación de integridad y mitigación para daños por terceros.

El daño por terceros se define en este contexto como el daño

ocasionado por terceros con una falla inmediata, vandalismo y tubo dañado previamente (Ver Fig. A7)

Esta sección contiene el proceso de administración de integridad para daños por terceros en general y también cubre algunos asuntos específicos. El análisis de incidentes al ducto, identifica el daño por terceros entre las causas de incidentes sucedidos.

A7.2 Recolección, Revisión e Integración de Datos.

Los siguientes grupos de datos se deben recolectar y revisar para cada segmento antes de establecer una evaluación de riesgos. Estos datos se recolectan como

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soporte para ejecutar una evaluación de riesgo y para consideraciones especiales tales como identificar algunas situaciones que requieran más u otras actividades adicionales. Incidentes de vandalismo Reportes de inspección del tubo (campana de acople donde el tubo ha sido golpeado) Reportes de fugas resultantes de un daño inmediato Incidentes que involucren daños anteriores Resultados de inspección en línea por abolladuras y grietas de la mitad hacia arriba del tubo Registro de aviso de incidentes Reportes de invasión

A7.3 Criterios y Evaluación de Riesgo

La revisión de información puede mostrar la susceptibilidad para ciertos tipos de daños causados por terceros.

Las deficiencias en estas áreas requieren

mitigación tal como se describe más adelante.

Porque el daño causado por

terceros es una amenaza independiente del tiempo que aún con la ausencia de estos indicadores, el daño por terceros puede ocurrir en cualquier momento y es necesario tomar fuertes medidas preventivas, especialmente en áreas de conflicto.

A7.4 Evaluación de Integridad

La observación de invasiones o daños causados por terceros se complementan durante patrullajes y seguimiento de fugas requeridos según los procedimientos de operación y mantenimiento. Sin embargo, en el caso de incidentes que involucren el tubo previamente dañado, es frecuente encontrar después del hecho que el defecto fue revelado indirectamente. Sin embargo, éste pudo haber sido descrito adecuadamente por una inspección previa tal como una inspección en línea. Por lo tanto, el operador debe investigar cualquier indicador de sospecha encontrados

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en inspecciones que no puedan interpretarse directamente, pero que pudieran estar correlacionadas con actividades de excavación conocidas reveladas por los reportes de incidentes u otros registros de invasión.

A7.5 Respuestas y Mitigación

La mitigación de un daño causado por tercero se hace a través de acciones de prevención o reparación del daño encontrado como resultado de inspecciones, exámenes o pruebas implementadas.

El operador se debe asegurar que los

programas de prevención de daños causados por terceros existen y funcionan. Se pueden garantizar las actividades de prevención adicionales consignadas en la sección 7 de este Estándar, tal como el desarrollo de un plan de prevención de daños.

A7.6 Otra Información

Durante las actividades de inspección y revisión, el operador puede encontrar otra información que puede ser utilizada cuando se implementen evaluaciones de riesgo para otras amenazas. Por ejemplo, cuando se monitorea una invasión, el tubo expuesto puede indicar actividad de corrosión externa.

El uso de esta

información es apropiado cuando se establezcan evaluaciones de riesgo para corrosión externa.

A7.7. Intervalos de Evaluación

La evaluación se debe desarrollar periódicamente. implemente anualmente.

Se recomienda que se

Los cambios en el segmento pueden llevar a una

reevaluación. El cambio en la administración está consignado en este documento en la sección 11.

A7.8 Medidas de Desempeño

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Las siguientes medidas de desempeño se deben documentar por la amenaza de un tercero con el fin de establecer la efectividad del programa y para confirmar los intervalos de inspección:

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Determinar intervalos de evaluacion

Evaluación integridad Respuestas y mitigación Métricas dede Desempeño Evaluación Recolección, derevisión criterios ey (Procedimientos de O&M) integración riesgos de datos

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Otra información para otras amenazas

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FIG. A7 PLAN DE ADMISTRACION DE INTEGRIDAD PARA AMENAZA DE DAÑO POR TERCEROS (DAÑO CAUSADO POR TERCEROS (INMEDIATO), VANDALISMO, TUBO DAÑADO PREVIAMENTE) (PROCESO SIMPLIFICADO / PRESCRIPTIVO)

Número de fugas o fallas causadas por daños causados por un tercero Número de fugas o fallas causadas por un tubo dañado previamente Número de fugas o fallas ocasionadas por vandalismo Número de reparaciones implementadas como resultado del daño causado por un tercero anterior a la fuga o falla.

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Determinar intervalos de evaluación

Evaluación de integridad Evaluación criterios y (Procedimientos, Respuestas y mitigación Métricas dede Desempeño Recolección, revisión ey riesgos auditorías/revisiones de (Calificación de personal integración de datos O&M) procedimientos)

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Otra información para otras amenazas

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FIG. A8 PLAN DE ADMISTRACION DE INTEGRIDAD DE AMENAZA POR OPERACIONES INCORRECTAS (PROCESO SIMPLIFICADO / PRESCRIPTIVO)

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A8 Amenaza por Operaciones Incorrectas

A8.1 Alcance

Esta sección es un plan de administración de integridad para contemplar la amenaza y los métodos de evaluación de integridad y mitigación para operaciones incorrectas.

Las operaciones incorrectas se definen en este contexto como

procedimientos de operación incorrectos o fallas en el procedimiento a seguir (Ver Fig. A8)

Esta sección contiene los procesos de administración de integridad para operaciones incorrectas en general, y también cubre algunos asuntos específicos. El análisis de incidentes en el ducto ha identificado las operaciones incorrectas entre las causas de incidentes ocurridos.

A8.2 Recolección, Revisión e Integración de Datos

Los siguientes grupos mínimos de información se deben recolectar y revisar para cada segmento antes de establecer una evaluación de riesgo. Estos datos se recolectan como soporte de ejecución para la evaluación de riesgo y para consideraciones especiales tales como identificar algunas situaciones que requieran de más actividades o actividades adicionales:

Procedimiento para revisión de información Información de auditoría Fallas causadas por operación incorrecta

A8.3 Criterios y Evaluación de Riesgo Si esta información muestra que la operación y mantenimiento se desarrolla de acuerdo con los procedimientos de operación y mantenimiento, los procedimientos son correctos y que el personal de operación es calificado para el cumplimiento de

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los requerimientos de los procedimientos y no se necesita una evaluación adicional. Las deficiencias en estas áreas requieren de mitigación, tal como se describe más adelante.

A8.4 Evaluación de Integridad

Las auditorías y revisiones se establecen normalmente sobre bases actuales. Estas inspecciones se implementan por personal de la compañía y/o expertos externos.

A8.5 Respuestas y Mitigación

La mitigación en esta instancia es prevención. El operador se debe asegurar que los procedimientos sean actualizados y el personal calificado y que se da cumplimiento a los procedimientos.

El operador debe tener un programa para calificar el personal de operación y mantenimiento para cada actividad que desarrollen. Este programa debe incluir la calificación inicial y reevaluaciones de calificación periódicas. La certificación de organizaciones reconocidas, puede estar incluida en este programa.

Adicionalmente, se necesita un programa de revisión interna por expertos de la compañía o externos.

A8.6 Información Adicional

Durante las actividades de inspección el operador puede encontrar información adicional que puede ser utilizada cuando se establezcan evaluaciones de riesgo para otras amenazas. Por ejemplo, cuando se revisen los reportes requeridos por los procedimientos se puede encontrar que existen varias invasiones de terceros no reportadas.

Es apropiado el uso de esta información cuando se ejecuten

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evaluaciones de riesgos para daños causados por terceros.

A8.7 Intervalos de Evaluación

Las evaluaciones se deben implementar periódicamente y se recomienda su ejecución anual.

Los cambios en este segmento pueden llevar a la revisión de procedimientos y al entrenamiento adicional de personal.

El cambio de administración está

contemplado en este documento en la sección 11.

A8.8 Medidas de Desempeño

Las siguientes medidas de desempeño se deben de implementar para amenaza de operaciones incorrectas con el fin de establecer la efectividad del programa y de los intervalos de inspección:

Número de fugas o fallas causadas por operaciones incorrectas Número de auditorías / revisiones establecidas Número de indicios por auditoría/revisiones clasificadas por gravedad Número de cambios en los procedimientos debido a auditorías/revisiones

A9 ASUNTOS RELACIONADOS CON EL CLIMA Y AMENAZAS POR FUERZA EXTERNA

(MOVIMIENTO

DE

TIERRA,

FUERTES

LLUVIAS

O

INUNDACIONES, CLIMA FRIO, DESCARGAS ELÉCTRICAS)

A9.1 Alcance

Esta sección es un plan de administración de integridad para el manejo de la amenaza y los métodos de evaluación e integridad y mitigación relacionados con el clima y problemas ocasionados por fuerzas externas. Lo relacionado con el

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clima y fuerzas externas está definido en este contexto como movimiento de tierras, lluvias fuertes o inundaciones, clima frío y descargas eléctricas (Ver Fig. A9).

Esta sección contiene el proceso de administración de integridad para lo relacionado con el clima y amenazas por fuerza externa en general y también cubre algunos asuntos específicos. El análisis de incidentes del ducto identifica lo relacionado con el clima y el daño por fuerza externa entre las causas de incidentes ocurridos.

A9.2 Recolección, Revisión e Integración de Información

Los siguientes grupos mínimos de información se deben recolectar y revisar para cada segmento antes de establecer una evaluación de riesgo. Esta información se recolecta como soporte de la ejecución de la evaluación de riesgo y para consideraciones especiales tales como identificar algunas situaciones que requieran de más actividades o actividades adicionales:

Método de unión (acoplamiento mecánico, soldadura de acetileno, soldadura de arco) Topografía y condiciones del suelo (pendientes inestables, cruces de agua, proximidad de agua, suelo susceptible a licuefacción. Falla por terremoto Perfil de aceleración de la tierra cerca de las zonas de falla (> 0.2 g de aceleración) Profundidad de la línea de congelación Año de instalación Grado del tubo, diámetro y grosor de las paredes (cálculo de la tensión interna sumado a la carga externa, el total de tensión no debe exceder 100% SMYS)

Donde el operador carece de información, se deben utilizar presunciones

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moderadas cuando se ejecuten evaluaciones de riesgo o como alternativa el segmento se debe colocar en una categoría más alta de prioridad con base en el peor de los casos, de carencia de información.

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Determinar intervalos de evaluacion

Evaluación criterios y integridad Respuestas y mitigación Métricas dede Desempeño Recolección, revisión e riesgos (Procedimientos, monitoreo integración de datos de O&M)

Administración de la Integridad del Sistema de Gasoductos

Otra información para otras amenazas

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FIG. A9 PLAN DE ADMINITRACION DE INTEGRIDAD RALACIONADO CON EL CLIMA Y AMENAZAS POR AGENTES EXTERNOS (MOVIMIENTO DE TIERRA, LLUVIAS FUERTESOR INUNDACIONES, CLIMA FRIO, DESCARGAS ELECTRICAS) (PROCESO SIMPLIFICADO _ PRESCRIPTIVO)

A9.3 Criterios y Evaluación de Riesgos

El tubo puede ser susceptible a cargas extremas en los siguientes lugares:

Donde el tubo cruza una línea de falla Donde el tubo atraviesa pendientes pronunciadas Donde el tubo atraviesa agua o está cercano al agua o donde el fondo del río está en movimiento (d)

Donde el ducto está sujeto a cargas extremas en la superficie que causan

asentamiento a suelos subyacentes. (e)

Donde está ocurriendo la explosión cerca del ducto.

(f) Cuando el tubo está por encima de la línea de congelación (g)

Donde el suelo está sujeto a licuefacción

(h)

Donde la aceleración de tierra excede 0.2 g

En ubicaciones que se ajusten a cualquiera de estos literales, se debe evaluar la amenaza. En aquellos sitios donde las instalaciones estén expuestas a rayos, también se debe evaluar. A9.4 Evaluación de Integridad

Para amenazas relacionadas con el clima y con fuerzas externas, normalmente se realizan evaluaciones de integridad incluyendo inspecciones, exámenes y

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valoraciones según los requerimientos de los procedimientos O&M. Pueden ser necesarias inspecciones adicionales o más frecuentes dependiendo de la información sobre fallas o fugas. A9.5 Respuestas y Mitigación Las reparaciones o reemplazo de la cobertura del tubo deben ser de acuerdo con el Código ASME B3 1.8 y cualquier otro estándar industrial aplicable. Otros métodos de mitigación pueden incluir estabilización del suelo, estabilización del tubo o de las uniones, reubicación del tubo, descenso del tubo por debajo de la línea de congelación para clima frío, y la protección contra rayos de las instalaciones sobre tierra.

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Las actividades de prevención son más apropiadas para esta amenaza. Si un ducto cae dentro de las susceptibilidades mencionadas, se debe realizar vigilancia de línea para realizar las evaluaciones de la superficie. En ciertas ubicaciones tales como áreas

de deslizamiento o de hundimiento, se debe monitorear el

progreso del movimiento.

A9.6 Otra información

Durante las actividades de inspección, el operador puede descubrir otros datos que deben ser utilizados al realizar evaluaciones de riesgo para otras amenazas. Por ejemplo cuando se vigila un ducto, se podría descubrir la evidencia de invasión de terceros. Es apropiado utilizar esta información al realizar las evaluaciones de riesgo por amenaza de daños por terceros.

A9.7 Intervalo de Evaluación

Los cambios en el segmento o en el área alrededor del segmento pueden llevar a re- evaluación si los cambios afectan directamente la integridad del ducto. Si no se experimentan cambios, no se requiere reevaluación. La administración de cambios se trata en la sección 11 de este documento.

A9.8 Medidas de Desempeño Las siguientes medidas de desempeño deben ser documentadas para las amenazas relacionadas con el clima y con fuerzas externas para establecer la efectividad del programa y para la confirmación del intervalo de inspección. (a) Número de fugas que están relacionadas con el clima o son debido a fuerzas externas. (b) Número de acciones de reparación, remplazo o reubicación debido al clima o a fuerzas externas.

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APÉNDICE B – NO OBLIGATORIO PROCESO DE EVALUACIÓN DIRECTA

Este apéndice proporciona información acerca del proceso de evaluación directa. Este proceso es una metodología de evaluación de integridad que puede ser utilizada dentro del Programa de administración de integridad.

B1 EVALUACIÓN DIRECTA DE LA CORROSIÓN EXTERNA B1.1 Evaluación Directa de la Corrosión Externa (ECDA) La Evaluación Directa de la Corrosión Externa (ECDA) es un proceso estructurado que se utiliza como método para establecer la integridad de los ductos subterráneos. Como se describe a continuación, se aplica a la corrosión externa en los segmentos de ducto. El proceso integra información de las instalaciones, inspecciones de campo históricas y actuales, y pruebas con las características físicas de un ducto. Se utilizan exámenes no intrusivos (generalmente por encima del terreno o indirectos) para calcular el éxito de la protección anticorrosión. El proceso ECDA requiere que se realicen algunas excavaciones para confirmar la capacidad de los exámenes indirectos en la localización de daño significativo al recubrimiento donde podría ocurrir la corrosión. En el proceso general ECDA tales evaluaciones se definen como exámenes indirectos. Se requiere post evaluación para determinar un promedio de corrosión tendiente a establecer el intervalo de reinspección, reevaluar las medidas de desempeño y su aplicabilidad actual, para asegurar además que las hipótesis de los pasos anteriores continúan vigentes.

Por lo tanto el proceso ECDA tiene cuatro componentes (a)

Pre- evaluación

(b)

Exámenes Indirectos

(c)

Exámenes Directos

(d)

Post- Evaluación

El objetivo de la aproximación ECDA descrita en este Estándar es identificar las ubicaciones donde pueden haberse formados defectos de corrosión externa. Se reconoce que se puede detectar la evidencia de otras amenazas tales como daño mecánico y fractura por corrosión durante el proceso ECDA. Se recomienda que el operador realice exámenes que también detecten amenazas diferentes de la corrosión externa durante la implementación de ECDA.

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El proceso prescriptivo ECDA requiere del uso de por lo menos dos métodos de examen directo, revisiones de verificación por excavación, examen directo, y validación post- evaluación (se pueden utilizar algunas herramientas de examen indirecto para detectar corrosión en tubos no recubiertos). El proceso ha sido diseñado para ser utilizado como inspección para un segmento de ducto. Además puede ser modificado para un plan basado en desempeño. B1.2 Pre-Evaluación

El paso de pre- evaluación proporciona una guía para la selección del segmento de ducto que se está considerando y el método de examen indirecto apropiado. El análisis e integración de la información también se utilizan para definir regiones ECDA a lo largo del ducto que se está evaluando. Una región ECDA es un área con dentro de los segmentos de ducto que según los datos es adecuada para los mismos métodos de examen directo. Diferentes regiones ECDA pueden utilizar diferentes grupos de métodos de examen indirecto. Un operador debe comenzar integrando el conocimiento histórico del ducto incluyendo información de las instalaciones, historia de operación y los resultados de exámenes indirectos y exámenes directos del tubo para evaluar su integridad. El Apéndice A presenta una lista de datos mínimos del ducto que deben ser revisados para amenazas de corrosión externa, pero se puede recolectar información adicional para mejorar la efectividad. Estos datos deben se analizados para calcular la extensión y la probabilidad de corrosión anterior. También se deben considerar otros factores tales como ductos adyacentes, estructuras invasoras o cambios operacionales significativas que pueden impedir la ECDA. Este paso de pre- evaluación calcula ubicaciones de corrosión activa y anterior. Ele operador debe determinar si los procesos ECDA pueden ser empleados en estas ubicaciones. Después de definir las regiones ECDA, el operador debe seleccionar por lo menos dos métodos de examen directo, uno primario y uno complementario. Se requieren dos herramientas porque ningún método localiza en forma confiable indicios de

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defectos bajo todas las condiciones. El método complementario debe ser seleccionado con base en la expectativa de que debe validar el primero y probablemente identificar áreas que puedan ser omitidas por el método primario. Se debe considerar un método terciario para áreas donde los dos primeros métodos proporciones resultados conflictivos.

B1.3 Exámenes Indirectos.

Los exámenes indirectos primarios y complementarios se utilizan para detectar defectos en el recubrimiento. Primero el operador realiza el examen primario en las regiones identificadas anteriormente. El segundo paso es el examen de la misma región con el método complementario. Las ubicaciones para el examen complementario deben incluir aquellas que puedan haber presentado alguna dificultad durante el examen primario, y todas las áreas donde hayan ocurrido cambios recientes. Este método secundario debe evaluar por lo menos el 25% de cada región ECDA. Los resultados de los exámenes primarios y complementarios se comparan para determinar si se han identificado nuevas fallas. Si se identifican nuevas ubicaciones con fallas de recubrimiento durante el examen complementario, el operador debe explicar la causa de la discrepancia y realizar exámenes indirectos terciarios. Si se identifican fallas de recubrimiento en el examen terciario y no se han explicado las fallas por corrosión adicionales identificadas durante el examen complementario, el operador debe regresar a la etapa de pre- evaluación y seleccionar un método de evaluación alterno.

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Dentro de cada región ECDA, las fallas de recubrimiento deben ser caracterizadas (i.e. como aislado o continua) y priorizadas con base en la severidad de la corrosión esperada a partir de los datos del examen indirecto. Por ejemplo, con base en la historia del ducto, el operador puede utilizar el estado de la corrosión (i.e. anódico/ anódico, anódico/catódico, o catódico/ catódico) para determinar cuáles fallas de recubrimiento son más probables de corresponder a las áreas más corroídas. Las áreas con mayor riesgo de corrosión deben recibir prioridad en la excavación. Las evaluaciones de todas las pérdidas de pared deben ser usadas para establecer los intervalos de re- prueba y re- inspección adecuados. Los mismos métodos de examen indirecto pueden no ser apropiados para todos los ductos o segmentos que se están evaluando. Pueden ser necesarios algunos cambios en la metodología dependiendo de los resultados de la inspección. TABLA B1 PROMEDIOS DE CORROSIÓN RELACIONADOS CON LA RESISTIVIDAD DEL SUELO Promedio de corrosión (millas/año) 3 6 12

Resistividad del Suelo (ohm-cm) >15,000 + no corrosión activa 1,000—15,000

y

corrosión

activa

< 1,000 (peor caso)

B1.4 Exámenes Directos

Esta etapa requiere de excavaciones

para exponer la superficie del tubo y

determinar pérdidas de metal, promedios de crecimiento de corrosión, y mediciones de la morfología de la corrosión calculada durante el examen indirecto. El objetivo de estas excavaciones es recoger suficiente información para caracterizar los defectos de corrosión que puedan estar presentes en el segmento de ducto que se está evaluando y validar los métodos de examen indirecto. Los exámenes directos deben ser realizados en una o más ubicaciones de cada región ECDA en la que se han encontrado fallas en el recubrimiento y en una o

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más ubicaciones donde el parágrafo B 1.3 no encontró anomalías. Todos los defectos de corrosión encontrados durante cada examen directo deben ser medidos, documentados y remediados. En cada excavación, el operador debe medir y registrar las características ambientales genéricas (tales como resistividad, hidrología, drenaje, etc.). Esta información puede ser utilizada para calcular los promedios de corrosión. Las ratas de corrosión promedio relacionadas con la resistividad del suelo se proporcionan en la Tabla B 1. Si el operador puede proporcionar una buena base técnica para utilizar otros promedios de corrosión con base en las mediciones de exámenes directos, el promedio real puede ser utilizado en lugar de los que aparecen en la tabla mencionada. La severidad de todos los defectos de corrosión en las áreas excavadas con fallas en el recubrimiento, debe ser determinada utilizando el ASME B3IG, o un método similar. Las dimensiones máximas de posible corrosión en ubicaciones no examinadas con defectos en el recubrimiento, deben ser calculadas así: (a) Si no hay otra información disponible, se debe asumir que las dimensiones máximas del defecto son dos veces el defecto más grande medido durante el examen directo. (b) Como alternativa, los resultados de los análisis estadísticos de la severidad del defecto, de las medidas de corrosión realizadas durante el examen directo, se pueden usar para calcular el nivel de defectos en otras fallas del recubrimiento. En este caso, el operador debe excavar y realizar exámenes directos sobre una muestra de falla de recubrimiento para realizar un cálculo estadístico de la integridad estructural de los defectos de corrosión restantes con un nivel de confianza del 80%. El operador debe continuar las excavaciones, las mediciones, la categorización y las reparaciones hasta que todos los defectos restantes con sus promedios de crecimiento asociados sean tales que no existan defectos estructuralmente significativos en el segmento de ducto antes de realizar la evaluación de integridad.

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B1.5 Post Evaluación

La Post Evaluación establece intervalos de re-inspección, proporciona una revisión de validación del proceso general ECDA, y suministra medidas de desempeño para los Programas de administración de integridad. El intervalo de re inspección es una función de la actividad de reparación y validación. Para el programa prescriptivo ECDA, si el operador elige excavar todos los indicios encontrados por examen directo y repara todos los defectos que podrían convertirse en falla en diez años, entonces el intervalo de reinspección debe ser de diez años. Si el operador elige excavar un conjunto menor de indicios, entonces el intervalo debe ser de cinco años, dado que se realice una evaluación para asegurar que se reparen todos los defectos que pudieran generar fallas en diez años. En el programa prescriptivo ECDA para segmentos de ducto funcionando a o por debajo de 30% SMYS, el intervalo de re inspección también se determina por el nivel de reparación y el intervalo correspondiente. Si el operador elige excavar todos los indicios encontrados por examen directo y repara todos los defectos que podrían convertirse en falla en veinte años, entonces el intervalo de reinspección debe ser de diez años. Si el operador elige excavar un conjunto menor de indicios, entonces el intervalo debe ser de diez años, dado que se realice una evaluación para asegurar que se reparen todos los defectos que pudieran generar fallas en veinte años. La prueba de validación del proceso general ECDA consiste en realizar por lo menos una excavación adicional. Esta excavación debe ser realizada en la ubicación del defecto de recubrimiento que según los cálculos es el siguiente más severo, pero no ha sido sometido a examen directo. La severidad de la corrosión en esta ubicación debe ser determinada y comparada con la severidad máxima proyectada en los exámenes directos. (a) Si la severidad del defecto de corrosión real es menos de la mitad del nivel de severidad máxima proyectada, se ha terminado la validación.

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(b) Si la severidad de la corrosión real está entre el máximo proyectado y su mitad, duplique la severidad máxima proyectada y realice una segunda excavación de recalibración. Si la corrosión real es nuevamente menor que el máximo proyectado, la validación está terminada. Si no, el proceso ECDA puede no ser apropiado y el operador debe reevaluar y reestablecer la predicción del promedio de crecimiento. Entonces el operador debe realizar exámenes directos adicionales cuando se requiera y repetir la valoración post- evaluación. (c) Si la severidad de la corrosión real es mayor que el máximo de severidad proyectado, el proceso ECDA puede no ser apropiado y el operador debe reevaluar y reestablecer la predicción del promedio de crecimiento. Entonces el operador debe realizar exámenes directos adicionales cuando se requiera y repetir la valoración post- evaluación La validación ECDA también puede ser realizada utilizando información histórica de excavaciones anteriores en el mismo ducto. Los sitios de excavación anteriores deben ser evaluados para determinar que son equivalentes a la región ECDA que se está considerando y tal comparación es válida. Si se establece la validez, entonces se pueden calcular las profundidades de corrosión máximas a partir de los datos anteriores. B2 EVALUACIÓN DIRECTA DE CORROSIÓN INTERNA

B2.1 Evaluación Directa de Corrosión Interna (ICDA)

La Evaluación Directa de Corrosión Interna (ICDA) es un proceso estructurado para evaluar la integridad de las líneas de transmisión de gas que normalmente llevan gas seco, pero que pueden sufrir congestiones cortas de gas húmedo o agua libre (u otro electrolito). El examen local de declives donde se acumula primero el agua, proporciona información acerca de la longitud restante del tubo. Si estas ubicaciones no se han corroído, entonces otros sitios corriente abajo tienen menos probabilidad de acumular electrolitos y por lo tanto se pueden considerar libres de corrosión. Estos sitios corriente abajo no requieren exámenes.

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La corrosión interna ocurre con mayor probabilidad en donde se acumule agua. La predicción de los sitios de acumulación del agua sirve como método para priorizar exámenes locales. Para hacer las predicciones de dónde se acumula el agua, se requiere algún conocimiento acerca del comportamiento del flujo multifásico en el tubo. La ICDA se aplica entre cualesquiera puntos de alimentación hasta que una nueva entrada o salida cambie el potencial de ingreso de electrolito o las características de flujo. Los exámenes locales se realizan donde se predice acumulación de electrolito. Para la mayoría de ductos es posible que se requieran excavaciones e inspecciones por ultrasonido para medir el grosor de la pared restante en esa ubicación. Una vez que un sitio ha sido expuesto, los métodos de monitoreo de corrosión interna (sondas electrónicas) le pueden permitir al operador ampliar el intervalo de re- inspección en las ubicaciones más susceptibles a la corrosión. Pueden existir casos donde la aproximación más efectiva es activar una herramienta de inspección en línea para una porción del tubo, y utilizar los resultados para evaluar la corrosión interna corriente abajo donde no puede operar un “marrano”. Si se determina que las ubicaciones más susceptibles a la corrosión están libres de daño, se asegurará la integridad de una gran parte del ducto.

B2.2 Pre-evaluación

La Pre-evaluación determina si la ICDA es apropiada para evaluar la condición interna de un ducto con respecto a la corrosión interna. El método ICDA es aplicable a las líneas de gas que normalmente llevan gas seco, pero pueden sufrir de congestiones cortas de gas húmedo o agua libre (o cualquier otro electrolito). La pre- evaluación requiere una descripción de las instalaciones y la recolección de información histórica relacionada sobre operaciones e inspecciones incluyendo daños y reparaciones. Si se puede demostrar que una sección de ducto nunca ha contenido agua ni otros electrolitos, entonces la ICDA es innecesaria corriente abajo en esa ubicación hasta el nuevo punto de inyección. Si al realizar la ICDA, se encuentra corrosión significativa en un ducto, la ICDA para esa línea de transmisión de gas es inapropiada y se deben utilizar otras tecnologías de evaluación de integridad tales como pruebas hidrostáticas. B2.3 Selección de Puntos de Examen Locales

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El daño por corrosión interna tiene más probabilidades de existir donde se acumula el agua primero. La predicción de los sitios de acumulación de agua, sirve como método primario para enfocar exámenes locales. Esta predicción depende de los cálculos de flujo multifásico basados sobre varios parámetros incluyendo datos de cambio de elevación. La ICDA se aplica a cualquier longitud de tubo hasta que una nueva entrada o salida cambie el ambiente. La corrosión es posible únicamente en presencia de un electrolito y la presencia de daño por corrosión indica que existía un electrolito en ese sitio. Se debe observar que la ausencia de corrosión no proporciona información acerca de la acumulación de líquido.

Para ductos en los cuales la dirección del flujo de gas se revierte

periódicamente, las predicciones para determinar el sitio de acumulación del agua deben realizarse teniendo en cuenta ambas direcciones de flujo de gas.

Los volúmenes bajos en líquido generalmente viajan en un ducto de transmisión de gas en forma de película emulsionada o en gotas. La película se considera como el principal mecanismo de transporte. Como los ductos de transmisión gas normalmente llevan gas seco, se espera que las gotas de agua se evaporen debido a las condiciones favorables de transferencia de masas. Las fuerzas de arriostramiento impuestas por el gas en movimiento y la gravedad determinada por la inclinación del tubo guían el flujo a lo largo del ducto. La precipitación ocurre cuando la fuerza de gravedad es mayor que el efecto de arriostramiento. Se puede predecir mediante cálculos de flujo multifásico, el ángulo crítico en el cual se acumula un electrolito.

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B2.4 Examen Local Los exámenes locales se realizan donde es más probable la acumulación de electrolitos. Para la mayoría de ductos se requiere una excavación y una inspección de medición ultrasónica del grosor. Estos y otros métodos de monitoreo pueden servir como herramientas de examen local (sondas electrónicas).

Si se determinan que las ubicaciones más susceptibles a la corrosión están libres de daños, se habrá asegurado la integridad de una gran porción del ducto, y todos los recursos pueden ser encaminados a aquellos tubos donde se determine que la corrosión interna no es probable. Si se encuentra corrosión, se habrá identificado un potencial de amenaza a la integridad y se deben tomar todas las medidas para mitigarla. B2.5 Post Evaluación

La Post evaluación valida el proceso ICDA para una sección específica e ducto y orienta el intervalo de re-evaluación.

El operador debe realizar una o más

perforaciones adicionales en los sitios de acumulación de agua proyectados corriente abajo con ángulos de inclinación mayores que el ángulo crítico. Si se determina que las ubicaciones más susceptibles a la corrosión, están libres de daño se habrá asegurado la integridad de una gran parte del ducto.

Si se

encuentra corrosión en áreas donde la inclinación del tubo sea mayor que le ángulo de inclinación crítico calculado, se debe reevaluar y seleccionar nuevas áreas para exámenes locales.

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