Cos To

REPORTE FINAL

Report No. GLP/GLM/MEMP/726-07 Rev. 1 Date 2007-10-10

Índice 1.- Introducción................................................................................................................................... 10 1.1.- Descripción del Proyecto Camisea....................................................................................... 12 1.2.- Descripción del Sistema de Gas Natural.............................................................................. 14 1.2.1.- Características del Ducto ....................................................................................................15 1.2.2.- Propiedades del Producto Transportado .............................................................................15 1.2.3.- Instalaciones para el Ducto de Transporte de GN...............................................................16 1.3.- Descripción del Sistema de Líquidos de Gas Natural......................................................... 17 1.3.1.- Características del Ducto ....................................................................................................17 1.3.2.- Propiedades del Producto Transportado .............................................................................18 1.3.3.- Instalaciones para el Ducto de Transporte de LGN.............................................................18 2.- Antecedentes ................................................................................................................................. 21 2.1.- Alcance de la Auditoría Integral............................................................................................ 22 2.1.1.- Límites de batería................................................................................................................23 2.2.- Objetivos de la Auditoría Integral ......................................................................................... 23 2.3.- Documentos de Referencia ................................................................................................... 24 3.- Desarrollo de Actividades............................................................................................................. 26 3.1.- Generalidades......................................................................................................................... 27 3.2.- Plan de la Auditoría Integral .................................................................................................. 27 3.3.- Equipo de la Auditoría Integral ............................................................................................. 29 3.4.- Metodología ............................................................................................................................ 29 3.4.1.- Sistemas de Calidad ...........................................................................................................31 3.4.2.- Revisión De Diseño e Ingeniería .........................................................................................31 3.4.3.- Visitas a Sitio.......................................................................................................................32 3.4.4.- Investigación Geológica y Geotécnica.................................................................................32 3.4.5.- Mecánica y Estructural ........................................................................................................33 3.4.6.- Civil .....................................................................................................................................33 3.4.7.- Procura de Materiales, Accesorios y Equipos .....................................................................33 3.4.8.- Actividades de Construcción ...............................................................................................34 3.4.9.- Soldadura............................................................................................................................34 3.4.10.- Pruebas No Destructivas...................................................................................................35 3.4.11.- Recubrimiento Externo......................................................................................................35 3.4.12.- Pruebas Hidrostáticas .......................................................................................................36 3.4.13.- Instalaciones Superficiales y Estaciones...........................................................................36 3.4.14.- Sistema Eléctrico e Instrumentación y Sistema SCADA ...................................................37 3.4.15.- Comisionamiento y Puesta en Marcha ..............................................................................38 3.4.16.- Operación y Mantenimiento...............................................................................................38 3.4.17.- Inspección En Servicio (In-line Inspection)........................................................................39 Germanischer Lloyd Industrial Services GmbH, Business Segment Oil and Gas

2 / 428

Reporte No.: GLP/GLM/MEMP/726-07 Rev. 0 Fecha: 2007-10-10

3.4.18.- Evaluación de la Investigación de los Incidentes ..............................................................39 3.5.- Clasificación de Hallazgos .................................................................................................... 39 4.- Resultados de la Auditoria ........................................................................................................... 41 4.1.- Programa de Gerencia de Calidad ........................................................................................ 41 4.1.1.- Alcance Del Trabajo ............................................................................................................42 4.1.2.- Objetivos .............................................................................................................................42 4.1.3.- Referencias .........................................................................................................................42 4.1.4.- Secuencia............................................................................................................................43 4.1.5.- Resultados ..........................................................................................................................43 4.1.5.1.- Revisión De La Documentación ..............................................................................44 4.1.5.2.- Auditoría En Sitio.....................................................................................................48 4.1.6.- Conclusiones.......................................................................................................................53 4.1.7.- Recomendaciones...............................................................................................................53 4.2.- Diseño e Ingeniería ................................................................................................................ 54 4.2.1. - Alcance del Trabajo............................................................................................................55 4.2.2.- Objetivos .............................................................................................................................56 4.2.3.- Referencias .........................................................................................................................56 4.2.4.- Secuencia............................................................................................................................56 4.2.4.1.- Metodología de Área de Geotecnia, Hidrología y Geología.....................................57 4.2.4.2.- Desarrollo de la Información de Antecedentes y Referencias de Experiencia del Grupo Auditor ........................................................................................................................57 4.2.4.3.- Revisión Detallada de la Documentación del Proyecto ...........................................58 4.2.4.4.- Reuniones de Revisión del Proyecto .......................................................................58 4.2.4.5.- Reconocimiento de Secciones de la Ruta del Ducto Seleccionadas .......................58 4.2.4.6.- Peligros Geológicos y sus Efectos en los Ductos....................................................58 4.2.4.7.- Ingeniería de Ductos para Zonas con Desplazamiento de Suelo Permanente.......63 4.2.5.- Resultados ..........................................................................................................................66 4.2.5.1.- Levantamiento Topográfico .....................................................................................66 4.2.5.2.- Criterios de Selección de la Ruta ............................................................................67 4.2.5.3.- Criterios para la Clasificación de la Localización de Áreas......................................73 4.2.5.4.- Consideración de Accidentes Topográficos.............................................................74 4.2.5.5.- Estudios Geotécnicos y Estabilidad de Suelos........................................................74 4.2.5.6.- Planimetría y Perfil Hidráulico..................................................................................98 4.2.5.7.- Cruces Especiales...................................................................................................99 4.2.5.8.- Obras de Arte ........................................................................................................113 4.2.5.9.- Análisis de Esfuerzo (“Stress Analysis”) ................................................................114 4.2.5.10.- Aplicación de Normas..........................................................................................122 4.2.5.11.- Cálculos Hidráulicos-Programa (Software) Utilizado ...........................................124 4.2.5.12.- Cumplimiento del Título II del Anexo I del Reglamento de Transporte de Hidrocarburos por Ductos....................................................................................................129 4.2.5.13.- Revisión de Diagramas de Tuberías e Instrumentación (DTI´s) ..........................130 4.2.5.14.- Evaluación del Análisis de Riesgo.......................................................................133 4.2.6.- Conclusiones.....................................................................................................................138 4.2.6.1. Observaciones y Conclusiones Sobre Peligros Geotécnicos. ................................138 4.2.7.- Recomendaciones.............................................................................................................146 Germanischer Lloyd Industrial Services GmbH, Business Segment Oil and Gas

3 / 428

Reporte No.: GLP/GLM/MEMP/726-07 Rev. 0 Fecha: 2007-10-10

4.3.- Adquisiciones....................................................................................................................... 152 4.3.1.- Alcance Del Trabajo ..........................................................................................................153 4.3.2.- Objetivos ...........................................................................................................................153 4.3.3.- Referencias .......................................................................................................................153 4.3.4.- Secuencia..........................................................................................................................153 4.3.5.- Resultados ........................................................................................................................153 4.3.5.1.- Revisión De La Documentación ............................................................................154 4.3.5.2.- Visitas a Campo ....................................................................................................159 4.3.6.- Conclusiones.....................................................................................................................160 4.3.7.- Recomendaciones.............................................................................................................160 4.4.- Materiales y Equipos: Materiales Tubulares y Accesorios............................................... 161 4.4.1.- Alcance Del Trabajo ..........................................................................................................161 4.4.2.- Objetivos ...........................................................................................................................161 4.4.3.- Referencias .......................................................................................................................162 4.4.4.- Secuencia..........................................................................................................................162 4.4.5.- Resultados ........................................................................................................................162 4.4.5.1.- De la Revisión De La Documentación ...................................................................162 4.4.5.2.- Visitas a Campo ....................................................................................................169 4.4.6.- Conclusiones.....................................................................................................................170 4.4.7.- Recomendaciones.............................................................................................................170 4.5.- Construcción de la Línea Principal..................................................................................... 171 4.5.1.- Verificación de la Ruta.......................................................................................................171 4.5.1.1.- Alcance del Trabajo...............................................................................................171 4.5.1.2.- Objetivos................................................................................................................171 4.5.1.3.- Referencias ...........................................................................................................171 4.5.1.4.- Secuencia..............................................................................................................172 4.5.1.5.- Resultados.............................................................................................................172 4.5.1.6.- Conclusiones .......................................................................................................172 4.5.1.7.- Recomendaciones...............................................................................................172 4.5.2.- Doblado de Tuberías.........................................................................................................173 4.5.2.1.- Alcance del Trabajo...............................................................................................173 4.5.2.2.- Objetivos................................................................................................................173 4.5.2.3.- Referencias ...........................................................................................................173 4.5.2.4.- Secuencia..............................................................................................................173 4.5.2.5.- Resultados.............................................................................................................174 4.5.2.6.- Trazabilidad de Curvas Inducidas..........................................................................178 4.5.2.7.- Conclusiones .......................................................................................................178 4.5.2.8.- Recomendaciones...............................................................................................179 4.5.3.- Soldadura..........................................................................................................................179 4.5.3.1.- Alcance Del Trabajo ..............................................................................................179 4.5.3.2.- Objetivos................................................................................................................180 4.5.3.3.- Referencias ...........................................................................................................180 4.5.3.4.- Secuencia..............................................................................................................180 4.5.3.5.- Resultados.............................................................................................................181 4.5.3.6.- Conclusiones .......................................................................................................211 4.5.3.7.- Recomendaciones...............................................................................................214 Germanischer Lloyd Industrial Services GmbH, Business Segment Oil and Gas

4 / 428

Reporte No.: GLP/GLM/MEMP/726-07 Rev. 0 Fecha: 2007-10-10

4.5.4.- Ensayos No Destructivos ..................................................................................................216 4.5.4.1.- Alcance del Trabajo...............................................................................................216 4.5.4.2.- Objetivos................................................................................................................216 4.5.4.3.- Referencias ...........................................................................................................216 4.5.4.4.- Secuencia..............................................................................................................216 4.5.4.5.- Resultados.............................................................................................................217 4.5.4.6.- Evaluación Radiográfica realizada por GL.............................................................221 4.5.4.7.- Conclusiones .......................................................................................................224 4.5.4.8.- Recomendaciones...............................................................................................227 4.5.5.- Revestimiento Externo ......................................................................................................227 4.5.5.1.- Alcance del Trabajo...............................................................................................227 4.5.5.2.- Objetivos................................................................................................................228 4.5.5.3.- Referencias ...........................................................................................................228 4.5.5.4.- Secuencia..............................................................................................................228 4.5.5.5.- Resultados.............................................................................................................229 4.5.5.6 Análisis de Corrosión...............................................................................................233 4.5.5.7.- Conclusiones .......................................................................................................239 4.5.5.8.- Recomendaciones...............................................................................................240 4.5.6.- Cruces de Carreteras y Vías de Ferrocarril .......................................................................240 4.5.6.1.- Alcance del Trabajo...............................................................................................241 4.5.6.2.- Objetivos................................................................................................................241 4.5.6.3.- Referencias ...........................................................................................................241 4.5.6.4.- Secuencia..............................................................................................................241 4.5.6.5.- Resultados.............................................................................................................241 4.5.6.6.- Conclusiones .......................................................................................................244 4.5.6.7.- Recomendaciones...............................................................................................245 4.5.7.- Cruces de Ríos y Bofedales ..............................................................................................245 4.5.7.1.- Alcance del Trabajo...............................................................................................245 4.5.7.2.- Objetivos................................................................................................................246 4.5.7.3.- Referencias ...........................................................................................................246 4.5.7.4.- Secuencia..............................................................................................................246 4.5.7.5.- Resultados.............................................................................................................246 4.5.7.6.- Conclusiones .......................................................................................................247 4.5.7.7.- Recomendaciones...............................................................................................247 4.5.8.- Cruces a Través de Túneles .............................................................................................248 4.5.8.1.- Alcance del Trabajo...............................................................................................248 4.5.8.2.- Objetivos................................................................................................................248 4.5.8.3.- Referencias ...........................................................................................................248 4.5.8.4.- Secuencia..............................................................................................................248 4.5.8.5.- Resultados.............................................................................................................249 4.5.8.6.- Conclusiones .......................................................................................................250 4.5.8.7.- Recomendaciones...............................................................................................250 4.5.9.- Cruces Aéreos...................................................................................................................250 4.5.9.1.- Alcance del Trabajo...............................................................................................251 4.5.9.2.- Objetivos................................................................................................................251 4.5.9.3.- Referencias ...........................................................................................................251 4.5.9.4.- Secuencia..............................................................................................................251 4.5.9.5.- Resultados.............................................................................................................252 Germanischer Lloyd Industrial Services GmbH, Business Segment Oil and Gas

5 / 428

Reporte No.: GLP/GLM/MEMP/726-07 Rev. 0 Fecha: 2007-10-10

4.5.9.6.- Conclusiones .......................................................................................................254 4.5.9.7.- Recomendaciones...............................................................................................254 4.5.10.- Pruebas Hidrostáticas .....................................................................................................254 4.5.10.1.- Alcance del Trabajo.............................................................................................255 4.5.10.2.- Objetivos..............................................................................................................255 4.5.10.3.- Referencias .........................................................................................................255 4.5.10.4.- Secuencia............................................................................................................255 4.5.10.5.- Resultados...........................................................................................................256 4.5.10.6.- Resumen de Fallas Detectadas durante la Realización de las Pruebas Hidrostáticas........................................................................................................................261 4.5.10.7.- Conclusiones .....................................................................................................264 4.5.10.8.- Recomendaciones.............................................................................................266 4.5.11.- Protección Catódica ........................................................................................................266 4.5.11.1.- Alcance del Trabajo.............................................................................................267 4.5.11.2.- Objetivos..............................................................................................................267 4.5.11.3.- Referencias .........................................................................................................267 4.5.11.4.- Secuencia............................................................................................................268 4.5.11.5.- Resultados...........................................................................................................268 4.5.11.6.- Conclusiones .....................................................................................................272 4.5.11.7.- Recomendaciones.............................................................................................273 4.5.12.- Instalaciones Eléctricas...................................................................................................274 4.5.12.1.- Alcance del Trabajo.............................................................................................274 4.5.12.2.- Objetivos..............................................................................................................274 4.5.12.3.- Referencias .........................................................................................................274 4.5.12.4.- Secuencia............................................................................................................274 4.5.12.5.- Resultados...........................................................................................................275 4.5.12.6.- Conclusiones .....................................................................................................278 4.5.12.7.- Recomendaciones.............................................................................................279 4.5.13.- Sistema Automático de Supervisión, Control y Monitoreo de Condiciones Operativos (Sistema de Control y Adquisición de Datos (SCADA))................................................................279 4.5.13.1.- Alcance del Trabajo.............................................................................................280 4.5.13.2.- Objetivos..............................................................................................................280 4.5.13.3.- Referencias .........................................................................................................280 4.5.13.4.- Secuencia............................................................................................................280 4.5.13.5.- Resultados...........................................................................................................281 4.5.13.6.- Conclusiones .....................................................................................................282 4.5.13.7.- Recomendaciones.............................................................................................283 4.5.14.- Instalaciones Superficiales ..............................................................................................283 4.5.14.1.- Alcance del Trabajo.............................................................................................283 4.5.14.2.- Objetivos..............................................................................................................283 4.5.14.3.- Referencias .........................................................................................................284 4.5.14.4.- Secuencia............................................................................................................284 4.5.14.5.- Resultados...........................................................................................................285 4.5.14.6.- Conclusiones .....................................................................................................291 4.5.14.7.- Recomendaciones.............................................................................................292 4.5.15.- Estaciones de Medición...................................................................................................292 4.5.15.1.- Alcance del Trabajo.............................................................................................292 4.5.15.2.- Objetivos..............................................................................................................293 Germanischer Lloyd Industrial Services GmbH, Business Segment Oil and Gas

6 / 428

Reporte No.: GLP/GLM/MEMP/726-07 Rev. 0 Fecha: 2007-10-10

4.5.15.3.- Referencias .........................................................................................................293 4.5.15.4.- Secuencia............................................................................................................293 4.5.15.5.- Resultados...........................................................................................................293 4.5.15.6.- Conclusiones .....................................................................................................294 4.5.15.7.- Recomendaciones.............................................................................................294 4.5.16.- Estaciones Reductoras de Presión de Gas y Líquidos....................................................295 4.5.16.1.- Alcance del Trabajo.............................................................................................295 4.5.16.2.- Objetivos..............................................................................................................295 4.5.16.3.- Referencias .........................................................................................................296 4.5.16.4.- Secuencia............................................................................................................296 4.5.16.5.- Resultados...........................................................................................................296 4.5.16.6.- Conclusiones .....................................................................................................298 4.5.16.7.- Recomendaciones.............................................................................................298 4.5.17.- Estaciones de Bombeo y Estaciones de Compresión .....................................................298 4.5.17.1.- Alcance del Trabajo.............................................................................................299 4.5.17.2.- Objetivos..............................................................................................................299 4.5.17.3.- Referencias .........................................................................................................299 4.5.17.4.- Secuencia............................................................................................................299 4.5.17.5.- Resultados...........................................................................................................299 4.5.17.6.- Conclusiones .....................................................................................................300 4.5.17.7.- Recomendaciones.............................................................................................300 4.5.18.- Control y Seguimiento de Adquisiciones .........................................................................300 4.5.18.1.- Alcance del Trabajo.............................................................................................301 4.5.18.2.- Objetivos..............................................................................................................301 4.5.18.3.- Referencias .........................................................................................................301 4.5.18.4.- Secuencia............................................................................................................301 4.5.18.5.- Resultados...........................................................................................................301 4.5.18.6.- Conclusiones .....................................................................................................302 4.5.18.7.- Recomendaciones.............................................................................................302 4.5.19.- Construcción de las Estaciones de Bombeo y Estaciones de Compresión.....................302 4.5.19.1.- Alcance del Trabajo.............................................................................................303 4.5.19.2.- Objetivos..............................................................................................................303 4.5.19.3.- Referencias .........................................................................................................303 4.5.19.4.- Secuencia............................................................................................................303 4.5.19.5.- Resultados...........................................................................................................304 4.5.19.6.- Conclusiones .....................................................................................................306 4.5.19.7.- Recomendaciones.............................................................................................307 4.5.20.- Precomisionado y Comisionado ......................................................................................307 4.5.20.1.- Alcance del Trabajo.............................................................................................308 4.5.20.2.- Objetivos..............................................................................................................309 4.5.20.3.- Referencias .........................................................................................................309 4.5.20.4.- Secuencia............................................................................................................309 4.5.20.5.- Resultados...........................................................................................................310 4.5.20.6.- Conclusiones .....................................................................................................314 4.5.20.7.- Recomendaciones.............................................................................................314 4.6. - Inicio de Operaciones o Puesta en Marcha....................................................................... 316 4.6.1.- Alcance del Trabajo...........................................................................................................316 Germanischer Lloyd Industrial Services GmbH, Business Segment Oil and Gas

7 / 428

Reporte No.: GLP/GLM/MEMP/726-07 Rev. 0 Fecha: 2007-10-10

4.6.2.- Objetivos ...........................................................................................................................317 4.6.3.- Referencias .......................................................................................................................317 4.6.4.- Secuencia..........................................................................................................................317 4.6.5.- Resultados ........................................................................................................................318 4.6.6.- Conclusiones.....................................................................................................................320 4.6.7.- Recomendaciones.............................................................................................................320 4.7. - Operación y Mantenimiento ............................................................................................... 322 4.7.1.- Alcance del Trabajo...........................................................................................................322 4.7.2.- Objetivos ...........................................................................................................................323 4.7.3.- Referencias .......................................................................................................................323 4.7.4.- Secuencia..........................................................................................................................323 4.7.5.- Visita a Sitio (26 Febrero de 2007)....................................................................................324 4.7.6.- Resultados ........................................................................................................................329 4.7.7.- Conclusiones.....................................................................................................................340 4.7.8.- Recomendaciones.............................................................................................................340 4.7.9.- Raspatubos Inteligentes....................................................................................................342 4.7.9.1.- Alcance de la Revisión ..........................................................................................342 4.7.9.2.- Requerimientos de la Normativa Peruana de Ductos ............................................344 4.7.9.3.- Desempeño de las Corridas de Inspección ...........................................................345 4.7.9.4.- Tema especial: Detección de Defectos Tipo Grieta en las Soldaduras Circunferenciales y Alrededores ..........................................................................................357 4.7.9.5.- Resultados de la Inspección Geométrica ..............................................................359 4.7.9.6.- Distribución de Anomalías identificadas por inspección MFL ................................360 4.7.9.7.- Evaluación de defectos en los informes de las corridas con Equipo Instrumentado ............................................................................................................................................367 4.7.9.8.- Resumen de Resultados de la Revisión de los Informes de Corridas con Equipo Instrumentado......................................................................................................................368 4.7.9.9.- Conclusiones .......................................................................................................369 4.8. - Accidentes ........................................................................................................................... 370 4.8.1.- Alcance del Trabajo...........................................................................................................370 4.8.2.- Objetivos ...........................................................................................................................370 4.8.3.- Referencias .......................................................................................................................370 4.8.4.- Secuencia..........................................................................................................................371 4.8.5.- Resultados ........................................................................................................................371 4.8.6.- Precauciones que hubieran podido prevenir los Incidentes ..............................................396 4.8.7.- Conclusiones.....................................................................................................................398 4.8.8.- Recomendaciones.............................................................................................................399 4.8.9.- Incidente del 02 de Abril del 2007 .....................................................................................399 4.8.9.1.- Antecedentes.........................................................................................................399 4.8.9.2.- Visita realizada por el personal técnico de GLO al sitio reportado por la empresa TGP .....................................................................................................................................400 4.8.9.3.- Participación en la Inspección Visual y con Partículas Magnéticas del tramo del ducto fallado en el KP 125+487, en las instalaciones de City Gate de la empresa TGP .....402 4.8.9.4.- Análisis de la documentación proporcionada por la empresa TGP y cualquier otra documentación relacionada con el incidente. ......................................................................403

Germanischer Lloyd Industrial Services GmbH, Business Segment Oil and Gas

8 / 428

Reporte No.: GLP/GLM/MEMP/726-07 Rev. 0 Fecha: 2007-10-10

4.8.9.5.- Evaluación del funcionamiento del Plan de Contingencias para las Emergencias en el incidente ocurrido en el KP 125+500 y de las acciones de Mitigación y Correctivas adoptadas por la empresa TGP...........................................................................................421 4.8.9.6.- Conclusiones finales que incluyen la opinión preliminar del incidente ocurrido ............................................................................................................................................421 4.8.9.7.- Recomendaciones:..............................................................................................422 5.- Cumplimiento de los Objetivos .................................................................................................. 424 6.- Conclusiones ............................................................................................................................... 426

Anexos Anexo I – Tablas y Figuras Anexo II – Documentos Entregados por TGP Anexo III – Hallazgos y Recomendaciones Anexo IV - Evaluación Radiográfica GL Anexo V - Fotografías de Visitas a Sitio Anexo VI - Tuberías - Números de Colada y Resultados de Prueba Anexo VII - Cálculos Independientes GL

Germanischer Lloyd Industrial Services GmbH, Business Segment Oil and Gas

9 / 428

Reporte No.: GLP/GLM/MEMP/726-07 Rev. 0 Fecha: 2007-10-10

1.- Introducción Como parte del desarrollo energético mundial, la demanda de hidrocarburos, entre los cuales se viene incrementando el consumo del Gas Natural y el aprovechamiento de los productos derivados conocidos como Líquidos de Gas Natural, así como otros, y la gran expectativa que está teniendo Perú en este rubro en los últimos años, aunado a los acontecimientos de localización de yacimientos que están permitiendo más exploración y producción, así como la necesidad del transporte de los mismos, ha llevado a establecer mecanismos que permitan esta actividad, el transporte de hidrocarburos, dentro de un marco normativo que contemple diseñar, construir y operar estos sistemas cumpliendo con los marcos regulatorios del estado, los códigos, normas y especificaciones, así como las prácticas de ingeniería recomendadas y la aplicación de tecnología de punta, así como los nuevos conceptos en el desarrollo de los sistemas de transporte de hidrocarburos como son el “Estado del Arte”, la “Integridad Mecánica”, etc., enfoques actuales que buscan la conceptualización de origen, la construcción, la operación y el mantenimiento, con la finalidad de que prevalezca la seguridad y confiabilidad operativa de cualquier sistema. Así, nace un proyecto de desarrollo que finalmente se le conoce como el “Proyecto Camisea”, consistente, en una fase inicial, de la construcción de dos sistemas de transporte de hidrocarburos a través de ductos paralelos, uno de ellos para el transporte del Gas Natural y el otro para el transporte de Líquidos de Gas Natural, como consecuencia de la confirmación de producción de uno de los yacimientos ubicados en la zona de la selva amazónica del Perú, convirtiéndose en uno de los proyectos más relevantes, de las últimas décadas en el Perú, con las mayores expectativas en el orden energético y económico. Para lo anterior, el Gobierno Peruano, a través del Ministerio de Energía y Minas (MEM), establece los mecanismos de concesión para la realización del Proyecto Camisea, el cual se rige originalmente, bajo el aspecto contractual por los siguientes documentos: • • •

Contrato de Licencia para Explotación de Hidrocarburos – Lote 88 Contrato BOOT “Concesión de Transporte de Gas Natural por Ductos de Camisea al City Gate” Contrato BOOT “Concesión de Transporte de Líquidos de Gas Natural por Ductos de Camisea a la Costa”

Los contratos de la concesión de transporte fueron asignados, después de cumplir con todos los lineamientos regulatorios del Estado Peruano a la empresa Transportadora de Gas del Perú, SA (TGP), empresa peruana con socios locales e internacionales, como son: Hunt Oil, Pluspetrol, Suez-Tractebel, SK Corp, Sonatrach, Graña & Montero y Tecgas, para efecto de llevar a cabo el desarrollo del Proyecto Camisea, abarcando todas las fases: diseño, construcción, operación y mantenimiento. Dichos documentos establecen el marco regulatorio, básico, bajo el cual se debe dar cumplimiento al total desarrollo del proyecto, considerando para ello los compromisos de entrega de productos provenientes del área de producción de los productos a transportar, sus propiedades y características, la demanda de solicitantes y los lugares de entrega o recepción de los usuarios finales para su uso o venta a terceros o consumidores finales. Siendo necesario contemplar todas las fases en cada uno de lo sistemas; es decir: Conocer el lineamiento técnico del usuario que establezca en él las Bases de Ingeniería, el desarrollo de los conceptos de Ingeniería (elaborar los respectivos estudios de ruta, análisis de impacto, clasificación de áreas con riesgo, memorias de cálculos, especificaciones propias del proyecto, dibujos y planos de cada una de las áreas que se involucran en una obra de esta índole), proceder a la adquisición de equipos y materiales en base a una ingeniería ya aprobada, llevar a cabo la construcción (dando cumplimiento a todas y cada una de las fases establecidas en los códigos, especificaciones y normas, nacionales e internacionales, aplicables, así como las mejores prácticas recomendadas), realizar todas las actividades previas a la operación (considerando las pruebas hidrostáticas, de funcionamiento, etc.), la puesta en marcha (debiéndose cubrir los protocolos de Germanischer Lloyd Industrial Services GmbH, Business Segment Oil and Gas

10 / 428

Reporte No.: GLP/GLM/MEMP/726-07 Rev. 0 Fecha: 2007-10-10

verificación previa y de mantener a los sistemas operando por un período mínimo), la operación continua (en base a la capacidad máxima establecida y la demanda del servicio en función de las órdenes de compra) y el mantenimiento permanente (durante el tiempo que dure la concesión y la posible ampliación del período de operación), considerando la aplicación de la tecnología de punta para este fin y proveer la mayor seguridad y mantener la confiabilidad operativa durante la vida útil de los sistemas de transporte. Tal como estaba programado, los Sistemas de Transporte de Gas Natural y Líquidos de Gas Natural, del Proyecto Camisea, se pusieron en operación el 20 de agosto del 2004, iniciándose la operación comercial en Septiembre del mismo año. Sin embargo, desde el inicio de la operación comercial hasta la fecha, han sucedido seis accidentes en el ducto de transporte de líquidos, incluyendo el ultimo incidente del día 2 de Abril del 2007, generando la protesta de los diferentes estratos de la sociedad peruana, así como grupos e intereses internacionales, dando lugar a que el Gobierno Peruano estableciera la necesidad de convocar y contratar la “Auditoría Integral de los Sistemas de Transporte de Gas Natural y Líquidos de Gas Natural del Proyecto Camisea”, la cual corresponde al concepto de una auditoría técnica, cuya finalidad es detectar las condiciones conformes o de cumplimiento con los respectivos marcos técnicos, reglamentos y especificaciones aplicables, así como las Mejores Prácticas de Ingeniería Recomendadas y en caso de detectar un incumplimiento, omisión o violación obvia a las mismas, reportarlo como un hallazgo. Es importante hacer notar que, en todos los casos de los accidentes, las fallas se hayan localizado en el ducto de líquidos de gas natural. Por las características de los Sistemas de Transporte y los objetivos de la Auditoría Integral, de carácter técnico, se consideró que la misma tenía que ser de carácter independiente e internacional. Así, mediante Decreto Supremo N° 010-2006-PCM, publicado el 8 de marzo del 2006, se dispuso que el Organismo Supervisor de la Inversión en Energía (OSINERG) realizara la contratación de la “Auditoría Integral de los Sistemas de Transporte de Gas Natural y Líquidos de Gas Natural del Proyecto Camisea”. Posteriormente, por razones propias de la actividad, mediante el Decreto Supremo N° 017-2006-PCM, publicado el 06 de abril del 2006, se modificó el Artículo 1° del Decreto Supremo N° 010-2006-PCM, disponiéndose que fuera el MEM el que procediera a la contratación de dicha Auditoría Integral con cargo a los recursos comprometidos por la empresa operadora de los Sistemas de Transporte, lo cual se procedió a ejecutar de esa manera, teniéndose que cumplir con todos los mecanismos de convocatoria que requería un proyecto de esta naturaleza. Por lo que, tomando en consideración lo descrito en los puntos anteriores, y después de haber seguido el protocolo de contratación, consistente en la Licitación Internacional, bajo la modalidad de Invitación de cuando menos a tres participantes, el Ministerio de Energía y Minas del Perú (MEM), concedió a Germanischer Lloyd Perú, S.A.C. y a Lloyd Germánico de México, S. de R.L. de C.V., de aquí en adelante denominados como un solo con las iniciales GL, luego de haber ganado la licitación respectiva, la realización de la Auditoria Integral del Sistema de Transporte de gas natural, por ductos del proyecto CAMISEA. El mencionado proyecto fue desarrollado en el Perú desde el mes de Octubre 2006 hasta el mes de Octubre 2007. La auditoría incluye una revisión extensiva documental, con un análisis de ingeniería de los aspectos correspondientes a la seguridad técnica, visitas a sitio, consistentes en visitas de inspección del “Derecho de Vía” de los ductos e instalaciones importantes que conforman el Sistema de Ductos, reuniones de talleres técnicos de trabajo, así como entrevistas del personal clave de los Operadores y Contratistas del Sistema de Ductos Camisea, todo lo anterior analizado y plasmado en el Reporte Final Completo y Reporte Ejecutivo al leal saber y entender de Lloyd Germánico de México, S. de R.L. de C.V. y de Germanischer Lloyd Perú, S.A.C. Germanischer Lloyd Industrial Services GmbH, Business Segment Oil and Gas

11 / 428

Reporte No.: GLP/GLM/MEMP/726-07 Rev. 0 Fecha: 2007-10-10

Debido a que no es parte de nuestro alcance contractual, GL no tiene el conocimiento directo de las condiciones del sub-suelo, ni puede ofrecer garantías en relación a las mismas, así como de las condiciones que no haya podido ver, de la construcción o de la información contenida en los documentos entregados o que no han sido revisadas por no pertenecer al alcance de la auditoría. Los comentarios emitidos en relación a la construcción, misma que no fue atestiguada por GL, o bien los comentarios emitidos sobre las condiciones del subsuelo, están en conformidad con los estándares actuales de la práctica profesional de ingeniería y geología. Extensiones para el proyecto original: A solicitud del cliente el proyecto se ha extendió dos veces por las siguientes razones: •

•

La primera extensión consistente en 28 días debido al requerimiento para incluir el sexto accidente que ocurrio el 02 de Abrill del 2007 y para revisar la información adicional que fue suministrada en la última etapa del proyecto. Segunda extensión consistente en 60 dias para revisar la información adicional presentada por el auditado despues del 20 de Junio del 2007.

EL propósito de ambas extensiones fue tomar encuenta toda la información facilitada y disponible, de modo que la auditoría refleje verdaderamente la condicion de cada fase del proyecto.

1.1.- Descripción del Proyecto Camisea Bajo las consideraciones anteriores se planeó y realizó el Proyecto Camisea, constituido actualmente por dos Sistemas de Transporte, uno de Gas Natural y el otro de Líquidos de Gas Natural, considerando como parte del Proyecto los mismos ductos y todas las instalaciones pertinentes a ellos, como son: Estaciones de bombeo, de regulación de presión y de sistemas de medición. Con el desarrollo de una ingeniería que contempló la necesidad de construirlos en secciones, por lo que forman parte del sistema las partes aéreas de lanzadores y receptores de equipo de limpieza e inspección y sus interconexiones a las partes descritas anteriormente. Los ductos corren paralelos desde el campo de explotación en la selva, Planta Malvinas, compartiendo el Derecho de Vía (DDV) hacia la costa hasta el punto correspondiente al KP 520+240, aproximadamente, en Pisco, desde donde continua el ducto de líquidos, terminando en la Terminal Lobería, y, a partir de tal punto, continúa, en otro DDV, sólo el ducto de gas natural hasta el sitio denominado City Gate Lurín, en el Distrito Lurín, Provincia Lima, Departamento Lima, en Perú. El ducto de gas tiene una longitud de 730 Km. y el ducto de líquidos tiene una longitud de 560 Km., ambos ductos inician su recorrido en la cuenca Amazónica del Río Urubamba, en el distrito de Echarati, provincia de la Convención, departamento de Cusco, atravesando parte de la Amazonía Peruana y la Cordillera de los Andes (hasta una altura de 4,800 metros sobre el nivel del mar (msnm)), descendiendo, ambos, hasta la localidad de Humay, bifurcándose para llegar, el ducto de LGN a la Costa del Océano Pacífico, a la Planta de Fraccionamiento de Pisco, y el ducto de GN con dirección y finalizando en el Punto de Entrega en el sitio denominado City Gate Lurín, a unos 35 Km. al sur de la ciudad de Lima. Las Figuras 1.1.1, 1.1.2 y 1.1.3 muestran un mapa y representación esquemática de ambos ductos. Los contratos, para su ejecución, fueron firmados el 09 de Diciembre del 2000 entre el Estado Peruano y TGP, las cláusulas de construcción establecían un período de 44 meses, a partir de la firma de los mismos, con las correspondientes penalidades si se excedía el plazo; por lo que, tal y como estaba programado, los Sistemas de Transporte de Gas Natural y Líquidos de Gas Natural, del Proyecto Camisea, se pusieron en operación el 20 de agosto del 2004. Germanischer Lloyd Industrial Services GmbH, Business Segment Oil and Gas

12 / 428

Reporte No.: GLP/GLM/MEMP/726-07 Rev. 0 Fecha: 2007-10-10

Figura 1.1.1 - Mapa del trazo del Gas Natural y de Líquidos de Gas Natural

Estación Malvinas

Estación de Recepción Lurín

Estación de Bombeo # 2

Estación de Trampas # 4

210 Km en 18”

310 Km en 24”

210 Km en 32”

Figura 1.1.2 - Representación Esquemática del Ducto de Gas Natural Germanischer Lloyd Industrial Services GmbH, Business Segment Oil and Gas

13 / 428

Reporte No.: GLP/GLM/MEMP/726-07 Rev. 0 Fecha: 2007-10-10

Estación Malvinas

Estación de Regulación # 1

Terminal Lobería

105 Km en 10”

455 Km en 14”

Figura 1.1. 3 - Representación Esquemática del Ducto de Líquidos de Gas Natural

1.2.- Descripción del Sistema de Gas Natural El ducto de GN empieza en su construcción desde el punto denominado Camisea, en la Estación Malvinas, con una trayectoria inicial hacia el Sur en 90 Km. y, posteriormente, hacia el Suroeste en 421 Km., hasta un punto de derivación cercano a Humay, resultando en 521 Km. de longitud aproximada, luego tiene una trayectoria al Noroeste en 111 Km., paralelo a la costa occidental, hasta Lurín, en las cercanías de la Ciudad de Lima, para una longitud total aproximada de 732 Km., teniendo una trayectoria inicial sobre la sección denominada Selva, en 210 Km., posteriormente sobre una sección denominada Sierra, en 310 Km., y una última sección denominada Costa, en 210 Km. El gasoducto tiene una sección de 210 Km. en 32 pulgadas de diámetro, una sección de 310 Km. en 24 pulgadas de diámetro, y 210 Km. en 18 pulgadas de diámetro. Pensando en las expansiones e incremento de producto en el futuro, la primera sección del ducto se diseñó con 32” de diámetro nominal (DN), la segunda sección en 24” de DN y la última en 18” de DN, estas dos últimas van a requerir ductos paralelos (loops) para soportar las expansiones e incrementos en un futuro, así como una estación de compresión. De acuerdo con los Términos de Referencia del contrato de la “Auditoría Integral”, el alcance de los trabajos de este ducto comprende desde el punto de Entrega de GN en la Estación Malvinas (Km. 0.0), con el Lanzador de Equipo de Limpieza (Raspatubos) y hasta la Recepción de Gas en Lurín (Km. 732.3), con el Receptor de Equipo de Limpieza (Raspatubos). La capacidad inicial del ducto, por diseño, es de 6.1 MMSCMD (215 MMSCFD), para estos caudales no resulta actualmente necesario instalar “loops” y estaciones de compresión. Cuando se den los

Germanischer Lloyd Industrial Services GmbH, Business Segment Oil and Gas

14 / 428

Reporte No.: GLP/GLM/MEMP/726-07 Rev. 0 Fecha: 2007-10-10

incrementos importantes de demanda, este ducto podrá transportar hasta 33.4 MMSCMD (1179 MMSCFD), para lo cual deberá construir “loops” en 30”de DN, paralelo al de 24” de DN, en la zona de montaña, y de 20” de DN paralelo al actual de 18” de DN, sobre la costa, además de una estación de compresión intermedia.

1.2.1.- Características del Ducto El ducto fue diseñado bajo el código ASME B31.8, estableciéndose como material de construcción, para el total de la línea, la especificación API 5L X Grado 70 y el nivel de producto como PSL2. La tubería, para efecto de la protección anticorrosiva y mecánica, debería ser recubierta con un revestimiento de Polietileno Tricapa, con un espesor de 3.2 mm para la sección de 32” de diámetro nominal (DN), de 2.5 mm para la sección de 24” de DN y de 2.2 mm para la sección de 18” de DN; así mismo, para cumplir con la condición de tubería enterrada, dependiendo de las características del suelo, se estableció una tapada mínima de 1 m, además de la instalación de un sistema de Protección Catódica externa por medio de corriente impresa en el ducto y ánodos de sacrificio en las instalaciones superficiales. Para efecto de construcción, se tiene el siguiente resumen de diámetros y espesores instalados: Tramo de la Línea Desde la entrega del GN en la Estación Malvinas (KP 0) y hasta la Estación de Recibo de Equipo de Limpieza (Raspatubos) (KP 211) Desde la Estación de Envío de Equipo de Limpieza (KP 211) hasta la Estación de Recibo de Equipo de Limpieza, punto de Derivación (KP 521) Desde la Estación de Envío de Equipo de Limpieza, punto de Derivación (KP 521) hasta la Estación de Recepción de GN en Lurín (KP 732)

DN (Pulgadas)

Espesor (Pulgadas)

32

0.625 y 0.688

24

0.438, 0.469, 0.500, 0.562, 0.625, 0.688 y 0.750

18

0.406, 0.469, 0.500, 0.562 y 0.625

Tabla 1.2.1.1 – Diámetros y Espesores Instalados – Ducto de Gas Natural

Por otra parte, se establecieron las siguientes Clases de Localización, según la ruta seleccionada y de acuerdo al Código ASME B31.8, con los siguientes factores: Clase de Localización Clase 1 División 2 Clase 2 Clase 3

Factor de Diseño 0.72 0.60 0.50

Tabla 1.2.1.2 – Clases de Localización

1.2.2.- Propiedades del Producto Transportado a) Propiedades del GN Las propiedades del GN que sirvieron de referencia para efecto de la realización del diseño de la línea y sus instalaciones se muestran en la tabla1 del Anexo I.

Germanischer Lloyd Industrial Services GmbH, Business Segment Oil and Gas

15 / 428

Reporte No.: GLP/GLM/MEMP/726-07 Rev. 0 Fecha: 2007-10-10

b) Temperatura del Ambiente y del Suelo Debido a que la ruta seleccionada del ducto atraviesa tres áreas, como son: La Selva, la Cordillera de los Andes y la Costa, las cuales tienen condiciones climáticas diferentes, se consideraron, para efecto del diseño, las siguientes temperaturas máximas y mínimas: Áreas Selva Sierra Costa

Temperatura del Ambiente Máximo (°C) 35 20 30

Temperatura del Ambiente Mínimo (°C) 15 -5 10

Temperatura del Suelo Máximo (°C) 25 12 11

Temperatura del Suelo Mínimo (°C) 17 0 12

Tabla 1.2.2.1 – Temperaturas del Ambiente y Suelo.

1.2.3.- Instalaciones para el Ducto de Transporte de GN El ducto, en su longitud total, además de las secciones de tubería, está constituido, en las partes superficiales y como complemento del mismo, de la siguiente manera: ¾ Entrega de GN en la Estación Malvinas (Km. 0.0) •

Lanzador del equipo de limpieza (Raspatubos)

¾ Instalación de Raspatubos GSF-1 (Km. 211.4) ¾ Receptor del equipo de limpieza ¾ Lanzador del equipo de limpieza ¾ Instalación de Raspatubos GSF-2 (Km. 338.21) ¾ Receptor del equipo de limpieza ¾ Lanzador del equipo de limpieza ¾ Estación de Control de Presión PCS (Km. 472.21) ¾ Receptor del equipo de limpieza ¾ Estación de Control de Presión de Gas ¾ Lanzador del equipo de limpieza ¾ Instalación de Raspatubos GSF-4 (Km. 521.43) ¾ Receptor del equipo de limpieza ¾ Lanzador del equipo de limpieza ¾ Recepción de Gas en Lurín LGR (Km. 732.3) ¾ Receptor del equipo de limpieza ¾ Filtros separadores Germanischer Lloyd Industrial Services GmbH, Business Segment Oil and Gas

16 / 428

Reporte No.: GLP/GLM/MEMP/726-07 Rev. 0 Fecha: 2007-10-10

¾ Estación de Medición de Gas Natural ¾ Válvulas de Bloqueo de Línea Principal ¾ El ducto de GN cuenta con 22 válvulas esféricas de paso total, con un sistema de actuadores a base de gas, estas válvulas son de cuerpo soldable y en tal condición quedaron instalados a lo largo de la línea. La tabla 2 en el Anexo I muestra la identificación y localización de dichas válvulas. La ubicación de las válvulas de bloqueo principal quedó definida tomando en cuenta la ruta final de la línea, la posibilidad de acceso y el criterio de localización de acuerdo con ASME B31.8, en donde la Clase 1 División 2 es la predominante, por lo que la separación entre válvulas es, en la mayoría de los casos, de 32.2 Km. El gas de alimentación para los actuadores de las válvulas de bloqueo de la línea principal es provisto del mismo ducto.

1.3.- Descripción del Sistema de Líquidos de Gas Natural El ducto de LGN corre paralelo al ducto de GN desde la Planta Malvinas hasta el Punto de Derivación de Humay, de ahí se dirige hasta Playa Lobería ubicada en la bahía de Paracas en la costa occidental en el Océano Pacífico. El sistema consta de 561 Km. de ducto, transportando los Líquidos del Gas Natural desde el Punto de Recepción en la Planta de Malvinas hasta el Punto de Entrega, Planta Fraccionadora de PlusPetrol. El ducto de líquidos tiene un primer tramo de 455 Km. en tubería de 14 pulgadas de diámetro exterior, y un segundo tramo de 105 Km. en 10.75 pulgadas de diámetro exterior. De acuerdo con los Términos de Referencia del contrato de la “Auditoría Integral”, el alcance de los trabajos de este ducto comprende desde el punto de la Estación de Bombeo # 1 o PS#1 (Km. 0.0), con el Patín de Medición, dos Bombas en la Línea Principal, una Línea de Recirculación y el Lanzador de Equipo de Limpieza (Raspatubos) y hasta la Estación Reductora de Presión #3 o PRS#3, con el Receptor de Equipo de Limpieza (Raspatubos). El diseño hidráulico consideró un margen de por lo menos 1.5 bar entre la Presión de Operación mínima y el punto de flasheo para evitar el flasheo/separación (la conversión de líquido a gas) de la columna durante las condiciones de estado estacionario.

1.3.1.- Características del Ducto El ducto fue diseñado bajo el código ASME B31.4, estableciéndose como material de construcción, para el total de la línea, la especificación API 5L X70; la tubería, para efecto de la protección anticorrosiva y mecánica, debería ser recubierta con un revestimiento de Polietileno, con un espesor de 2.2 mm para la sección de 14” de DN y de 2.0 mm para la sección de 10” de DN; así mismo, para cumplir con la condición de tubería enterrada, dependiendo de las características del suelo, se estableció una tapada mínima de 1 m, además de la instalación de un sistema de Protección Catódica externa por medio de corriente impresa en el ducto y ánodos de sacrificio en las instalaciones superficiales. Para efecto de construcción, se tiene el siguiente resumen de diámetros y espesores instalados: Tramo de la Línea De PS-1 a PS-2

DN (pulgadas) 14”

Espesor (pulgadas) 0.219, 0.25, 0.281, 0.312, 0.344, 0.375 y 0.438

Germanischer Lloyd Industrial Services GmbH, Business Segment Oil and Gas

17 / 428

Reporte No.: GLP/GLM/MEMP/726-07 Rev. 0 Fecha: 2007-10-10 Tramo de la Línea De PS-2 a PS-3 De PS-3 a PS-4 De PS-4 a PRS-1 De PRS-1 a PRS-2 De PRS-2 a PRS-3

DN (pulgadas) 14” 14” 14” 10” 10”

Espesor (pulgadas) 0.219, 0.25, 0.281, 0.312, 0.344, 0.375 y 0.438 0.219 y 0.281 0.219, 0.25, 0.281, 0.312, 0.344, 0.375, 0.438 y 0.469 0.219 y 0.25 0.219 y 0.25

Tabla 1.3.1.1 – Diámetros y Espesores Instalados – Ducto de Líquidos de Gas Natural

1.3.2.- Propiedades del Producto Transportado Para efecto del desarrollo del Proyecto Camisea, se debió contar con la composición del producto a transportar, de acuerdo con lo siguiente: a) Propiedades del LGN Normal y de Alta Densidad Las propiedades del LGN, en sus condiciones de LGN normal y de alta densidad, que sirvieron de referencia para efecto de la realización del diseño de la línea y sus instalaciones son las indicadas en las tablas 3 y 4 del Anexo I. b) Temperatura del Ambiente y del Suelo Debido a que la ruta seleccionada del ducto a traviesa tres áreas, como son: La Selva, la Cordillera de los Andes y la Costa, las cuales tienen condiciones climáticas diferentes, se consideraron, para efecto del diseño, las temperaturas ambiente y de suelo indicadas anteriormente para el ducto de Gas Natural.

1.3.3.- Instalaciones para el Ducto de Transporte de LGN El ducto, en su longitud total, además de las secciones de tubería, está constituido en las partes superficiales y como complemento del mismo de la siguiente manera: ¾ Estación de Bombeo #1 (PS#1) (Km. 0.0) ¾ Patín de Medición para la transferencia de custodia de LGN y un probador de medición. ¾ Dos bombas en la línea principal de LGN impulsadas con motores de combustión interna a base de gas natural. ¾ Una línea de recirculación de LGN con una válvula de control y aeroenfriador, que proporcionan un flujo mínimo continuo a la bomba. ¾ El Lanzador de Equipos de Limpieza e inspección (Raspatubos). ¾ Estación de Bombeo #2 (PS#2) (Km. 109.55) ¾ El Receptor de Equipos de Limpieza (Raspatubos).

Germanischer Lloyd Industrial Services GmbH, Business Segment Oil and Gas

18 / 428

Reporte No.: GLP/GLM/MEMP/726-07 Rev. 0 Fecha: 2007-10-10

¾ Dos bombas en la línea principal de LGN impulsadas con motores de combustión interna a gas natural. ¾ Una línea de recirculación de LGN con una válvula de control y aeroenfriador que proporcionan un flujo mínimo continuo a la bomba. ¾ El Lanzador de Equipos de Limpieza e inspección (Raspatubos). ¾ Estación de Bombeo #3 (PS#3) (Km. 210.75) ¾ El Receptor de Equipo de Limpieza (Raspatubos) ¾ Dos bombas en la línea principal de LGN con una válvula de control y aeroenfriador que proporcionan un flujo mínimo continuo a la bomba. ¾ Una línea de recirculación de LGN con una válvula de control y aeroenfriador que proporcionan un flujo mínimo continuo a la bomba. ¾ El Lanzador de Equipos de Limpieza e inspección (Raspatubos) ¾ Estación de Bombeo #4 (PS#4) (Km. 227.13) ¾ El Receptor de Equipo de Limpieza (Raspatubos) ¾ Dos bombas en la línea principal de LGN impulsadas con motores de combustión interna a gas natural. ¾ Una línea de recirculación de LGN con una válvula de control y aeroenfriador que proporcionan un mínimo flujo continuo a la bomba. ¾ El Lanzador de Equipo de Limpieza e inspección (Raspatubos) ¾ Estación de Equipo de Limpieza e inspección (Raspatubos) #1 (ST#1) ( Km. 338.21) ¾ El Receptor de Equipo de Limpieza (Raspatubos) ¾ El Lanzador de Equipo de Limpieza (Raspatubos) ¾ Estación Reductora de Presión #1 (PRS#1) (KM 454.5) ¾ El Receptor de Equipo de Limpieza e inspección (Raspatubos) ¾ Dos tramos paralelos, cada tramo consta de una válvula de control de presión y sus correspondientes válvulas de bloqueo. ¾ Lanzador de Equipo de Limpieza e inspección (Raspatubos) ¾ Estación Reductora de Presión #2 (PRS#2) (Km. 472.21) ¾ El Receptor de Equipo de Limpieza e inspección (Raspatubos) ¾ Dos tramos paralelos, cada tramo consta de una válvula de control de presión y sus correspondientes válvulas de bloqueo. ¾ Lanzador de Equipo de Limpieza e inspección (Raspatubos) ¾ Estación Reductora de Presión #3 (PRS#3) (Km. 561) ¾ El Receptor de Equipo de Limpieza e inspección (Raspatubos)

Germanischer Lloyd Industrial Services GmbH, Business Segment Oil and Gas

19 / 428

Reporte No.: GLP/GLM/MEMP/726-07 Rev. 0 Fecha: 2007-10-10

¾ Dos tramos paralelos, cada tramo consta de una válvula de control de presión y sus correspondientes válvulas de bloqueo. ¾ Válvulas de Bloqueo de la Línea Principal y Otras Instalaciones ¾ El ducto de LGN cuenta con 19 válvulas de bloqueo en la línea principal, instaladas a lo largo del ducto para aislar el sistema en caso de daño o detección de fuga del producto transportado. Las mismas fueron instaladas en el lado aguas arriba de los cruces de ríos principales y como complemento se instalaron algunas válvulas check en el lado aguas abajo, según lo indicado en la tabla 5 del Anexo I. En cada estación de bombeo se instaló un sistema de drenaje cerrado con la finalidad de recolectar todos los posibles drenes en un sumidero subterráneo (K.O. Drum) y derivar los vapores al quemador o antorcha.

Germanischer Lloyd Industrial Services GmbH, Business Segment Oil and Gas

20 / 428

Reporte No.: GLP/GLM/MEMP/726-07 Rev. 0 Fecha: 2007-10-10

2.- Antecedentes Los principales antecedentes, asociados a la realización de la Auditoría, se pueden dividir en dos grupos de eventos, en los cuales se reflejan fallas que fueron ocurriendo conforme a las etapas de ejecución de cada una de las fases en las que se realizó el Proyecto Camisea, así tenemos: a) Un primer grupo, son los eventos ocurridos durante el diseño, la etapa de la construcción y las pruebas del Sistema de Trasporte de GN y LGN. Los principales eventos son: •

Fallas ocurridas durante las pruebas hidráulicas: De acuerdo con la información proporcionada, las pruebas hidráulicas se realizaron por secciones; es decir, la longitud total de cada ducto fue dividida en tramos para efecto de probar su hermeticidad, lo cual dependió del diseño, las condiciones de la ruta de la línea, las presiones máximas y mínimas consideradas a través del perfil hidráulico, los espesores determinados en los cálculos de ingeniería, la problemática de obtención del volumen de agua para las mismas pruebas, etc. Durante esa fase y según la información proporcionada se produjeron fallas durante la ejecución de las pruebas de los siguientes tramos: Tramo Sección 1 Sección 1 Sección 16B Sección 3 Sección 3 Sección 16B Sección 21 Sección 61

Línea o Ducto Probado Líquidos de Gas Natural Líquidos de Gas Natural Líquidos de Gas Natural Líquidos de Gas Natural Líquidos de Gas Natural Líquidos de Gas Natural Líquidos de Gas Natural Gas Natural

DN (pulgadas) 14” 14” 14” 14” 14” 14” 14” 24”

Ubicación (KP) 9+906 1+276 171 31+494 43+380 170 210 388

Tabla 2.1 – Fallas durante Pruebas Hidrostáticas

•

Deslizamiento de talud en KP 200+770 - Banca de Toccate El 26 de febrero de 2004, previo a la etapa de puesta en marcha de los Sistemas de Transporte, se produjo un deslizamiento de la banca y el desplazamiento de un tramo de las líneas de GN y LGN, dejando las tuberías al descubierto.

•

Variantes importantes del derecho de vía Se reportó, que debido a diferentes condiciones durante la construcción, se realizaron algunas modificaciones a la ruta original elegida, dando lugar a la denominación de variantes, las cuales corresponden a las siguientes identificaciones y puntos de referencia:

Identificación Variante de Sabogal Variante de Pacobamba Variante de Acocro Variante de Río Pisco Variante de Cañete Variante de Chilca

Longitud de la Variante 300 m 37 Km., con dos túneles, uno de 350 m y otro de 270 m 2 Km. 53 Km. 20 Km. 116 Km

Ubicación (KP) 204 180 263 468 603 520

Tabla 2.2 – Variantes Importantes al Derecho de Vía Germanischer Lloyd Industrial Services GmbH, Business Segment Oil and Gas

21 / 428

Reporte No.: GLP/GLM/MEMP/726-07 Rev. 0 Fecha: 2007-10-10

b) Un segundo grupo de eventos ocurre en la fase de operación, la cual tuvo inicio el 20 de Agosto del 2004; sin embargo, desde esa fecha y a la actual, han sucedido seis accidentes en el ducto de transporte de líquidos, los cuales corresponden en orden cronológico a los siguientes: No. 1 2 3 4 5 6

Descripción y Lugar del Incidente Fuga detectada en el KP 8+850. Rotura parcial sobre la sección inferior del tubo en la junta identificada como 8/66R1, a la orilla del cordón de soldadura en la corona Fuga detectada en el KP 222+500. Rotura parcial sobre la sección inferior del tubo en soldadura de cierre identificada como T65N, a la orilla del cordón de soldadura en el fondeo o raíz y propagándose a través del material de aporte hasta la corona Fuga detectada en el KP 200+750. Entre una sección de curva inducida y una sección normal del ducto, fallando la sección de espesor más delgado en su totalidad y sobre el material base de dicha sección, Fuga detectada en el KP 50+900. Rotura parcial sobre una sección del ducto, en el metal base, por daño mecánico, la sección del ducto se localiza en el lecho de un cruce de un afluente al Río Paratori Fuga detectada en el KP 126+950. Rotura total en la sección de la línea en la junta identificada como 119/81, con acumulación de producto y formación de gases que se encienden y provocan explosión. Fuga detectada en el KP 125 +487. Arruga ocurrida en el material base.

Fecha 22/Dic/2004 29/Ago/2005 16/Sep/2005 24/Nov/2005 04/Mar/2006 02/Abr/2007

Tabla 2.3 – Incidentes ocurridos durante la Operación

Lo anterior, con excepción del último evento, dio a lugar a que el Gobierno Peruano estableciera la necesidad de convocar y contratar la realización de una “Auditoría Integral a los Sistemas de Transporte de Gas Natural y Líquidos de Gas Natural del Proyecto Camisea”.

2.1.- Alcance de la Auditoría Integral El alcance de los trabajos realizados por parte de los esecialistas de GL para cumplir con el desarrollo de la Auditoría Integral, de acuerdo con la Parte IV Descripción de la Auditoría del concurso público No. 002-2006CAH, Segunda Convocatoria, en sus “Términos de Referencia para la Contratación de una Empresa para la Auditoría Integral de los Sistemas de Transporte de Gas Natural y Líquidos de Gas Natural de Camisea”, fueron: La evaluación de ambos sistemas de transporte (Sistema de Transporte de Gas Natural y Sistema de Transporte de Líquidos de Gas Natural), mediante: • • •

La revisión de la documentación del Proyecto Camisea, que incluya los diseños, el proceso constructivo, las pruebas previas a su puesta en operación y las fallas ocurridas. Realización de verificaciones y análisis en campo de las instalaciones existentes y de las condiciones del terreno Verificación de las condiciones operativas actuales del objeto de la auditoría. Pruebas y análisis de las condiciones operativas actuales.

La Auditoría Integral involucra todo lo concerniente al diseño, la adqusición de materiales y componenetes, la construcción, la operación y el mantenimiento, además del control y el análisis de los accidentes ocurridos. Dentro de estas fases se incuye la fabricación, manipuleo, transporte e instalación de los materiales y componentes, calificación del personal, procedimientos, pruebas, precomisionado y comisionado.

Germanischer Lloyd Industrial Services GmbH, Business Segment Oil and Gas

22 / 428

Reporte No.: GLP/GLM/MEMP/726-07 Rev. 0 Fecha: 2007-10-10

2.1.1.- Límites de batería Los límites de batería o los límites físicos de GL, para la realización de la Auditoría Integral, de cada uno de los ductos son los siguientes: a) Ducto de Líquidos de Gas Natural Desde la Estación de Bombeo # 1 (PS#1), incluyendo la instalación superficial del Lanzador de equipo limpieza (raspatubos) en el Km 0.0, en la Estación Malvinas hasta la Estación Reductora de Presión # 3 (PRS#3), incluyendo la instalación superficial del Receptor de equipo de limpieza (raspatubos) en el Km 561. b) Ducto de Gas Natural Desde la entrega de GN en la Estación Malvinas (Km 0.0), incluyendo la instalación superficial del Lanzador de equipo limpieza (raspatubos) hasta la recepción de GN en Lurín (Km 732.3), incluyendo la instalación superficial del Receptor de equipo de limpieza (raspatubos), los filtros separadores y la Estación de Medición de GN.

2.2.- Objetivos de la Auditoría Integral Al ir desarrollando las diferentes actividades, de cada uno de los auditores en las especialidades necesarias, se pretendió ir cubriendo cada una de las fases de verificación con relación al diseño, construcción, operación, mantenimiento, control y el análisis de los accidentes ocurridos, considerando la fabricación, manipuleo, transporte e instalación de los materiales, calificación del personal, procedimientos, pruebas, precomisionado y comisionado, los cuales van a llevar al análisis y conclusión de los siguientes objetivos específicos declarados en los “Términos de Referencia para la Contratación de una Empresa para la Auditoría Integral de los Sistemas de Transporte de Gas Natural y Líquidos de Gas Natural de Camisea”, los cuales son: •

Determinar si el diseño de los Ductos del Sistema de Transporte Camisea ha sido realizado de manera adecuada y de acuerdo a los Contratos BOOT que tiene suscritos TGP así como el cumplimiento con las normas y estándares establecidos para este tipo de instalaciones, señalando y puntualizando las deficiencias encontradas y/o los incumplimientos al contrato, normas y estándares en que se hubiera incurrido.

•

Determinar si la construcción de los Sistemas de Transporte de Camisea ha sido efectuada de acuerdo al diseño, normas y las buenas prácticas de ingeniería, de modo que garanticen una instalación segura y confiable, verificando que las modificaciones de la obra fueron justificadas; señalando y puntualizando los incumplimientos a las normas y las deficiencias encontradas.

•

Determinar si los Sistemas de Transporte de Camisea cuentan con los sistemas de control y seguridad adecuados, que garanticen una operación eficiente, segura y confiable, de acuerdo a los Contratos BOOT, así como a las normas y estándares establecidos para este tipo de instalaciones, señalando y puntualizando las deficiencias encontradas y/o los incumplimientos al contrato, normas y estándares en que se hubiera incurrido.

Adicionalmente y luego de la entrega de documentos por parte de TGP en fechas posteriores al período programado de recepción y próximos a la fase de elaboración del Reporte Preliminar de la Auditoría, por parte de TGP, y de la detección del nuevo incidente en el KP 125+487, ocurrido el día 02 de Abril del 2007, Germanischer Lloyd Industrial Services GmbH, Business Segment Oil and Gas

23 / 428

Reporte No.: GLP/GLM/MEMP/726-07 Rev. 0 Fecha: 2007-10-10

se establece una Adenda de Ampliación al Contrato de la Auditoría Integral, en la que se incluye alcances adicionales: • •

La revisión de los documentos entregados, por parte de TGP, en el período del 01 al 21 de Marzo del 2007, Un reporte sobre el incidente de la fuga detectada en el KP 125+487, ocurrido el día 02 de Abril del 2007.

Con lo cual, se procedió y se elaboró el Reporte Preliminar Final en su Revisión 0, mismo que fue entregado al MEM el día 31 de Mayo del 2007. Posteriormente, como resultado de la entrega del Reporte Preliminar Final y en cumplimiento de los Términos de Referencia, la COMISION realiza la revisión del reporte. TGP presenta documentación de soporte o descargo de los hallazgos determinados de origen, soportes que no habían sido entregados con anterioridad, por lo que se solicita a GL su evaluación; por lo que el MEM establece una ampliación al plazo, dando lugar a una Segunda Adenda, la que tiene como objetivo el evaluar la nueva documentación. :

2.3.- Documentos de Referencia Los documentos de referencia aplicables, para el desarrollo de la Auditoría Integral, están organizados en función a los documentos contractuales entre TGP y el Gobierno Peruano, las leyes o reglamentos aplicables del Gobierno Peruano, los contratos de diseño, procura y construcción entre TGP y TECHINT S.A.C. (TECHINT) y en la operación y el mantenimiento con la empresa Compañía Operadora de Gas del Amazonas, S.A.C. (COGA), los códigos, normas, especificaciones nacionales, y, en caso de no existir las nacionales, las internacionales y las mejores prácticas de ingeniería recomendadas, aplicables bajo el concepto del diseño, construcción, operación y mantenimiento de sistemas de transporte por ductos de hidrocarburos, así como el contrato entre GL y el MEM, incluyendo sus sistemas de análisis y procedimientos, de los cuales se hace mención a continuación: a) Documentos Contractuales y Leyes o Reglamentos aplicables en el Perú y Documentos de Referencia del Proyecto Camisea, entregados por el MEM: • • • • • • • • • •

Texto Único Ordenado de la Ley No. 26221, Ley Orgánica de Hidrocarburos, Ley de Promoción del Desarrollo de la Industria del Gas Natural, Ley No. 27133, Reglamento de Ley de Promoción de la Industria del Gas Natural, Reglamento de Transporte de Hidrocarburos por Ductos, Reglamento de Normas para la Refinación y Procesamiento de Hidrocarburos, Contrato de Licencia para Explotación de Hidrocarburos – Lote 88 Contrato BOOT “Concesión de Transporte de Gas Natural por Ductos de Camisea al City Gate” Contrato BOOT “Concesión de Transporte de Líquidos de Gas Natural por Ductos de Camisea a la Costa” Procedimientos Técnicos y Operativos del MEM Documentos de referencia que han sido entregada por el MEM, a través de la propia TGP, referentes al Proyecto Camisea, abarcando todas las fases descritas, incluyendo las fallas ocurridas y que sirven de soporte en el desarrollo de las actividades de la Auditoría Integral.

Germanischer Lloyd Industrial Services GmbH, Business Segment Oil and Gas

24 / 428

Reporte No.: GLP/GLM/MEMP/726-07 Rev. 0 Fecha: 2007-10-10

b) Contratos entre TGP y TECHINT: • •

Contrato de Diseño, Procura y Construcción, Site Construction Agreement Contrato de Diseño, Procura y Construcción, Umbrella Agreement

c) Códigos, Normas, Especificaciones y Prácticas Recomendadas, las cuales se indican en la tabla 6 del Anexo I. d) Contrato y Documentos aplicables de GL: • • • • • • •

Concurso Público Internacional No. 002-2006-CAH, Segunda Convocatoria Cotización de Servicios de GLP-GLM, propuesta técnica y económica hacia el MEM. Resolución Ministerial No. 468-2006-MEM/DM. Manual de Calidad de GLO, en su edición vigente. Reglas Internas y Procedimientos de Análisis Independientes de GLO. Adenda del Contrato de Servicio de Auditoría Integral de los Sistemas de Transporte de Gas Natural y Líquidos de Gas Natural del Proyecto Camisea. Segunda Adenda del Contrato de Servicio de Auditoría Integral de los Sistemas de Transporte de Gas Natural y Líquidos de Gas natural del Proyecto Camisea.

Germanischer Lloyd Industrial Services GmbH, Business Segment Oil and Gas

25 / 428

Reporte No.: GLP/GLM/MEMP/726-07 Rev. 0 Fecha: 2007-10-10

3.- Desarrollo de Actividades Para efecto de llevar a cabo cada una de las actividades de la Auditoría Integral, se estableció un programa de desarrollo, el cual contempló cuatro fases principales, en las mismas se abarcan todos los conceptos a realizar, las cuales son: •

De recolección de información: Consistente en la recopilación de documentos desde el concepto de las bases de usuario, el desarrollo de los estudios necesarios para la ingeniería, el desarrollo de las bases de diseño, las memorias de cálculo de cada una de las áreas involucradas, los planos generales y de detalle aprobados para construcción, las especificaciones y procedimientos de construcción, incluyendo los procedimientos de soldadura, su calificación y la calificación de los soldadores, de inspección y pruebas, las compras de equipo y materiales de instalación permanente, los registros y pruebas de la fase constructiva, los planos de cómo quedó construido cada ducto (AsBuilt), los protocolos de pruebas de precomisionamiento y comisionamiento y la puesta en marcha, así como los documentos correspondientes a la condición de operación y mantenimiento. También se recabó información correspondiente a las áreas de geologia, geotecnia, hidrologia, inspeccion interna, asi como reportes de los incidentes ocurridos en el ducto de Liquidos de Gas Natural.

Toda la información recabada fue registrada en una base de datos para control interno del proyecto. Esta base de datos consistió en registrar los documentos en base a su fecha de entrega, titulo o descripción del documento, revisión y número de documento de entrega. En el Anexo II se muestran todos los documentos registrados durante el transcurso del proyecto. •

•

•

Revisión documental: Relacionada con la verificación de cumplimiento con las bases de usuario, especificaciones de diseño, cumplimiento con normas, códigos y especificaciones aplicables o reglamentos, emitidos por el Gobierno Peruano e internacionales, prácticas de ingeniería recomendadas, procedimientos aplicables, certificados de calidad de materiales, accesorios y componentes instalados, certificados de calibración de equipos instalados y empleados para realización de pruebas e inspecciones, registros de calificación de procedimientos de soldadura y de soldadores, registros de inspección y trazabilidad de construcción, de pruebas hidrostáticas, de pruebas preoperacionales y de aprobación para puesta en marcha, así como los registros de operación, inspección y mantenimiento que se están realizando actualmente, Visitas a sitios: Enfocadas a la confirmación de las condiciones reales de la construcción sobre el DDV finalmente elegido, la construcción y condición de las estaciones de bombas (sin considerar la estación de compresión de la Estación Malvinas, por no estar referida como parte del Sistema de Transporte de Gas Natural, según los Términos de Referencia, Anexo I, y por estar dentro de las instalaciones de Pluspetrol, en Malvinas) y control de presión, la revisión de las áreas donde sucedieron las fallas, observación de las variantes, los cruces y obras especiales, así como el revisar y verificar los sistemas de control de operación, los sistemas eléctricos y de tierras, los sistemas de protección catódica, y las condiciones de operación, en su comportamiento y registro a través de los sistemas de control y operación, y la verificación de algunas de las actividades de inspección y mantenimiento que estuvieron programadas durante el período en que se llevó la Auditoría Integral. Verificación del Programa de Gerencia de Calidad: Con el enfoque de verificar si TGP desarrolló un programa de esta índole para efecto de asegurar la gestión de calidad en la ejecución de cada una de las fases, desde el diseño, la construcción, las pruebas preoperacionales y puesta en marcha y en su condición actual de Operación y Mantenimiento de los Sistemas de Transporte de Gas Natural y Líquidos de Gas Natural.

Reuniones de trabajo, entrevistas y talleres de trabajo (workshops), en las ramas de geología y geotecnia, realizado en las instalaciones de TGP en los meses de Enero y Agosto del 2007, la Auditoría Germanischer Lloyd Industrial Services GmbH, Business Segment Oil and Gas

26 / 428

Reporte No.: GLP/GLM/MEMP/726-07 Rev. 0 Fecha: 2007-10-10

al Programa de Gerencia de Calidad, derivándose en la evaluación a los Sistemas de Aseguramiento y Control de Calidad de TECHINT y GULF INTERSTATE ENGINEERING (GIE) y a los Procedimientos de COGA realizada en las instalaciones de Lurín.

3.1.- Generalidades Como parte de los trabajos a realizar, GL contempló la utilización de un grupo de especialistas, los cuales se desempeñaron como un equipo de análisis y revisión de cada una de las áreas involucradas, con el objeto de realizar una evaluación total del Proyecto Camisea y corroborar su cumplimiento en todos los conceptos, detectar cualquier anormalidad y reflejarla como un Hallazgo de acuerdo con una clasificación jerárquica y grado de severidad, desde el concepto de las bases de usuario, estudios especiales para el desarrollo de la ingeniería, las bases de diseño y especificaciones, la ingeniería propia del proyecto en todas sus áreas, la construcción, el desarrollo de los planos finales o de cómo quedó la construcción (Planos “as-built”), las pruebas preoperacionales, la puesta en marcha, la operación y el mantenimiento, además de la evaluación del Programa de Gerencia de Calidad con el objeto de verificar que se haya generado y aplicado un sistema de control y aseguramiento de calidad. Como ya se describió en el punto anterior, la forma de intervención de los diferentes especialistas de GL, fue de acuerdo con las fases descritas, mediante las cuales el personal se familiarizó con el proyecto a través de los documentos recopilados y revisados en base a su experiencia y la normatividad aplicable, con lo que se pudo establecer las condiciones de visitas a campo, en puntos estratégicos o de interés del personal para efecto de corroborar alguna condición necesaria del diseño, las zonas donde ocurrieron las fallas y puntos aleatorios a lo largo del DDV, en las estaciones de bombeo y de regulación, en las propias instalaciones de los componentes de lanzamiento y recepción de equipo de limpieza e inspección interna, cruces de ríos, carreteras y obras especiales, corroborando la construcción, funcionamiento, control, operación y, siendo posible, durante el período de ejecución de la Auditoría Integral, la verificación de las actividades de inspección y mantenimiento. En tales condiciones se realizaron reuniones de trabajo, con el objeto de confirmar, aclarar u obtener información relevante y de viva voz de las condiciones aplicadas del Programa de Gerencia de Calidad, de la ruta inicial del trazo, de las condiciones de construcción, de las modificaciones en la construcción, de las pruebas preoperacionales y de puesta en marcha, de las reparaciones de las fallas ocurridas, de las remediaciones y mitigaciones para evitar las posibles condiciones que causaron las fallas y de la operación y mantenimiento actual de los Sistemas de Transporte del Proyecto Camisea.

3.2.- Plan de la Auditoría Integral Para efecto de llevar a cabo los trabajos de la Auditoría Integral, GL desarrolló un plan de intervención, el cual fue el resultado de analizar y aplicar los requerimientos establecidos por el MEM para este contrato, tomando como base la experiencia de GL en el desarrollo de actividades de Auditorías Técnicas de instalaciones y ductos, dentro de la industria a nivel mundial en general. El plan de la Auditoría Integral estuvo basado en confirmar cada una de las fases de ejecución del proyecto, incluyendo la evaluación del Programa de Gerencia de Calidad, considerando inicialmente la fase de diseño, continuando con la fase de suministros de materiales y equipo, la fase de construcción, la fase de pruebas hidrostáticas y preoperacionales, la fase de puesta en marcha y, finalmente, las fases de operación e inspección y mantenimiento. Para ello fue necesario contar con las bases de contratación de cada uno de los proyectos o contratos que se derivaron desde la fase de diseño hasta la actual condición, con la verificación del cumplimiento de planes, Germanischer Lloyd Industrial Services GmbH, Business Segment Oil and Gas

27 / 428

Reporte No.: GLP/GLM/MEMP/726-07 Rev. 0 Fecha: 2007-10-10

procedimientos y programas de inspección y mantenimiento, durante todo el período de operación que tienen los ductos de GN y LGN y las instalaciones asociadas. Para tal fin, además de las revisiones documentales se hicieron verificaciones en sitio. Ello implicó que se tuvo que conocer el concepto del proyecto y hacer recorridos a lo largo de la trayectoria de los ductos, con el objeto de confirmar y evaluar puntos específicos que incluyeron la situación geotécnica actual en puntos críticos de los Sistemas de Transporte, verificando de igual forma la integridad y efectividad de las acciones de remediación y mitigación que se han establecido en dichos puntos críticos. Por otro lado, a través de las verificaciones en sitio fue posible identificar y reportar las anomalías detectadas (Hallazgos), estableciendo un criterio de jerarquización o clasificación del hallazgo con el objeto de que sea atendido de acuerdo con la prioridad de su clasificación. De acuerdo con los puntos descritos en el apartado 4.6 Descripción General de la Auditoría Integral, del contrato que se acordó y celebró con GL, el cual consistió en lo siguiente: •

•

•

•

•

Instalación de oficinas de trabajo, a efectos de poder contar con las áreas de trabajo para los diferentes especialistas que intervinieron, contar con los medios de comunicación necesarios, como son teléfono, fax, correo electrónico, copiadora e impresora, etc., de tal forma que se tengan los elementos para una interacción entre el MEM, TGP y otras organizaciones autorizadas para tal fin, respetando la condición requerida de confidencialidad de la Auditoría Integral. Recopilación de la información, lo que requirió la información total del proyecto, a efectos de conocer al mismo y verificar su cumplimiento en el concepto de la ingeniería, la construcción, el control y aseguramiento de la calidad, las pruebas preoperacionales y la puesta en marcha y la operación y el mantenimiento, y así poder confirmar los elementos que se observaron y verificaron en sitio a fin de validar su cumplimiento en campo, actividades que se fueron ejecutando a la par; es decir, la revisión documental y las inspecciones en sitio. Realización de vistas a sitio, con el objeto de confirmar las condiciones de la traza en la construcción, confirmándose la condición de las instalaciones aéreas, los materiales empleados, la condición de construcción, verificándose los cruces de carretera, ríos, etc., con el propósito de confirmar, en la medida de lo posible, el cumplimiento de lo requerido por normas y especificaciones; verificación de tomas de lecturas y condición de los sistemas de seguridad y control, así como, dentro de lo posible, verificación de las actividades de operación y mantenimiento que se aplicaron durante el período de la Auditoría. Auditar y verificar el Programa de Gerencia de Calidad, con el objeto de confirmar su implementación y desarrollo, de tal forma que se pudiera evidenciar que se aplicó en la fase inicial del Proyecto Camisea (el desarrollo de la ingeniería, la procura y la construcción) y se tenga actualmente uno para el concepto de la Operación y el Mantenimiento, verificando su actual manejo, procedimientos, registros y controles, la realización de auditorías internas o externas, y la mejora continua a través de la retroalimentación de su propio desarrollo. La emisión de reportes, tales como: Reportes Mensuales de Avance, Reporte Final Preliminar, así como de un Reporte Final, actividad en la que se resumen los trabajos realizados, la metodología empleada en su ejecución, los hallazgos, las conclusiones y las recomendaciones.

Lo anterior fue reflejado en un cronograma o plan de ejecución, el cual se integró a la propuesta presentada de origen; sin embargo, y como consecuencia de la forma en que fue proporcionada paulatinamente la información, la detección de faltantes y documentos complementarios, los cuales formaban parte de la lista maestra desarrollada por la constructora y que debió tenerse, para facilitar el desarrollo de los trabajos de la Auditoría, así como los accidentes de dos helicópteros, la entrega de documentos entre el período del 01 al 21 de Marzo del 2007, el incidente ocurrido el 02 de Abril del 2007, la entrega de soportes documentales a partir del 20 de Junio del 2007, para el cierre y soporte de los hallazgos del Reporte Preliminar Final en su revisión 0, fueron condiciones que alteraron el plan original en su programa, dando lugar a la generación de las adendas de ampliación del contrato original. No obstante, el personal especializado de GL desarrolló la totalidad de los trabajos con los resultados y conclusiones que se reflejan más adelante. Germanischer Lloyd Industrial Services GmbH, Business Segment Oil and Gas

28 / 428

Reporte No.: GLP/GLM/MEMP/726-07 Rev. 0 Fecha: 2007-10-10

3.3.- Equipo de la Auditoría Integral El equipo de trabajo de GL, para la Auditoría Integral, fue establecido tomando en consideración la Parte IV, Descripción de la Auditoría, del contrato celebrado entre el MEM y GL, a través de lo descrito en los párrafos correspondientes a los Objetivos, Alcances, Aspectos Técnicos, Base Legal y Descripción General de la misma, por lo que fue necesario contar con un grupo de especialistas, definidos en función de las áreas y requerimientos del proyecto de dicha Auditoría, además de contar con apoyos complementarios, a través de la oficina principal de GL en Hamburgo, oficina de GL en México y oficina de GL en Perú, por lo que el equipo de trabajo y equipo básico de especialistas empleados se enlista en la tabla 7 del Anexo I. Adicionalmente y como parte de las metodologías de trabajo de GL, se contó con personal de apoyo de las propias oficinas de GL Hamburgo, GL México y GL Perú.

3.4.- Metodología GL enfocó principalmente sus actividades de Auditoría Integral en la evaluación del Programa de Gerencia de Calidad, del diseño, la procura, la construcción, la operación y el mantenimiento, así como el control y aseguramiento de la calidad de los ductos de GN y LGN que son parte del Proyecto Camisea, tomando como base los puntos de referencia descritos en el apartado 4.6 Descripción General de la Auditoría Integral. La evaluación de los Sistemas de Transporte de Gas Natural y Líquidos de Gas Natural del Proyecto Camisea se realizó tomando en consideración las fases descritas en el inicio de este apartado, por lo que a continuación se describe la metodología general empleada, para abarcar las partidas de los Términos de Referencia del Contrato entre el MEM y GL, de acuerdo con lo siguiente: •

Revisión General de la Documentación del Proyecto. El primer paso en el programa de evaluación fue desarrollar un conocimiento e involucramiento general de las condiciones geológicas y geotécnicas a lo largo de la ruta del ducto. Como parte de esta actividad GL recopiló y revisó la información emitida sobre geología, sismología, tectónica e hidrología para la familiarización de GL con las fuentes de información y condiciones de la ruta del ducto, información que fue analizada por el diseñador para efecto de aplicarlas en su conceptualización del proyecto, debiendo cumplirse con las recomendaciones u observaciones generadas en todos los estudios necesarios previos a la construcción de los Sistemas de Transporte del Proyecto Camisea. Posteriormente, GL recopiló y revisó la información relativa a las bases de usuario, diseño y los estándares de ingeniería (reglamentos, códigos, normas y especificaciones que están relacionados al diseño), las requisiciones y órdenes de compra, considerados en la procura y adquisición de los materiales y componentes necesarios para cumplir con lo ya diseñado y aprobado para construcción, así como los registros y pruebas de la fase constructiva hasta las pruebas hidrostáticas, las pruebas preoperacionales y la puesta en marcha de todos los elementos que forman parte integral de los Sistemas de Transporte. Así mismo, se realizó la revisión del concepto que cubriría el Programa de Gerencia de Calidad, el cual se limitó al Aseguramiento y Control de Calidad, consistente en planes y

Germanischer Lloyd Industrial Services GmbH, Business Segment Oil and Gas

29 / 428

Reporte No.: GLP/GLM/MEMP/726-07 Rev. 0 Fecha: 2007-10-10

programas de calidad de las compañías subcontratadas para el diseño, la procura, construcción, inspección y control de calidad. Para lo anterior, se llevaron a cabo reuniones previas en las que se fueron definiendo los canales de comunicación, ubicación o direcciones y contactos entre las partes involucradas, como lo fueron MEM, TGP y GL, así como la entrega de una lista inicial de documentos a proporcionar. •

Visitas a Sitio. El siguiente paso consistió en las visitas programadas a los diferentes sitios relevantes y de interés de cada uno de los especialistas o áreas involucradas, con el objeto de confirmar en el lugar lo referente a los estudios realizados, sus aplicaciones en el diseño, las condiciones de construcción, la ubicación e instalación de los componentes y equipos adquiridos, los sistemas de control, de comunicación, eléctricos y de tierras, de protección catódica, de detección, confirmar la condición geotécnica y geológica, etc., así como de los sitios correspondientes a las seis fallas ocurridas, con el objeto de observar las modificaciones, reparaciones o medidas que se vienen realizando con el objeto de mitigar los problemas relacionados con la atribución de las fallas y de nuevos movimientos o deslizamientos del terreno en el DDV de los Sistemas de Transporte de Gas Natural y Líquidos de Gas Natural.

•

Reuniones de Trabajo Una vez realizadas las primeras revisiones documentales y algunas de las visitas a sitio, se confirmó la necesidad de realizar reuniones de trabajo, las cuales fueron solicitadas por las áreas y especialistas involucrados, como consecuencia de observar condiciones que ameritaban aclaraciones, soportes o el intercambio de viva voz de los especialistas de TGP, de tal forma que se solicitaron a través de los canales de comunicación y contactos definidos, para efecto de su programación entre las partes, de tal forma que se contara con los grupos o especialistas que habían intervenido de origen en la construcción, pruebas hidrostáticas, preoperacionales y la puesta en marcha o que actualmente estuvieran participando en las reparaciones, remediaciones, acciones de seguimiento, control, operación y mantenimiento, así como para tratar el tema de la disponibilidad de la información fuente, previo a la caracterización de los peligros e ingeniería de diseño. Haciendo GL la observación de que durante la reunión se podía obtener una gran cantidad de información con respecto a las condiciones de diseño y construcción a lo largo de la ruta, áreas particulares de interés, detalles del diseño del ducto y prácticas de construcción que pueden no estar fácilmente disponibles en la documentación del proyecto. El resultado de estas reuniones permitió al equipo de GL enfocar su análisis y obtener respuestas de algunos puntos de interés particular.

•

Verificación de los Sistemas de Control y Operación. Finalmente, se interactuó con el departamento y personal encargado del Cuarto de Control y de la operación de los Sistemas de Transporte del Proyecto Camisea, con el objeto de verificar los procedimientos de la operación en condiciones normales. Durante esta actividad se pudo verificar también, la puesta en marcha, debido a un paro programado a que estuvieron sujetos ambos Sistemas de Transporte.

GL en base a su experiencia a través de los diferentes trabajos de Certificación y Auditorías Integrales de carácter técnico, realizados en varias partes del mundo, tiene pleno conocimiento del Germanischer Lloyd Industrial Services GmbH, Business Segment Oil and Gas

30 / 428

Reporte No.: GLP/GLM/MEMP/726-07 Rev. 0 Fecha: 2007-10-10

proceso formal sistemático de las actividades descritas aplicables al diseño, procura y construcción y de la operación y mantenimiento, así como de los Sistemas de Administración de la Calidad, fases en las que se ha contemplado evaluar los Sistemas de Transporte de Gas Natural y de Líquidos de Gas Natural. En base a lo anterior, GL implementó su proceso para auditar y revisar que los sistemas estén de acuerdo con los códigos y normas aplicables. Estas actividades se describen más detalladamente en las diferentes secciones de la metodología particular de cada área o equipo de trabajo, como sigue:

3.4.1.- Sistemas de Calidad Para efecto de evaluar el Programa de Gerencia de Calidad se tomó en consideración lo requerido por el Artículo 15° del Decreto Supremo N° 041-99-EM “Reglamento de Transporte de Hidrocarburos por Ductos”, Anexo 1, estableciéndose, como metodología de esta área, realizar la Auditoría y revisión de acuerdo con lo siguiente: • •

• • • •

Revisión de Documentación de TGP, relativa al Programa de Gerencia de Calidad. Auditoría en sitio para verificar la implementación de la documentación remitida y los requisitos, tomando como referencia el estándar de las series ISO 9001:2000, al ser declaradas las mismas en el Título IX Normas Complementarias, Artículo 73°, como Norma aplicable en el mencionado Decreto Supremo N° 041-99-EM. Entrevista con el personal involucrado. Revisión de documentación y registros. Visita a las instalaciones de la Compañía Operadora de Gas del Amazonas S.A.C., para verificar la documentación entregada por TGP Emisión de resultados, hallazgos y recomendaciones.

3.4.2.- Revisión De Diseño e Ingeniería Para la evaluación del rubro de Diseño e Ingeniería se consideró el levantamiento topográfico, criterios de la selección de ruta, clasificación de localización de áreas, accidentes topográficos, estudios geotécnicos y estabilidad de suelos, planimetría y perfil hidráulico, cruces especiales, cálculos hidráulicos, etc. En relación al cumplimiento con los reglamentos, códigos, normas y especificaciones, se estableció, como metodología de esta área, el realizar la Auditoría y revisión de acuerdo a lo siguiente: • Revisión del Decreto Supremo N° 041-99-EM Reglamento de Transporte de Hidrocarburos por Ductos. • Revisión de los Contratos BOOT de ambos Sistemas de Transporte. • Revisión de los Contratos de Ingeniería, Procura y Construcción de TGP con TECHINT. • Revisión de los estudios y análisis previos al desarrollo de la ingeniería del proyecto. • Revisión de las bases de usuario, • Revisión de las bases de diseño. • Revisión de las memorias de cálculo, especificaciones, planos de detalles y aprobados para construcción. • Emisión de resultados, hallazgos y recomendaciones.

Germanischer Lloyd Industrial Services GmbH, Business Segment Oil and Gas

31 / 428

Reporte No.: GLP/GLM/MEMP/726-07 Rev. 0 Fecha: 2007-10-10

GL realizó, adicionalmente a lo prescrito en los Términos de Referencia, revisiones a los reportes de Análisis de Riesgo y Estudios de Impacto Ambiental, con el fin de corroborar el cumplimiento con lo establecido en los contratos BOOT, además de verificar la calidad de los mismos.

3.4.3.- Visitas a Sitio Para efecto de evaluar el cumplimiento de la construcción de los Sistemas de Transporte, tomando como referencia los planos “as-built” entregados, se estableció, como metodología de esta etapa, realizar la Auditoría y revisión de acuerdo con lo siguiente: • Verificación por muestreo, a lo largo del DDV, el trazo de ambas líneas, tomando como referencia los cruces de ríos, carreteras, ubicación de válvulas principales, instalaciones aéreas y superficiales, etc. • Verificación por muestreo a los equipos y materiales instalados, tomando como referencia su identificación, su placa de datos, la especificación de los accesorios, los componentes, etc. • Verificación del cumplimiento en la construcción de acuerdo con las normas, códigos y especificaciones en lo referente a las diferentes áreas relacionadas, como son: Civil, mecánica, eléctrica e instrumentación, protección catódica y anticorrosiva, etc. • Verificación por muestreo de tomas de lecturas de los instrumentos, comparándolos con los valores que en ese momento se registraban en el cuarto de control, verificación de la toma de lecturas de potencial, verificación de los sistemas de puesta a tierra y pararrayos, etc. • Emisión de resultados, hallazgos y recomendaciones.

3.4.4.- Investigación Geológica y Geotécnica Para efecto de evaluar el cumplimiento de la construcción de los Sistemas de Transporte, tomándose como referencia las condiciones críticas de la ruta, se estableció, como metodología de esta etapa, realizar la Auditoría de acuerdo con lo siguiente: • Investigación, identificación y calificación de los peligros geológicos y geotécnicos a lo largo de la ruta del Proyecto Camisea. • Revisión del diseño y construcción de medidas para atenuar los efectos potenciales de estos peligros en el sistema de los ductos. • Revisión de los programas de mantenimiento en curso y de monitoreo, los cuales están siendo implementados actualmente para disminuir el riesgo residual a lo largo de la ruta de los ductos. • Comparación de la investigación, diseño, construcción y métodos de mantenimiento, implementados para el Proyecto Camisea, con los reglamentos, códigos, normas y las “Mejores Prácticas Internacionales” actualmente en uso en otras rutas de gasoductos/oleoductos importantes (BTC, Sakhalin, Columbia y Trans-Alaska). • Adicionalmente, la corroboración de las medidas de atenuación, las que contemplaron las siguientes actividades principales: o Desarrollo y nivel de ejecución de la información de Antecedentes, o Revisión detallada de la Documentación del Proyecto,

Germanischer Lloyd Industrial Services GmbH, Business Segment Oil and Gas

32 / 428

Reporte No.: GLP/GLM/MEMP/726-07 Rev. 0 Fecha: 2007-10-10

o Evaluación de Revisión del Proyecto, o Reconocimiento de Secciones de la Ruta del Gasoducto Seleccionadas • Emisión de resultados, hallazgos y recomendaciones para la atenuación de los peligros y diseño de los trabajos de corrección.

3.4.5.- Mecánica y Estructural Para efectos de evaluar el cumplimiento de la construcción de los Sistemas de Transporte, tomando como referencia las condiciones críticas de la ruta se estableció, como metodología de las áreas Mecánica y Estructural, realizar la Auditoría de acuerdo con lo siguiente: • Revisión de los documentos de origen, relativos al diseño de las áreas mecánica y estructural de los Sistemas de Transporte del Proyecto Camisea. • Revisión física en sitio, de acuerdo con los planos “As-built”, de los componentes en las estaciones de bombeo, estaciones de control de presión, estaciones de raspatubos, estaciones de válvulas, los soportes de tuberías, las columnas estructurales, la subestructura, los cimientos y la superestructura, etc. • Revisión de las memorias de cálculo y los análisis estructurales. • Emisión de resultados, hallazgos y recomendaciones.

3.4.6.- Civil Para efecto de evaluar el cumplimiento del rubro del Área Civil, con los reglamentos, códigos, normas y especificaciones, se estableció, como metodología de esta área, realizar la Auditoría de acuerdo a lo siguiente: • Revisión de los documentos de origen, relativos al diseño del área civil de los Sistemas de Transporte del Proyecto Camisea. • Revisión física en sitio, de acuerdo con los planos “as-built”, de los componentes en las estaciones de bombeo, estaciones de control de presión y reguladoras de presión, en lo relativo a la cimentación de concreto reforzado, así como la construcción de los túneles, cruces carreteros, de ríos y aéreos, así como muertos de anclaje • Revisión de los estudios de mecánica de suelos, geología y el propio diseño civil. • Revisión de las bases de diseño, especificaciones para el dimensionamiento de los muertos de anclaje, de memorias de cálculo de muertos de anclaje, túneles, puentes, cruces, etc. • Emisión de resultados, hallazgos y recomendaciones.

3.4.7.- Procura de Materiales, Accesorios y Equipos Para efecto de evaluar los rubros del área de Procura, en el cumplimiento con las órdenes de compra, códigos, normas y especificaciones, se estableció, como metodología de esta área, realizar la Auditoría de acuerdo a lo siguiente: • Revisión de los Procedimientos de Adquisiciones. Germanischer Lloyd Industrial Services GmbH, Business Segment Oil and Gas

33 / 428

Reporte No.: GLP/GLM/MEMP/726-07 Rev. 0 Fecha: 2007-10-10

• Revisión de las Especificaciones de materiales resultantes de la ingeniería. • Verificación física de los equipos y materiales adquiridos y todavía accesibles para su identificación y el cumplimiento de las especificaciones. • Revisión de los Certificados de Fabricación, de acuerdo con el cumplimiento de las órdenes de compra, especificaciones, códigos y normas, las propiedades físicas y mecánicas, las pruebas de inspección, ensayos e hidrostáticas. • Corroboración de que los certificados de los componentes estén conformes y completos. • Corroboración de que los certificados de los materiales de la tubería estén conformes, completos y de acuerdo con los pedidos y la trazabilidad, esto con el fin de verificar que solamente se utilizaron materiales fabricados específicamente para el proyecto. • Emisión de resultados, hallazgos y recomendaciones.

3.4.8.- Actividades de Construcción Para evaluar las actividades de Construcción y su cumplimiento con los reglamentos, códigos, normas y especificaciones se estableció, como metodología de esta área, realizar la Auditoría según lo siguiente: • Revisión de los documentos de origen, relativos a los planos en su condición de aprobados para construcción. • Revisión de los planos identificados como “ass-built”, para efectos de identificar los cambios o modificaciones generadas como consecuencia de las condiciones de la ruta definida de origen, misma que debió ser modificada por las dificultades encontradas sobre el área asignada y considerada en el ancho original definido para la construcción o modificaciones necesarias determinadas durante la fase constructiva o realizados a consecuencia de las fallas ocurridas en el ducto de Líquidos de Gas Natural. • Revisión de los procedimientos constructivos, para efecto de verificar su apego al reglamento de transporte de hidrocarburos, los códigos, las normas y especificaciones. • Revisión de los detalles de los cruces de carretera, ríos y bofedales, cruces a través de túneles, cruces a desnivel entre líneas y cruces aéreos, las memorias de cálculo, los procedimientos aplicables para su ejecución, estudios previos para la selección de las formas de los cruces, estudios de batimetría (donde apliquen) y registros de comportamiento de corrientes de agua, etc. • Revisión de los registros y pruebas de las fases constructivas. • Revisión de la experiencia y calificaciones del personal de supervisión y control de calidad. • Revisión de los documentos de fabricación de curvas en frío a efectos de verificar su cumplimiento con el procedimiento establecido. • Revisión de los registros de ubicación o instalación de curvas inducidas • Emisión de resultados, hallazgos y recomendaciones.

3.4.9.- Soldadura Para efectos de evaluar el rubro de la fase de soldadura y el cumplimiento con los reglamentos, códigos, normas y especificaciones, se estableció, como metodología de esta actividad, realizar la Auditoría de acuerdo a lo siguiente: Germanischer Lloyd Industrial Services GmbH, Business Segment Oil and Gas

34 / 428

Reporte No.: GLP/GLM/MEMP/726-07 Rev. 0 Fecha: 2007-10-10

• •

•

•

• •

Verificar si hubo supervisión y control de calidad durante la construcción. Revisión de los documentos de origen, relativos al diseño de la fase de soldadura en cuanto a las especificaciones y materiales a soldar de los Sistemas de Transporte del Proyecto Camisea. Revisión de los procedimientos de soldadura propuestos, así como la calificación de los mismos, con el objeto de corroborar su cumplimiento con los códigos aplicables, los materiales base a unir, los electrodos propuestos, los procesos empleados y las restantes variables a cumplir durante su calificación y aplicación. Revisión de los registros de la calificación de los soldadores en los diferentes procedimientos propuestos, en el rango de diámetros y espesores necesarios, en las posiciones a soldar, en la aplicación de las variables especificadas, en el cumplimiento con los reglamentos, normas, códigos y especificaciones aplicables. Revisión de los registros de inspección de las soldaduras realizadas, así como su correspondiente trazabilidad. Emisión de resultados, hallazgos y recomendaciones.

3.4.10.- Pruebas No Destructivas Con la finalidad de evaluar los rubros de las actividades relacionadas con la inspección de las juntas soldadas, mediante la aplicación de pruebas no destructivas, de acuerdo con el cumplimiento con los reglamentos, códigos, normas y especificaciones se estableció, como metodología de esta área, realizar la Auditoría de acuerdo a lo siguiente: • Revisión de los documentos de origen relativos al concepto de la inspección mediante pruebas no destructivas de los Sistemas de Transporte del Proyecto Camisea. • Revisión de los diferentes procedimientos de pruebas no destructivas aplicados a las juntas soldadas en la construcción de los Sistemas de Transporte del Proyecto Camisea. • Revisión de los documentos que reflejan la experiencia y calificación de los inspectores de las juntas soldadas como Niveles I o II de acuerdo con los requerimientos de los reglamentos, códigos, normas y especificaciones aplicables. • Revisión, por muestreo, de los registros de las pruebas no destructivas aplicadas con el objeto de confirmar el cumplimiento con lo requerido en los reglamentos, códigos, normas y especificaciones. • Revisión, por muestreo, de las películas radiográficas, para confirmar su cumplimiento con la calidad requerida por los reglamentos, códigos, normas y especificaciones aplicables, así como la verificación de la interpretación de las mismas. • Emisión de resultados, hallazgos y recomendaciones.

3.4.11.- Recubrimiento Externo Para efectos de evaluar los rubros de las actividades relacionadas con el recubrimiento externo y el cumplimiento con los reglamentos, códigos, normas y especificaciones, se estableció como metodología de esta área, realizar la Auditoría de acuerdo a lo siguiente:

Germanischer Lloyd Industrial Services GmbH, Business Segment Oil and Gas

35 / 428

Reporte No.: GLP/GLM/MEMP/726-07 Rev. 0 Fecha: 2007-10-10

• Revisión de los documentos de origen, relativos al concepto de diseño del recubrimiento externo aplicable a los Sistemas de Transporte del Proyecto Camisea. • Revisión de los diferentes procedimientos de aplicación de recubrimiento externo, tanto en la planta como en el campo, a la tubería y a las juntas soldadas en la construcción de los Sistemas de Transporte del Proyecto Camisea. • Revisión de los diferentes procedimientos de inspección y pruebas aplicables al recubrimiento externo, tanto en la planta como en el campo, a la tubería y a las juntas soldadas en la construcción de los Sistemas de Transporte del Proyecto Camisea. • Revisión de los documentos que sustentaron la experiencia y calificación de los aplicadores del recubrimiento externo, de acuerdo con los requerimientos de los procedimientos y especificaciones aplicables. • Revisión de los registros de las pruebas e inspecciones aplicables, con el objeto de confirmar el cumplimiento con lo requerido en los reglamentos, códigos, normas y especificaciones. • Emisión de resultados, hallazgos y recomendaciones.

3.4.12.- Pruebas Hidrostáticas Para efectos de evaluar los rubros de las actividades relacionadas con pruebas hidrostáticas y el cumplimiento de los reglamentos, códigos, normas y especificaciones, se estableció, como metodología de esta área, realizar la Auditoría de acuerdo a lo siguiente: • Revisión de los documentos de origen relativos al concepto de diseño de la realización de las pruebas hidrostáticas aplicables a los Sistemas de Transporte del Proyecto Camisea. • Revisión de los procedimientos aprobados de realización de las pruebas hidrostáticas en la construcción de los Sistemas de Transporte del Proyecto Camisea. • Revisión de los documentos que sustentan la experiencia y calificación del personal que realizó las pruebas hidrostáticas de acuerdo con los requerimientos de los reglamentos, códigos, normas y especificaciones aplicables. • Revisión de los registros de las actividades previas a las pruebas hidrostáticas de tal forma que se haya declarado el cumplimiento y aceptación de la sección o componente para dicha prueba. • Revisión de los certificados de calibración de los equipos e instrumentos que fueron empleados durante las pruebas hidrostáticas. • Revisión de los registros de las pruebas e inspecciones aplicables, con el objeto de confirmar el cumplimiento con lo requerido en los reglamentos, códigos, normas y especificaciones. • Evaluación de las fallas que ocurrieron durante las pruebas hidrostáticas • Emisión de resultados, hallazgos y recomendaciones.

3.4.13.- Instalaciones Superficiales y Estaciones Para efectos de evaluar los rubros de las actividades relacionadas con las instalaciones superficiales y estaciones y el cumplimiento con los reglamentos, códigos, normas y especificaciones se estableció, como metodología de esta área, el realizar la Auditoría de acuerdo a lo siguiente: Germanischer Lloyd Industrial Services GmbH, Business Segment Oil and Gas

36 / 428

Reporte No.: GLP/GLM/MEMP/726-07 Rev. 0 Fecha: 2007-10-10

• Revisión de los documentos de origen relativos al concepto de diseño en la construcción de las instalaciones superficiales y estaciones de los Sistemas de Transporte del Proyecto Camisea. • Revisión de los procedimientos aprobados aplicables en la construcción de los Sistemas de Transporte del Proyecto Camisea, para las instalaciones superficiales y estaciones. • Revisión de la ubicación e instalación de las válvulas principales, de alivio, los equipos de recepción y lanzamiento de equipos de limpieza e inspección, los equipos y componentes de las estaciones. • Revisión de los procedimientos de soldadura aplicables, así como de pruebas no destructivas, en el montaje de las instalaciones superficiales y estaciones. • Revisión de los certificados de calibración de los equipos e instrumentos que fueron instalados en estas instalaciones y estaciones. • Revisión de que los registros, la transmisión y análisis de la información es confiable y se realiza en el tiempo oportuno para asegurar el control de los volúmenes de gas y líquidos transportados. • Emisión de resultados, hallazgos y recomendaciones.

3.4.14.- Sistema Eléctrico e Instrumentación y Sistema SCADA Con el propósito de evaluar los rubros de las actividades relacionadas con el sistema eléctrico e instrumentación y el sistema SCADA, y el cumplimiento con los reglamentos, códigos, normas y especificaciones, se estableció como metodología de esta área, realizar la Auditoría de acuerdo a lo siguiente: • Revisión de los documentos de origen, relativos al concepto del diseño de los sistemas eléctrico e instrumentación y SCADA en la construcción de los Sistemas de Transporte. • Revisión de las memorias de cálculo correspondientes a los Alimentadores Principales y Derivados de Fuerza Eléctrica, Interruptores Principales y Derivados, así como los correspondientes a la instalación de la tubería conduit y cableado, las memorias de cálculo de los sistemas de medición y de las válvulas reguladoras de presión y memorias de cálculo de Instalación Física del Sistema de Supresión de Fuego. • Revisión del sistema SCADA, para verificar su alta confiabilidad y flexibilidad en la obtención de datos de los parámetros de operación de ambos sistemas de transporte. • Revisión de la instalación de equipos y accesorios, de acuerdo con los Planos y Arquitectura del Sistema SCADA • Revisión de los Procedimientos de Construcción y los Registros para asegurar el cumplimiento de la Normatividad respectiva. • Revisión de los registros del sistema SCADA durante los eventos de las fallas en el Sistema de Transporte de Líquidos de Gas Natural. • Revisión de los certificados de calibración de los equipos e instrumentos que fueron instalados en estas instalaciones y estaciones. • Revisión de que los registros, la transmisión y el análisis de la información es confiable y se realiza en el tiempo oportuno para asegurar el control de los volúmenes de gas y líquidos transportados. • Emisión de resultados, hallazgos y recomendaciones.

Germanischer Lloyd Industrial Services GmbH, Business Segment Oil and Gas

37 / 428

Reporte No.: GLP/GLM/MEMP/726-07 Rev. 0 Fecha: 2007-10-10

3.4.15.- Comisionamiento y Puesta en Marcha Con el propósito de evaluar los rubros de las actividades relacionadas con el comisionamiento y puesta en marcha y el cumplimiento con los reglamentos, códigos, normas y especificaciones, en la que se incluye la observación de una puesta en marcha en tiempo real del Sistema de Transporte de Líquidos de Gas Natural, se estableció, como metodología de esta área, realizar la Auditoría de acuerdo a lo siguiente: • Recopilación de la información disponible correspondiente a los rubros del Precomisionado, Comisionado y Puesta en Marcha de los Sistemas de Transporte del Proyecto Camisea. • Clasificación de la información disponible, para los tres rubros de evaluación, seguida de la conformación de dos paquetes documentales, correspondientes a los Sistemas de Transporte de Gas Natural y Líquidos de Gas Natural, respectivamente. • Revisión del contenido de cada uno de ellos, tomando como base el alcance y los requerimientos normativos establecidos e indicados con anterioridad, aplicando la Técnica de Disciplina Operativa, en la que se utilizan cuestionarios clave referentes a las etapas de Precomisionado, Comisionado y Puesta e Marcha, asegurando la cobertura de las actividades y documentación correspondiente, así como la disponibilidad, accesibilidad y grado de difusión de Manuales, Procedimientos e Instructivos de Inicio de Operación, a la rama operativa. • Evaluación de la retroalimentación de los resultados de la revisión documental efectuada por el Grupo Multidisciplinario de Especialistas de GL, con el propósito de sustentar el contenido y validez de información de interés común, así como los criterios de evaluación y consistencia de resultados. • Presencia en las actividades operativas de la Puesta en Marcha del Sistema de Transporte de Líquidos de Gas Natural, efectuada el día 5 de Marzo del 2007 en las Instalaciones del Cuarto de Control Principal (MCC), correspondientes a la Compañía Operadora de Gas del Amazonas S.A.C., en la Estación Lurín. • Revisión del cumplimiento de las instrucciones establecidas en el Manual y Procedimientos operativos, por parte del Personal Operativo de Sistema de Transporte de Líquidos de Gas Natural por Ducto, durante el proceso de Puesta en Marcha. • Emisión de resultados, hallazgos y recomendaciones.

3.4.16.- Operación y Mantenimiento A fin de evaluar los rubros de las actividades relacionadas con la operación y mantenimiento y el cumplimiento con los reglamentos, códigos, normas y especificaciones, se estableció como metodología de esta área, realizar la Auditoría de acuerdo a lo siguiente: • Recopilación de la documentación de la información disponible correspondiente a los rubros de Operación y Mantenimiento de los Sistemas de Transporte del Proyecto Camisea. • Revisión de los Manuales de Operación y Mantenimiento de los Sistemas de Transporte del Proyecto Camisea, para confirmar su cumplimiento con las normas, códigos, especificaciones y Reglamento de Transporte de Hidrocarburos por Ductos. • Revisión de los Planes de Emergencia. • Revisión de los programas anuales de mantenimiento. • Revisión de los registros y resultados de los programas de mantenimiento.

Germanischer Lloyd Industrial Services GmbH, Business Segment Oil and Gas

38 / 428

Reporte No.: GLP/GLM/MEMP/726-07 Rev. 0 Fecha: 2007-10-10

• Revisión del cumplimiento de los Manuales de Operación y Mantenimiento. • Emisión de resultados, hallazgos y recomendaciones.

3.4.17.- Inspección En Servicio (In-line Inspection) Para efecto de evaluar los rubros de las actividades relacionadas con la inspección (ILI) con equipo instrumentado y el cumplimiento con los reglamentos, códigos, normas y especificaciones, se estableció, como metodología de esta área, realizar la Auditoría de acuerdo a lo siguiente: • Recopilación de la documentación disponible correspondiente a los conceptos de Inspección En Servicio (inspección interna con equipo instrumentado) de los Sistemas de Transporte del Proyecto Camisea. • Revisión de los requerimientos del Contrato con relación a la corrida de equipos de inspección interna de los Sistemas de Transporte del Proyecto Camisea para confirmar el cumplimiento con las normas, códigos, especificaciones y Reglamento de Transporte de Hidrocarburos por Ductos. • Evaluación de la calidad de la obtención de los resultados en la inspección con equipos instrumentados con relación a las fallas del Sistema de Transporte de Líquidos de Gas Natural. • Evaluación de los resultados de las indicaciones detectadas con los equipos instrumentados en general y con relación a las fallas del Sistema de Transporte de Líquidos de Gas Natural. • Emisión de resultados, hallazgos y recomendaciones.

3.4.18.- Evaluación de la Investigación de los Incidentes Para efectos de evaluar los rubros de las actividades relacionadas con la evaluación de la investigación de los incidentes y el cumplimiento con las prácticas de ingeniería recomendadas, se estableció, como metodología de esta área, realizar la Auditoría de acuerdo a lo siguiente: • Recopilación de la documentación disponible correspondiente a los accidentes y sus estudios de investigación del Sistema de Transporte de Líquidos de Gas Natural del Proyecto Camisea. • Revisión de los documentos proporcionados con el objeto de verificar las acciones tomadas para determinar las causas de las fallas. • Evaluación de todas las posibles causas que pudieron favorecer cada uno de los eventos con relación a las fallas del Sistema de Transporte de Líquidos de Gas Natural. • Emisión de resultados, hallazgos y recomendaciones.

3.5.- Clasificación de Hallazgos Debido a la existencia de hallazgos detectados en la fase de la Auditoría Integral del Proyecto Camisea, y en atención a lo establecido en los Términos de Referencia del contrato, GL considera necesario jerarquizar a

Germanischer Lloyd Industrial Services GmbH, Business Segment Oil and Gas

39 / 428

Reporte No.: GLP/GLM/MEMP/726-07 Rev. 0 Fecha: 2007-10-10

éstos con un criterio de clasificación de los mismos. Así, a continuación se describen las clasificaciones o categorías y la importancia de ellas en cada caso especifico. Los Hallazgos se clasifican de acuerdo a los criterios establecidos por los Términos de Referencia como sigue: Categoría 1 y 2, adicionándose una Categoría 3, también relevante, según la siguiente descripción: ƒ

Categoría 1: Aquellos hallazgos, pendientes o anormalidades que son violaciones obvias de las bases de los contratos BOOT, normas, especificaciones y/o códigos establecidos y cuya severidad pone en peligro la seguridad e integridad de las instalaciones, seres humanos y/o medio ambiente y están directamente ligadas con una actividad física o estudio que debe ejecutarse de forma inmediata. Los hallazgos de Categoría 1 se sugieren corregir en un plazo no mayor a un año, ya que la ocurrencia de un incidente por la existencia de este tipo de anormalidades puede darse en cualquier momento.

ƒ

Categoría 2: Aquellos hallazgos, pendientes o anormalidades que son violaciones obvias de las bases de los contratos BOOT, normas, especificaciones y/o códigos establecidos y que pueden poner en peligro a largo plazo la seguridad e integridad de la instalación, seres humanos y/o medio ambiente y, aunque pueden estar ligadas a una actividad física o muchas veces sólo documental, puede realizarse su ejecución en un tiempo programado y determinado y no mayor a cinco años. Los hallazgos de Categoría 2 se sugieren corregir antes de una fecha indicada por la autoridad competente, luego de haberse detectado el hallazgo.

ƒ

Categoría 3: Aquellos hallazgos, pendientes o anormalidades que son violaciones obvias de las bases de los contratos BOOT, normas, especificaciones y/o códigos establecidos, pero que no son graves y/o no es posible corregirlas en su condición actual y no ponen en peligro la seguridad e integridad de las instalaciones, seres humanos y/o medio ambiente, ésta, a su vez, tiene una subcategoría como 3A, la cual corresponde a un hallazgo mayor no recuperable, y 3B, que corresponde a un hallazgo menor no recuperable. Los hallazgos de Categoría 3 pueden corregirse a petición de la autoridad competente o bien pueden manejarse como condiciones a establecer en los requerimientos de futuros contratos y vigilar su cabal cumplimiento, con el fin de tener una mayor seguridad y confiabilidad en cualesquier fase de un proyecto similar al aquí auditado.

De lo anterior y de acuerdo con lo que se describe en el punto siguiente, en el Anexo III de este reporte, se refleja un listado de hallazgos con su clasificación, con el objeto de que se establezca un plan para su atención No obstante, su jerarquización y tipo de pendientes permitirán al Auditado establecer sus acciones o descargos convenientes ante la autoridad competente para el proyecto en su condición actual.

Germanischer Lloyd Industrial Services GmbH, Business Segment Oil and Gas

40 / 428

Reporte No.: GLP/GLM/MEMP/726-07 Rev. 0 Fecha: 2007-10-10

4.- Resultados de la Auditoria Con la intervención de cada uno de los especialistas de GL durante la revisión de la documentación recibida y las intervenciones en sitio, se han llevado a cabo los trabajos de la Auditoría Integral. Estas actividades se han complementado con las juntas de seguimiento y reuniones técnicas de confirmaciones y aclaraciones de algunos “status” o condiciones que se han venido evaluando así como con el intercambio técnico de información, de viva voz, de especialistas de TGP y de las empresas subcontratadas por TGP. Se ha concluido con las intervenciones físicas en las diferentes áreas de interés de cada una de las especialidades con la participación en sitio de los representantes y personal técnico para la verificación y la realización de algunas pruebas de funcionamiento, por parte de TGP, y el personal especialista de GL. Dado que GL ha dejado evidencia, con cartas y oficios, de la entrega fuera de cronograma, de la documentación requerida y complementaria para cada fase, se tuvo que considerar la ampliación del plazo en el proyecto en dos ocasiones, dando lugar a la realización de Adendas al Contrato, quedando establecida como alcance la evaluación de la documentación entregada en esos períodos de ampliación, así como la evaluación del nuevo incidente ocurrido en el ducto de Líquidos de Gas Natural y detectado el día 02 de Abril del 2007. No obstante, aquella documentación que aún haya quedado faltante será clasificada como un hallazgo,reflejandose ello en el Anexo III de este reporte. Luego de la recepción de los documentos proporcionados, GL elaboró la Base de Datos en la que se describe cada uno de ellos, el área o especialidad a la que pertenece y el especialista que ha realizado su revisión exhaustiva, de donde han resultado los comentarios u observaciones que se están reflejando en la misma Base de Datos generada, siendo estos comentarios u observaciones los que servirán como sustento de los hallazgos, así como el seguimiento y desarrollo de las actividades de la Auditoría Integral. Los alcances, entregables y otros compromisos de GL para el MEM, están descritos en cada uno de los puntos de los Términos de Referencia del contrato entre GL y el MEM. A continuación se sustentan las actividades realizadas, las observaciones y conclusiones obtenidas de cada una de ellas:

4.1.- Programa de Gerencia de Calidad Dentro de los Términos de Referencia, en el Punto 4.6.1 se señala que: “Se deberá evaluar el programa de Gerencia de Calidad, a través de un sistema de calidad (Quality Assurance and Quality Control – QA/QC) establecido en el artículo 15 del Anexo 1 del Reglamento de Transporte de Hidrocarburos por Ductos, aprobado mediante Decreto Supremo N° 041-99-EM”, por lo que a continuación se describe lo realizado para tal fin y los resultados obtenidos. a) Información general de la Empresa Dirección: Razón Social Dirección

TRANSPORTADORA DE GAS DEL PERU S.A. (TGP) Av. Victor András Belaunde 147, Via Principal 155 - Torre Real 3, Of 501, San Isidro, Lima

Contacto: Nombre Posición

Sr. Horacio Codega Project Manager

Germanischer Lloyd Industrial Services GmbH, Business Segment Oil and Gas

41 / 428

Reporte No.: GLP/GLM/MEMP/726-07 Rev. 0 Fecha: 2007-10-10

b) Alcance Organización: TGP, Planta Lurin

Principales actividades y principales productos/servicios Programa de Gerencia de Calidad que cubra todas las fases del proyecto: ingeniería, diseño, adquisición y fabricación de materiales y equipos, construcción, instalación, prueba y arranque, operación y mantenimiento

c) Información sobre el proceso de Auditoría Norma de referencia Manual Tipo de Auditoría Fecha de la Auditoría en sitio (visita) Auditor Líder Auditor(es) Idioma de la Auditoría

DS N° 041-99-EM Artículo 15°, Documentación de la empresa No tienen Auditoría de Diagnóstico 6, 7, 8 y 9 de febrero de 2007 Ing. Fanny Arteaga Ing. Raúl Avilés (experto) Español

4.1.1.- Alcance Del Trabajo La Auditoría Integral en el área del Programa de Gerencia de Calidad define: Todas las fases del proyecto de transporte de gas natural y gas natural líquido, desde el inicio del desarrollo de las especificaciones de construcción, la adquisición de los materiales y equipos de instalación permanente, la propia construcción, las pruebas preoperacionales, el comisionamiento y las actuales condiciones de operación y mantenimiento, lo que incluye: Ingeniería, Diseño, Adquisición y Fabricación de materiales y equipos, Construcción, Instalación, Prueba y Arranque, Operación y Mantenimiento

4.1.2.- Objetivos Evaluar el Programa de Gerencia de Calidad a través de un sistema de calidad (Quality Assurance and Quality Control – QA/QC) según lo establecido en el artículo 15° del Anexo 1 del Reglamento de Transporte de Hidrocarburos por Ductos, aprobado mediante Decreto Supremo N° 041-99-EM.

4.1.3.- Referencias Para efectos de llevar a cabo la Auditoría Integral, se tomaron como referencia los siguientes documentos: • • •

Concurso Público 002-2006-CAH Segunda Convocatoria RM 468-2006-MEM/DM Numeral 4.6.1. Decreto Supremo N° 041-99-EM Reglamento de Transporte de Hidrocarburos por Ductos, Anexo 1 Contratos BOOT de Concesión Transporte de Líquidos de Gas Natural y de Concesión Transporte de Gas Natural

Definiéndose los principales requisitos aplicables a esta Auditoría:

Germanischer Lloyd Industrial Services GmbH, Business Segment Oil and Gas

42 / 428

Reporte No.: GLP/GLM/MEMP/726-07 Rev. 0 Fecha: 2007-10-10

•

•

•

El Decreto Supremo N° 041-99-EM Reglamento de Transporte de Hidrocarburos por Ductos, Anexo 1, artículo 15, que establece que: “El Concesionario debe establecer un Programa de Gerencia de Calidad para la supervisión de la fabricación de la tubería, accesorios y equipos para las Estaciones, así como también para la construcción, instalación y reparación de la Línea"; y El DS 041-99-EM Reglamento de Transporte de Hidrocarburos por Ductos, Anexo 1, Titulo IX, Artículo 73°, que establece que: “Las normas que se indican a continuación son de aplicación en el diseño, construcción, operación y mantenimiento de Sistemas de Transporte en su versión vigente al momento de desarrollar la actividad normada: “ISO 9000 series”; y Los Contratos BOOT de Concesión Transporte de Líquidos de Gas Natural y de Concesión Transporte de Gas Natural, Anexo 1, punto 5.4 “Control de Calidad” donde indica que “Debe establecerse un Programa de Gerencia de Calidad que cubra todas las fases del proyecto: ingeniería, diseño, adquisición y fabricación de materiales y equipos, construcción, instalación, prueba y arranque, operación y mantenimiento. El programa debe considerar verificaciones, inspecciones y Auditorías de calidad durante el desarrollo del proyecto a fin de asegurar el cumplimiento de la especificaciones de calidad exigidas”.

4.1.4.- Secuencia Con el fin de evaluar y verificar el cumplimiento, de lo descrito en el item 4.1.3, se empleó la siguiente secuencia: • •

Revisión de la Documentación proporcionada por TGP Auditoría en sitio para verificar la implementación de la documentación remitida, así como los requisitos de ISO 9001:2000, norma a la que se hace referencia en el DS 041-99-EM, Reglamento de Transporte de Hidrocarburos por Ductos, Anexo 1, Titulo IX Artículo 73°. La Auditoría en sitio se realizó conforme al Plan de Auditoría que se desarrolla en el punto 4.1.5.- Resultados, de este reporte, en la Tabla denominada de esa manera. Durante esta Auditoría las actividades fueron: o Entrevista al personal involucrado, de acuerdo con la actividad del Programa de Auditoría y según la relación que se refleja en la Tabla denominada Lista de Participantes desarrollada en el punto 4.1.5.- Resultados. o Revisión de documentación y registros, los cuales corresponden a los documentos descritos en la Tabla de Listado de Otros Documentos Revisado en la Auditoría en Sitio. Nota: La revisión de los registros fue realizada sobre algunos puntos del proyecto y los registros fueron escogidos al azar. o Visita a las instalaciones de la Compañía Operadora de Gas del Amazonas S.A.C.

4.1.5.- Resultados No se encontró evidencia de que TGP cuenta con un Programa de Gerencia de Calidad. Esto se refleja como un hallazgo, dado que en el Artículo 15° del Anexo I del Reglamento de Transporte de Hidrocarburos por Ductos DS 041-99-EM, se indica que: El Concesionario debe establecer un Programa de Gerencia de Calidad.

Germanischer Lloyd Industrial Services GmbH, Business Segment Oil and Gas

43 / 428

Reporte No.: GLP/GLM/MEMP/726-07 Rev. 0 Fecha: 2007-10-10

TGP, declaró y consideró que subcontratando los servicios en un esquema de Ingeniería, Procura y Construcción, y otro en el de Operación y Mantenimiento, y exigiendo a los subcontratados los alcances totales de su contrato en el concepto del Control de Calidad podría cubrir este requerimiento propio, por lo que TGP reportó que las actividades de control y aseguramiento de la calidad fueron delegadas y subcontratadas con las siguientes empresas: • • •

TECHINT INGENIERIA & CONSTRUCCIONES (TECHINT), para las fases de: Ingeniería, diseño, adquisición y fabricación de materiales y equipos, construcción, instalación, prueba y arranque. GULF INTERESTATE ENGINEERING (GIE), para el servicio de aprobación e inspección en las fases de ingeniería, diseño, adquisición y fabricación de materiales y equipos y construcción. COMPAÑÍA OPERADORA DE GAS DEL AMAZONAS S.A.C. (COGA) para las fases de operación y mantenimiento.

Se hace notar que, de acuerdo con los alcances del contrato de la Auditoría Integral, quien debería contar con el Programa de Gerencia de Calidad es TGP, como Concesionario; por lo que, el hecho de que TGP haya subcontratado empresas que tengan un Sistema de Calidad no exime a TGP de la responsabilidad de contar con su propio Programa de Gerencia de Calidad conforme lo establecido en los Contratos BOOT. A pesar de ello y con el objeto de verificar hasta qué grado las compañías subcontratadas habían cumplido con su Sistema de Calidad y con los programas de Control de Calidad, el personal de GL continuó con el proceso de Auditoría a las compañías subcontratadas, con el fin de confirmar la implementación de un Programa de Gerencia de Calidad, de acuerdo con los lineamientos de lo que se considera como aplicable, para lo cual se procedió a revisar su documentación y a realizar entrevistas con los responsables de las áreas de calidad de dichas compañías, de acuerdo a las tablas 8, 9 y 10 del Anexo I. El Organigrama de TGP entregado, como parte de la documentación de soporte proporcionada a GL a partir del 20 de Junio del 2007, no refleja un Gerente de Aseguramiento de Calidad/Control de Calidad, permaneciendo lo manifestado sobre la falta del cumplimiento del esquema del Programa de Gerencia de Calidad.

4.1.5.1.- Revisión De La Documentación Con el objeto de evaluar cada una de las fases desarrolladas para el Proyecto Camisea, esta revisión se divide en las fases cubiertas por las empresas subcontratadas y que, según referencias de TGP, son las que deberían haber cubierto con el Programa de Gerencia de Calidad, en los rubros de Aseguramiento y Control de la Calidad, de acuerdo con lo siguiente: a) De las Fases de Ingeniería, Diseño, Adquisición y Fabricación de materiales y equipos, Construcción, Instalación, Prueba y Arranque: TECHINT INGENIERIA & CONSTRUCCIONES (TECHINT), empresa que fue subcontratada de manera directa por TGP bajo el rubro global de desarrollo de la Ingeniería, Procura y Construcción del Proyecto Camisea, cubriendo toda la fase inicial hasta antes de la puesta en operación comercial de los dos Sistemas de Transporte del Proyecto Camisea, lo cual es parte de las fases comprometidas por TGP en su contrato BOOT. La ejecución de estas actividades requirió que TECHINT desarrollara e implementara su Programa y Plan de Calidad específico para este proyecto, como empresa certificada bajo el esquema de las Normas ISO 9000 series. •

2794-Q-QM-00001 “Construction Quality Manual” for Transportadora de Gas del Perú – Camisea Natural Gas and NLG Transportation System, Rev 1, 11.10.02; elaborado por TECHINT

Germanischer Lloyd Industrial Services GmbH, Business Segment Oil and Gas

44 / 428

Reporte No.: GLP/GLM/MEMP/726-07 Rev. 0 Fecha: 2007-10-10

•

•

•

•

•

•

•

9 Este documento incluye el Programa de Aseguramiento de la Calidad en la fase de Construcción, siendo su objetivo dar confianza que la construcción se ha realizado conforme a los planos y especificaciones; por tanto, no incluye el aseguramiento de la calidad en la etapa de Ingeniería y Diseño, 2794-Q-QP-00001 “Project Quality Plan Pipelines” for Transportadora de Gas del Perú – Camisea Natural Gas and NLG Transportation System, Rev 0, 09.19.02; elaborado por TECHINT 9 Este documento cubre los aspectos de calidad de la construcción de los ductos: Inspección en recepción de tuberías, Trazabilidad, Calificación del personal, soldadura, etc. Es definitivamente un documento de aseguramiento de la calidad para la etapa de construcción. 2794-Q-QM-00002 General Procedures Master List, Versión 0, Vigencia 2002-12-07; elaborado por TECHINT 9 Este documento incluye la relación de los Procedimientos Generales referenciados en el “Construction Quality Manual”. Entre estos procedimientos se mencionan los documentos relacionados al Aseguramiento y Control de la Calidad, los cuales fueron solicitados a TGP, el día 11 de Diciembre del 2006, y se recibieron el 29 de Enero del 2007 Plan de Ejecución de Ingeniería elaborado por TECHINT, documento de soporte entregado a GL después del 20 de Junio del 2007. 9 Este documento refiere de manera general las actividades a realizar, incluyendo lo referente a los estudios geológicos y los estudios de investigación y análisis de suelos. No corresponde a un procedimiento del Aseguramiento y Control de la Calidad, por lo que no demuestra la forma de supervisar o auditar las actividades realizadas por las empresas contratadas por TECHINT. Procedimiento de reparación de soldadura: REPAIR WELDING PROCEDURE SPECIFICATIONSUPPORTED BY PQR, 2794-L-SP-00024 Rev. 6, documento de soporte entregado a GL después del 20 de Junio del 2007. 9 Se anexaron las hojas iniciales del procedimiento de soldadura en donde se indica la forma de eliminación de los defectos y la técnica de inspección para corroborar su eliminación. 2794-Q-IT-00001 Process, Inspection and Test Plan, Rev. B, 2003-05-03; elaborado por TECHINT 9 Este documento incluye las inspecciones que deben realizarse en cada actividad de construcción, los registros y el muestreo. Es definitivamente un documento de Aseguramiento de la calidad. 2794-G-04 Engineering Procedure, Rev. 1, 2002-08-26; elaborado por TECHINT 9 Este documento incluye las etapas de revisión del diseño y el control de los documentos de diseño, asegurando que sean revisados y aprobados por las personas responsables. Sin embargo, no incluye una descripción completa de lo que sería el Aseguramiento de la Calidad en las Etapas de Ingeniería y Diseño (no se habla de verificaciones, inspecciones y Auditorías) Resolución de Gerencia de Fiscalización en Hidrocarburos Organismo Supervisor de la Inversión en Energía, Osinerg N° 2718-2004-0S/GFH-CGC, Lima 16 Ago 2004. 9 En este documento se aprueba el Informe Técnico N° 108055-O-261-2004 con dictamen favorable, para el inicio de Operación del Sistema de Transporte de Gas Natural por Ductos de la empresa TRANSPORTADORA DE GAS DEL PERU S.A. Cabe señalar que en dicho informe técnico no se incluye la verificación de la existencia de un Programa de Gerencia de Calidad que cubra todas las fases del proyecto: ingeniería, diseño, adquisición y fabricación de materiales y equipos, construcción, instalación, prueba y arranque, operación

Germanischer Lloyd Industrial Services GmbH, Business Segment Oil and Gas

45 / 428

Reporte No.: GLP/GLM/MEMP/726-07 Rev. 0 Fecha: 2007-10-10

•

y mantenimiento. El programa debe considerar verificaciones, inspecciones y Auditorías de calidad durante el desarrollo del proyecto a fin de asegurar el cumplimiento de las especificaciones de calidad exigidas. A este respecto sólo se incluye la verificación del “Plan de Calidad de la Construcción” Resolución de Gerencia de Fiscalización en Hidrocarburos Organismo Supervisor de la Inversión en Energía, Osinerg N° 2717-2004-0S/GFH-CGC, Lima 16 Ago 2004. 9 En este documento se aprueba el Informe Técnico N° 108075-O-261-2004 con dictamen favorable, para el inicio de Operación del Sistema de Transporte de Líquidos de Gas Natural por Ductos de la empresa TRANSPORTADORA DE GAS DEL PERU S.A. Cabe señalar que en dicho informe técnico no se incluye la verificación de la existencia de un Programa de Gerencia de Calidad que cubra todas las fases del proyecto: ingeniería, diseño, adquisición y fabricación de materiales y equipos, construcción, instalación, prueba y arranque, operación y mantenimiento. El programa debe considerar verificaciones, inspecciones y auditorías de calidad durante el desarrollo del proyecto a fin de asegurar el cumplimiento de las especificaciones de calidad exigidas. A este respecto sólo se incluye la verificación del “Plan de Calidad de la Construcción”

GULF INTERESTATE ENGINEERING (GIE), empresa que fue subcontratada, de manera complementaria y como un tercero por parte de TGP, para prestar el servicio de revisión y aprobación de la ingeniería, y la supervisión e inspección de la fase de Ingeniería, Procura y Construcción. •

Camisea Natural Gas and LGN Transportation System – Project Execution Plan August 2001, GIE Project No 1113-000; elaborado por GIE 9 Este documento establece los lineamientos para el servicio de inspección en las fases de ingeniería, diseño, adquisición y fabricación de materiales y equipos y construcción por parte de GIE

•

“Construction Management Plan” for Transportadora de Gas del Perú – Camisea Natural Gas and NLG Transportation System, Revisión A, May 2002; elaborado por GIE, 9 Este documento establece los lineamientos para el servicio de inspección específica en la fase de construcción por parte de GIE.

•

Curricula y soportes de capacitación de cuatro de los inspectores, documentos se soporte entregados a GL después del 20 de Junio del 2007. 9 Se anexaron los CV y soportes de capacitación de cuatro de los cinco especialistas, elegidos de forma aleatoria, durante la realización de la Auditoría en Febrero del 2007.

b) De las Fases de Operación y Mantenimiento Actuales COMPAÑÍA OPERADORA DE GAS DEL AMAZONAS S.A.C (COGA), empresa subcontratada por TGP de manera directa y a quien le corresponde el rubro de la fase actual, consistente con la Operación y Mantenimiento, cubriendo la etapa final de las fases comprometidas por TGP en su contrato BOOT. COGA no presentó evidencias de contar, desde la fase de entrada a Operación, con un Manual de Aseguramiento de Calidad para estas fases, sólo ha elaborado procedimientos e instrucciones de trabajo. •

Carta TGP/GELE/INT/02449-2006 del 14 de Diciembre del 2006. 9 En este documento la empresa TGP declara que: o El aseguramiento y control de la calidad en Mantenimiento lo hacen a través de la estructura de supervisión y control de COGA, descrita en organigramas y esquemas. Sin embargo, esos documentos no son suficientes para sustentar el aseguramiento de la calidad.

Germanischer Lloyd Industrial Services GmbH, Business Segment Oil and Gas

46 / 428

Reporte No.: GLP/GLM/MEMP/726-07 Rev. 0 Fecha: 2007-10-10

El aseguramiento y control de la calidad en Operación lo hacen a través de la aplicación de una serie de procedimientos e instructivos para cada una de las actividades. Se enviaron documentos ejemplo; sin embargo, éstos no incluyen verificaciones, inspecciones o auditorías. o TGP y COGA se encuentran desarrollando un proceso de sistematización y aseguramiento de calidad a través de la elaboración de un Manual de Calidad. Anexan versión preliminar del Manual de la Calidad. De acuerdo con los últimos soportes entregados, después del 20 de Junio del 2007, este documento se ha venido actualizando y, según lo declarado por TGP, ya se encuentra en una etapa de implementación para obtener la CERTIFICACION ISO 9000. 01-MT-ML-001 Manual de Mantenimiento del Sistema de Transporte GN/LGN, Versión 0, Vigencia 2004-04-16 9 Este documento declara la realización de actividades propias de un Programa de Gerencia de Calidad tales como: Elaboración de “Indicadores de Calidad”, “Inspecciones”, “Auditorías de Gestión” y “Gestión de Documentación”. No se habla de “Competencia del Personal”. “Evaluación de Proveedores” ni “Control de Equipos de Medición” 01-MT-PR-001 Mantenimiento General de Instalaciones de Superficie, Versión 0, Vigencia 2004-0416 9 Este documento incluye actividades de Verificación e Inspecciones visuales de los equipos incluidas en el Plan Anual de Mantenimiento. 01-MT-PR-002 Mantenimiento de Instalaciones de Superficie, Frecuencia Anual, Bianual, Quinquenal, Versión 0, Vigencia 2004-04-01 9 Este documento incluye actividades de Verificación, Inspecciones y Calibración de Equipos e Instrumentos utilizados en las mediciones. 01-MT-PR-003 Mantenimiento de Instalaciones de Superficie, Frecuencia Semestral, Versión 0, Vigencia 2004-04-01 9 Este documento incluye actividades de Verificación, Inspecciones y Calibración de Equipos e Instrumentos utilizados en las mediciones. 01-MT-PR-004 Mantenimiento de Instalaciones de Superficie, Frecuencia Trimestral, Versión 0, Vigencia 2004-04-01 9 Este documento incluye actividades de Calibración de Equipos e Instrumentos utilizados en las mediciones. 01-MT-PR-005 Mantenimiento de Instalaciones de Superficie, Frecuencia Mensual, Versión 0, Vigencia 2004-03-14 9 Este documento incluye actividades de Verificación, Inspecciones y Calibración de Equipos e Instrumentos utilizados en las mediciones. 01-MT-PR-006 Procedimiento para el Mantenimiento General de Ductos, Versión 0, Vigencia 200404-06 9 Este documento incluye actividades de Inspección y un Plan Anual para el mantenimiento de Ductos y Calibración de Equipos e Instrumentos utilizados en las mediciones. 01-MT-PR-008 Procedimiento Mantenimiento General de Equipos Rotantes y Estaciones de Bombeo, Versión 0, Vigencia 2004-04-07 9 Este documento solo menciona actividades de mantenimiento, no incluye actividades de Verificación, Inspecciones y Calibración de Equipos e Instrumentos utilizados en las mediciones. Documentos varios a modo de ejemplo del aseguramiento de la calidad en la fase de Operaciones: o 01-TR-PR-SC-0100 Emergencias Operacionales, Versión 0, Vigencia 03/04/06, o 01-TR-PR-SC-0101 Operación del Sistema de Transporte cuando se detecten Fugas en Ductos, Versión 0, Vigencia 03/04/06, o

•

•

•

•

•

•

•

•

•

Germanischer Lloyd Industrial Services GmbH, Business Segment Oil and Gas

47 / 428

Reporte No.: GLP/GLM/MEMP/726-07 Rev. 0 Fecha: 2007-10-10

01-TR-PR-SC-0102 Transferencia a Sala de Control de Contingencia, Versión 0, Vigencia 01/04/05, o 01-TR-PR-SC-1100 Condiciones Anormales de Operación Ducto GN, Versión 0, Vigencia 01/05/05 9 Estos documentos están enfocados a la seguridad y al tratamiento de no conformidades. Otros Documentos varios a modo de ejemplo del aseguramiento de la calidad en la fase de Operaciones: o 01-TR-IN-SC-5000 Arranque normal del ducto de LGN, Versión 0, Vigencia 03/03/06; o 01-TR-IN-SC-5002 Puesta en Marcha de PS1, Versión 0, Vigencia 29/09/06, o 01-TR-IN-SC-5006 Puesta en Marcha de PRS1, Versión 1, Vigencia 02/10/06, 9 En estos documentos incluye instrucciones detalladas, así como verificaciones de parámetros operativos, verificación de apertura y cierre de válvulas, verificaciones de alarmas. Se hace notar que el inicio de vigencia de estos documentos es desde el año 2006 2794-R-MN-00002 NG Operating Manual, Versión 1, Vigencia 2004-03-24 9 Este documento fue elaborado por TECHINT y no incluye aprobación en la carátula por parte de COGA. Es un manual técnico y no de gestión. No incluye actividades propias de un Programa de Gerencia de Calidad. o

•

•

4.1.5.2.- Auditoría En Sitio Para poder contar con algunos datos básicos de referencia se solicitó información a los representantes de TGP, por lo que, según declaración del Sr. Horacio Codega de TGP, se mencionaron las fechas hito del proyecto, las cuales fueron: • • • • • •

9 Dic 2000 Firma del Contrato Boot con el Estado Peruano Marzo 2001 Se adjudicó el contrato EPC a la empresa TECHINT Marzo 2001 – Marzo 2002 Se realizaron Estudios, Ingeniería y Procura Abril 2002 Se inicio la construcción Mayo 2004 Se termina la construcción Agosto 2004 Inicio de operación Comercial del Ducto

Tomando como base lo anterior, se procedió al desarrollo de la Auditoría en Sitio en los días programados, de igual manera, para cada una de las fases desarrolladas para el Proyecto Camisea, lo cual se describe a continuación: a) De las Fases de Ingeniería, Diseño, Adquisición y Fabricación de materiales y equipos, Construcción, Instalación, Prueba y Arranque TGP Observaciones Positivas • •

El contrato Umbrella de TGP y TECHINT en el que se incluye el compromiso de TECHINT de contar con un Sistema de Gestión de la Calidad de acuerdo a las normas ISO 9001. Contratación de GIE para supervisar las actividades de Ingeniería y Construcción de TECHINT

Germanischer Lloyd Industrial Services GmbH, Business Segment Oil and Gas

48 / 428

Reporte No.: GLP/GLM/MEMP/726-07 Rev. 0 Fecha: 2007-10-10

Observaciones Negativas TGP no cuenta con un Programa de Gerencia de Calidad y no se encontró evidencia de que TGP haya supervisado el Programa de Gerencia de Calidad de TECHINT INGENIERIA & CONSTRUCCIONES. Por ejemplo: • TGP no conocía los resultados de las Auditorías internas de la Calidad de TECHINT, ni los resultados de las Revisiones al Sistema de Calidad de TECHINT. • Se observó que en los informes mensuales del Progreso del Proyecto no se incluía aspectos del Programa de Gerencia de Calidad. Así mismo se observó que en los organigramas que se incluyen al final de dichos informes no figura alguna posición en TGP que esté directamente relacionada con la Gestión/Gerencia de la Calidad. • TGP no cuenta con un Procedimiento para el Control de Documentos y de Registros del Proyecto Camisea, lo que actualmente dificulta la pronta ubicación de los registros. ¾ Ver Hallazgo CAM/QUAL/FCA/3/001 en el Anexo III. Sin que se hayan entregado soportes propios de TGP, quien es el Concesionario del contrato, por lo que éste sigue abierto. TECHINT Observaciones Positivas: •

• •

•

• • •

Se observó que la empresa TECHINT con sede en Buenos Aires Argentina (Casa Matriz de TECHINT S.A.C), cuenta con la certificación ISO 9001, otorgada por la empresa DNV desde 1999, para el alcance de “Engineering, Procurement, Construction, Maintenance and Management of Projects for Pipelines”. Mucha de la documentación de la Central fue adoptada y/o adaptada para la ejecución del Proyecto Camisea. Adecuada conservación del registro histórico de los planos de ingeniería que se conservan hasta la fecha en forma electrónica en sus diferentes revisiones. Se observaron registros de evaluación del desempeño de los proveedores (luego de la compra) de materiales y equipo con respecto a Requisitos de Entrega. Por ejemplo Tormene - 2004 (válvulas), Tectubi - 2004 (Lanzadores y Recibidores de Scrappers), Se observaron Planes de Control de Calidad con participación de TECHINT o ITS (subcontratista de TECHINT) en puntos del proceso para verificar el cumplimiento de las especificaciones. Por ejemplo “Quality Control Plan” of Tormene, proveedor de válvulas esfera; Plan de Inspección de tuberías. Se observó el cargo de entrega de TECHINT a TGP de los registros de Inspección de tuberías y de los principales materiales. Se observó calificación de procesos de soldadura y de soldadores por parte de la Pontificia Universidad Católica del Perú. Se observó procedimientos detallados de calibración de equipos de medición. Por ejemplo Calibración de Manómetros para pruebas hidráulicas 2794-Q-CA-00004.

Observaciones Negativas 1. De acuerdo a las declaraciones de TGP y de TECHINT los estudios geológicos, geotécnicos y sísmicos fueron realizados por empresas subcontratadas por la empresa TECHINT tales como GOLDER, MRE, VECTOR, ABS Consulting; sin embargo, no se encontró evidencia que esta fase del proyecto (un área de ingeniería que fuera auditada o incluida en el Programa de Gerencia de Calidad en los estudios

Germanischer Lloyd Industrial Services GmbH, Business Segment Oil and Gas

49 / 428

Reporte No.: GLP/GLM/MEMP/726-07 Rev. 0 Fecha: 2007-10-10

2.

3.

4.

5.

6.

geológicos y geotécnicos, etc.) haya sido manejada dentro del Programa de Gerencia de Calidad de TECHINT. ¾ Ver Hallazgo CAM/QUAL/FCA/3/002 en el Anexo III. En los documentos entregados, posterior al 20de Junio del 2007, no se observa que estas actividades hayan estado integradas a un Programa de Gerencia de Calidad, sólo que estaban contempladas en la propuesta de oferta. La construcción se inició el 01 de Abril 2002 y se observó que el “Process, Inspection & Test Plan Pipeline” fue aprobado por GIE recién el 9 de Junio del 2003 según transmital de GIE Log N° RCE-1054 donde se indica “aprobado con comentarios”. Cabe señalar que durante la presente Auditoría sólo se nos facilitó la Rev. B del “Process, Inspection & Test Plan Pipeline”, y no la Rev 0 que corresponde a los documentos aprobados para trabajo. ¾ Ver Hallazgo CAM/QUAL/FCA/3/003 en el Anexo III. En la documentación entregada, después del 20 de Junio del 2007, se confirma que sólo se emitió la emisión en Rev. B, por lo que el hallazgo permanece abierto. No se encontró evidencia de identificación de los cambios en los planos de ingeniería cuando pasan de una Revisión y la siguiente del Proyecto, por ejemplo Plano 2794-L-CE-00173 Crossing by tubular Super at Comerciado River. ¾ Ver Hallazgo CAM/QUAL/FCA/3/004 en el Anexo III. En los soportes entregados, después del 20 de Junio del 2007, no se sustenta el hallazgo en el sentido de mostrar los cambios y que éstos sean de fácil identificación en los mismos. No se obtuvo evidencia documentada de la competencia técnica de los siguientes profesionales contratados por TECHINT para el proyecto CAMISEA: • Oscar Niz, Phase Foreman (Producción) – Ubicación Occollo 15/09/2003. • Antonio Huaman, Responsable de Calidad – Ubicación Occollo 15/09/2003. El CV mostrado no contaba con registros de formación ni de experiencia laboral. • Luis De Benito – Jefe Operativo de Rumichaca. Se recibió CV no documentado. El CV mostrado no contaba con registros de formación ni de experiencia laboral. ¾ Ver Hallazgo CAM/QUAL/FCA/3/005 en el Anexo III. En los documentos entregados después del 20 de Junio del 2007, no se sustenta este hallazgo para su cierre, por lo que se mantiene abierto. No se obtuvo evidencia de la evaluación de proveedores de materiales y equipos. Ver Hallazgo CAM/QUAL/FCA/3/006 en el Anexo III. La documentación entregada, después del 20 de Junio del 2007, sólo manifiesta como lo hacen, pero no se proporciono la evidencia de lo realizado para este proyecto. Por ejemplo no se encontró: • La evaluación inicial (antes de la compra) de los proveedores: Tormene (válvulas), Tectubi (Lanzadores y Recibidores de Scrappers), Confab Industrial (Tuberías). Esta evaluación debió ser hecha antes de la compra de los materiales o equipos es decir en 2001 o 2002; no obstante, TECHINT declara que son proveedores confiables con los cuales operan desde varios años atrás y que no se tiene alguna queja para una nueva evaluación. • La evaluación del desempeño (después de la compra) de la empresa Confab Industrial (Tuberías) con respecto a Requisitos de Entrega. • La evaluación al proveedor de Mangas Termocontraibles (para protección de las soldaduras). Tampoco se encontró evidencia de la inspección de este producto. Se observaron algunas omisiones en el control de los procesos de soldadura. Por ejemplo: • La calificación de procedimiento 2794-W-PS-00815 y soldadores por parte de la Pontificia Universidad Católica del Perú (PUCP) utiliza una parametría de segundo paso en el ensayo (Procedure Qualification Record) que difiere a la parametría del segundo paso descrita en el procedimiento (Welding Procedure Specification).

Germanischer Lloyd Industrial Services GmbH, Business Segment Oil and Gas

50 / 428

Reporte No.: GLP/GLM/MEMP/726-07 Rev. 0 Fecha: 2007-10-10

•

La calificación del procedimiento 2794-W-PS-00024 Repair Welding Procedure Specification Supported By PQR no describe como realizar las operaciones previas a la soldadura; al procedimiento le faltaban las hojas descriptivas de cómo realizar esas actividades; y, los registros mostrados aparentan ser de una soldadura nueva. Con los soportes entregados después del 20 de Junio del 2007, en donde se incluyen las primeras hojas del procedimiento, se refleja la secuencia de actividades. • No se mostró evidencia de la calificación de los Soldadores F8 y F68 para el procedimiento 815 el cual utilizaron en Occollo el 15/09/2003 como indica el registro TI-003 Daily Register of Operative Variables. • En los registros TI-003 Daily Register of Operative Variables, de los días 2002-08-17, 2002-11-12, no se registró el procedimiento de soldadura utilizado, no se registró la temperatura de Precalentamiento sólo se registró la indicación OK, tampoco se registra la posición de soldadura. ¾ Ver Hallazgo CAM/QUAL/FCA/3/007 en el Anexo III. La documentación entregada, después del 20 de Junio del 2007, no soporta los detalles de este hallazgo, ya que el hallazgo refiere que los formatos, registros o reportes establecidos para su control no reflejan o no son congruentes con lo asentado, por lo que sigie abierto 7. No se obtuvo evidencia de la completa implementación de las actividades de verificación y de Auditoría al Sistema de Calidad de TECHINT establecidas en el 2794-Q-QM-00001 “Construction Quality Manual” y el 2794-Q-QM-00002 “Listado Maestro de Procedimientos Generales”. Por ejemplo: • No se encontró evidencia de la planificación ni de la implementación de las vigilancias de calidad que se establecen en el procedimiento MP-17-00003 “Vigilancias de Calidad”. • Sólo se encontró evidencia de 1 Auditoría interna de calidad al Proyecto Camisea realizada en Agosto 2002. No se encontró evidencia de Auditorías en los años 2001, 2003 y 2004. La Auditoría de Agosto 2002 fue una Auditoría profunda y con hallazgos significativos para el sistema de gestión de la calidad, sin embargo las acciones correctivas fueron implementadas y cerradas recién en Mayo del 2003. • No se encontró evidencia de la Revisión del Sistema durante el proyecto, ni al final del proyecto como se establece en el procedimiento MP-02-00002 “Verificación del Sistema de Calidad”. ¾ Ver Hallazgo CAM/QUAL/FCA/3/008 en el Anexo III. La documentación entregada, después del 20 de Junio del 2007, no soporta lo indicado en el hallazgo, por lo que se mantiene abierto GIE Esta empresa fue subcontratada para aprobar y/o supervisar las labores de TECHINT. Se observó que GIE desarrolló un Plan de Calidad para la implementación del servicio de supervisión. Cabe señalar que este Plan no cubre el cumplimiento de todos los requisitos de la norma ISO 9001. Observaciones Positivas • •

Se confirmó la aprobación de GIE de los planos y memorias de cálculo realizados por TECHINT Se observó la participación de GIE en todas las etapas de diseño, fabricación de materiales y equipos y en la construcción (Clearing and Grading, Trenching, Stringing, Bending, Front-End Welding, Field Joint Coating and Clearing, Lowering-in Backfill and Clean Up, Pruebas hidrostáticas)

Observaciones Negativas 1. Durante la fase inicial de la Auditoría no se obtuvo evidencia de la competencia técnica (curricula documentada y soportada) de los siguientes profesionales de GIE: Germanischer Lloyd Industrial Services GmbH, Business Segment Oil and Gas

51 / 428

Reporte No.: GLP/GLM/MEMP/726-07 Rev. 0 Fecha: 2007-10-10

•

Jaime Rodríguez (Inspector de Soldadura), con el soporte entregado, después del 20 de junio del 2007, se sustenta la competencia técnica de este inspector. • Rodolfo Jaimes (Inspector de Soldadura), con el soporte entregado, después del 20 de junio del 2007, se sustenta la competencia técnica de este inspector. • Rito Chaparro (Inspector de Soldadura), con el soporte entregado, después del 20 de junio del 2007, se sustenta la competencia técnica de este inspector. • Juan Mariño (Inspector Civil), con el soporte entregado, después del 20 de junio del 2007, se sustenta la competencia técnica de este inspector. • Oscar Núñez (Inspector Mecánico) ¾ Ver Hallazgo CAM/QUAL/FCA/3/009 en el Anexo III. La documentación entregada, después del 20 de Junio del 2007, sólo soporta de manera parcial este hallazgo, se manifiesta que el faltante no pudo ser rastreado. Por lo que se cierra este hallazgo 2. Se observaron algunos registros que no eran llenados completamente durante las actividades de supervisión mencionadas en el punto 5 “Construction Inspection Checklist” del “Construction Quality Plan” de GIE, por ejemplo: • No se llenaba el Inspectors Check List en los registros: “Clearing and Grading Report”, “Trenching Inspector´s Daily Report” y “Field Coating Cleaning” • En el Bending Report, no se incluye la confirmación de que cada doblez está claramente marcado con el tipo de doblez, grado de doblez (d-m-s) y el comienzo y el final del doblez. ¾ Ver Hallazgo CAM/QUAL/FCA/3/010 en el Anexo III. La documentación entregada, después del 20 de Junio del 2007, sólo manifiesta que corresponden a condiciones de clima, lo cual no es lo requerido, los formatos contemplaban otras verificaciones y éstas no estaban asentadas, por lo que se mantiene este hallazgo abierto. b) De las Fases de Operación y Mantenimiento Actuales COGA Observaciones Positivas • • • • •

Procedimientos claros, en función a los requisitos legales aplicables, con respecto a la venta del gas natural, por medio de oferta pública. Procedimientos documentados para las actividades de Operación y Mantenimiento del ducto. Sistema SCADA para el control en Línea de todos los puntos importantes del ducto, en tiempo real Realización de análisis de la calidad del gas en forma con una frecuencia de por lo menos una 1 vez al mes, pero esta frecuencia no está documentada. Se observó el uso de equipos calibrados. Base de datos que permite la evaluación del desempeño de los proveedores.

Observaciones negativas COGA no ha implementado aún un Programa de Gerencia de Calidad, ni cuenta con un Sistema de Gestión de la Calidad. Por Ejemplo, no cuentan con Política de Calidad, Objetivos de Calidad, Manual de Calidad (actualmente en elaboración), Procedimientos de: Control de Documentos, Control de Registros, Control de Productos No Conformes, Auditorías Internas, Acciones Correctivas y Preventivas. Ver Hallazgo CAM/QUAL/FCA/1/011 en el Anexo III. Con la documentación entregada, después del 20 de Junio del 2007, en la que se observa el avance en la elaboración del Manual de Calidad y su implementación, se considera este hallazgo cerrado. Germanischer Lloyd Industrial Services GmbH, Business Segment Oil and Gas

52 / 428

Reporte No.: GLP/GLM/MEMP/726-07 Rev. 0 Fecha: 2007-10-10

4.1.6.- Conclusiones TGP no mostró evidencias de contar con un Programa de Gerencia de Calidad para todas las fases del proyecto: ingeniería, diseño, adquisición y fabricación de materiales y equipos, construcción, instalación, prueba y arranque, operación y mantenimiento, conforme lo establecen el Decreto Supremo N° 041-99EM Reglamento de Transporte de Hidrocarburos por Ductos, Anexo 1 y los Contratos BOOT de Concesión Transporte de Líquidos y de Concesión Transporte de Gas. a) Debido a declaraciones propias de TGP, en las cuales se hacía notar que delegó la responsabilidad de implementar lo requerido en los contratos BOOT, en cuanto al Programa de Gerencia de Calidad de cada una de las fases, en las compañías subcontratadas; GL realizó la evaluación a las empresas TECHINT y COGA. b) TECHINT contó con un Programa de Gerencia de Calidad para las fases de diseño, adquisición y fabricación de materiales y equipos, construcción, instalación, prueba y arranque, en la forma de Sistema de Gestión de la Calidad ISO 9001, el cual presentó algunas deficiencias siendo las más importantes: o la no inclusión de la etapa de estudios geológicos, geotécnicos, sísmicos, etc. en el Sistema de Calidad, y o la falta de realización de verificaciones, auditorías y revisiones gerenciales al Sistema de Calidad. c) GIE fue subcontratada para supervisar las actividades de las fases de ingeniería, diseño, adquisición y fabricación de materiales y equipos y construcción. Sin embargo, su actividad era parte del aseguramiento y control de la calidad del proyecto. d) COGA no cuenta con un Programa de Gerencia de Calidad para las fases de operación y mantenimiento, pero está en el proceso de elaboración e implementación. Nota: Los numerales a), b), c) y d) no descargan el requerimiento a TGP según lo descrito en el párafo inicial.

4.1.7.- Recomendaciones Como resultado de la evaluación de esta fase y considerando que el proyecto ya se encuentra en operación, se tienen las siguientes recomendaciones: •

•

•

•

Elaborar el Programa de Gerencia de Calidad, por parte de TGP, de acuerdo a lo requerido en los contratos BOOT, tomando en cuenta las normas de Sistemas de Gestión de la Calidad ISO 9000 series, según el Artículo 73° del DS N° 041-99-EM, Reglamento de Transporte de Hidrocarburos por Ductos COGA debe de implementar su Sistema de Gestión de Calidad pudiendo ser conforme a ISO 9001:2000, como proveedor del servicio en la fase de operación y mantenimiento. TGP debe auditar dicho sistema, esto debe incluir todos los niveles de documentos, tales como el Manual de Calidad, los Procedimientos e Instrucciones de Trabajo, etc. Elaborar los procedimientos necesarios que permitan controlar y realizar todas las actividades comprometidas. Entre otros, establecer los requisitos y experiencia del personal, así como los documentos que deben permanecer como evidencia documental. Vigilar la adecuada aplicación de los formatos de control y reporte que se establezcan.

Germanischer Lloyd Industrial Services GmbH, Business Segment Oil and Gas

53 / 428

Reporte No.: GLP/GLM/MEMP/726-07 Rev. 0 Fecha: 2007-10-10

•

Incluir la verificación de su Programa de Gerencia de Calidad con respecto a las actividades de operación y mantenimiento, en las supervisiones de Osinerg a TGP.

•

En futuras concesiones, incluir dentro de las inspecciones de Osinerg la verificación del Programa de Gerencia de Calidad por parte del Concesionario en todas las fases del proyecto: ingeniería, diseño, adquisición y fabricación de materiales y equipos, construcción, instalación, prueba y arranque, operación y mantenimiento.

4.2.- Diseño e Ingeniería Dentro de los Términos de Referencia, en el Punto 4.6.2 se señala que: “Se debe revisar el diseño para asegurar que se han cumplido con las normas aplicables y con las buenas prácticas de ingeniería”. Los documentos a considerar, pero que no son limitativos para la Auditoría Integral son: • • • • • • • • • • • • • •

Levantamiento Topográfico Criterios de la Selección de la Ruta Criterios para la Clasificación de Localización de Áreas Consideración de Accidentes Topográficos Estudios Geotécnicos y Estabilidad de Suelos Planimetría y Perfil Hidráulico Cruces Especiales Obras de Arte (Tecnología de Punta) Análisis de Esfuerzo (“Stress Análisis”) Aplicación de Normas Cálculos Hidráulicos-Programa (Software) utilizado Cumplimiento del Título II del Anexo I del Reglamento de Transporte de Hidrocarburos por Ductos Revisión de Diagramas de Tuberías e Instrumentación (DTI´s) Evaluación del Análisis de Riesgo

Para lo anterior, se debe tomar en consideración la ruta elegida, la cual se refleja a en la Figura 1.1.1 Ruta de los Ductos del Proyecto Camisea, por lo que a continuación se describen algunos conceptos de referencia para efecto del desarrollo de lo actuado para tal fin y resultados obtenidos. a) Investigación y Atenuación de los Peligros Geológicos en los Ductos Uno de los puntos importantes a desarrollar ante los incidentes de las fallas en el Sistema de Transporte de Líquidos de Gas Natural. Para ello, se contó con un grupo de especialistas cuya principal atención fue la Investigación y Atenuación de los Peligros Geológicos de los Ductos, por lo que a continuación se describen las actividades desarrolladas por los mismos. b) Generalidades El sistema de ductos de Camisea comprende una línea de gas natural (GN) de 32 a 18 pulgadas y una línea para los líquidos de gas natural (LGN) de 14 a 10 pulgadas. Los ductos se originan en los yacimientos de gas natural en Malvinas, Departamento de Cusco y cruzan los Andes hasta la costa del Océano Pacífico. La línea de LGN tiene cerca de 530 Km. de largo y termina en la costa, cerca a Pisco. La línea de GN tiene

Germanischer Lloyd Industrial Services GmbH, Business Segment Oil and Gas

54 / 428

Reporte No.: GLP/GLM/MEMP/726-07 Rev. 0 Fecha: 2007-10-10

cerca de 732 Km. de largo y termina en la City Gate (estación de distribución) en Lurín, al sur de Lima. Los dos ductos discurren por el mismo derecho de vía desde Malvinas hasta Pisco (≈ 530 Km.) y están separados típicamente uno del otro por 3 metros, con una cobertura aproximada de 1.5 metros de profundidad. c) Definición del Problema Los ductos de Camisea fueron comisionados en agosto del 2004. Desde su puesta en marcha la línea de LGN de 14 pulgadas ha sufrido 6 roturas, la última aconteció durante el desarrollo de esta Auditoría. Si bien el incidente se detectó el 02 de Abril del 2007, es importante hacer notar que el ducto de GN no ha sufrido, hasta el momento, ninguna falla, no obstante estar sometido a deslizamientos de terreno similares, lo cual se debe a la condición de su diseño, en el que se determinó utilizar un mayor diámetro y espesor, lo que le permite soportar mayores esfuerzos. Sin embargo, con el tiempo y si siguen habiendo más deslizamientos de terreno se puede llegar a una falla en este ducto. Esto dio lugar a que el MEM encargara una Auditoría Integral del Proyecto Camisea, incluyendo la investigación de las fallas y una evaluación independiente para determinar si éstas eran eventos puntuales sin relación o señales de un problema general de planeamiento, diseño y construcción del sistema de ductos de Camisea. La detección del incidente del 02 de Abril del 2007, nuevamente sobre el ducto de liquidos de gas natural y cercano a una falla anterior a la altura del KP 125, hizo que fuera necesaria su inclusión en esta Auditoría, por lo que fue una de las causas que dio lugar a una primera ampliación de este contrato La investigación de peligros geológicos para un proyecto de ductos debe comenzar con una Fase I, estudio de “escritorio”, el cual es la parte inicial para evaluar las condiciones geológicas regionales, establecer un sistema de información específica para el proyecto, y realizar una evaluación preliminar de roturas por falla geológica, licuefacción, deslizamiento de tierra, temas geotécnicos y de facilidad de construcción, los cuales necesitaban ser tomados en cuenta en las fases posteriores de diseño y construcción. A pesar que los resultados de los estudios de escritorio de la Fase I son limitados y tienen gran incertidumbre, los resultados iniciales ayudan a refinar la selección de la ruta y/o a identificar áreas donde se necesitará tomar medidas para atenuar los peligros. La Fase II se centra en investigaciones. Las investigaciones de la Fase II comprenden el levantamiento de los datos específicos del corredor en detalle, tales como topografía y fotografía aérea, desarrollo de franjas de mapas geológicos, y la evaluación del corredor del gasoducto por un Equipo de Evaluación de Terrenos, a nivel de expertos con amplio conocimiento en los temas de ingeniería geológica. La evaluación del corredor por el equipo de evaluación de terrenos da como resultado recomendaciones para el refinamiento de la ruta y así evitar terrenos peligrosos, y la identificación de áreas que requieren investigaciones más detalladas en una siguiente etapa, denominada Fase III. La Fase III de un proyecto de ductos consiste en las investigaciones detalladas de las características críticas de los peligros geológicos para desarrollar los parámetros de diseño final de las medidas de atenuación de peligros (por ejemplo, diseño para cruces de fallas geológicas y/o deslizamientos de tierra). Las características de los peligros geológicos son calificadas para determinar los parámetros de la deformación permanente del suelo (PGD por sus siglas en ingles), tales como ubicación, geometría, cantidad y dirección del desplazamiento y tasas de recurrencia. La interacción con el equipo de diseño del gasoducto debe ser mantenida a través de las tres fases para maximizar la eficiencia y asegurar a lo largo del tiempo la integración de los resultados de la selección de la ruta, refinamiento y diseño final.

4.2.1. - Alcance del Trabajo Como parte del alcance la Auditoría Integral en el área de Diseño e Ingeniería se define: Todas las fases del proyecto de transporte de gas natural y líquidos de gas natural, en las actividades previas, como son los

Germanischer Lloyd Industrial Services GmbH, Business Segment Oil and Gas

55 / 428

Reporte No.: GLP/GLM/MEMP/726-07 Rev. 0 Fecha: 2007-10-10

estudios de terreno, ruta, clasificación de áreas, bases de usuario, bases de diseño, memorias de cálculo, especificaciones, planos generales y de detalles, cruces especiales, análisis de esfuerzos, aplicación de normas, cálculos hidráulicos, cumplimiento con el Título II del Anexo I del Reglamento de Transporte de Hidrocarburos por Ductos, etc. Esta parte de la auditoría se centra en la evaluación de las investigaciones geológicas, geotécnicas, hidrológicas y de ingeniería que se llevaron a cabo para servir de base en el planeamiento, diseño, construcción y operación del sistema de ductos de Camisea. Lo anterior, en atención a la Solicitud de Propuestas del Gobierno Peruano, referido en el proyecto de Auditoría Integral como los “Términos de Referencia”.

4.2.2.- Objetivos Verificar la condición de los estudios previos, evaluar los resultados en el desarrollo del Diseño y la Ingeniería en cada una de las áreas correspondientes, a través de todos los documentos aplicables, con el objeto de corroborar que los criterios aplicados fueron los adecuados, los cálculos y memorias debidamente soportados, las recomendaciones y aplicaciones ejecutadas, los cambios sugeridos al diseño e ingeniería de origen, debido a las condiciones de la ruta establecida, aprobados y la ejecución en el cumplimiento de las normas, códigos, reglamentos y especificaciones establecidas en el diseño.

4.2.3.- Referencias Para efecto de llevar a cabo la Auditoría Integral, en esta área, se tomaron en cuenta la mayoría de los documentos proporcionados por TGP, los cuales se presentan en la tabla 11 del Anexo I, para cada una de las áreas en el desarrollo; no obstante, en la tabla 12 del Anexo I se describen documentos adicionales que sirvieron de apoyo en el análisis y la evaluación de los peligros ecológicos, geotécnicos, hidrológicos y de diseño.

4.2.4.- Secuencia Para evaluar y verificar el cumplimiento de lo descrito en los párrafos anteriores, se estableció y aplicó la siguiente secuencia: • •

•

Revisión de la Documentación proporcionada por TGP. Visitas a sitio, para verificar la ruta seleccionada, el DDV, la consideración de las clases de localización, las instalaciones superficiales, los cruces, la ubicación de las válvulas, etc., con el objeto de corroborar lo establecido en el Diseño e Ingeniería desarrollada. Talleres de intercambio (“Workshop”), con el objeto de obtener información de viva voz, del personal involucrado en las etapas de estudios previos y en su integración al Diseño e Ingeniería del Proyecto Camisea, de algunas de las condiciones observadas a través de la revisión documental y de las visitas a sitio, de acuerdo con lo siguiente: o Exposición de cada una de las áreas de las especialidades o estudios subcontratados por TGP o Techint o Aclaraciones o consultas durante el desarrollo o Presentación de algunos soportes adicionales, en relación con las aclaraciones o consultas.

Germanischer Lloyd Industrial Services GmbH, Business Segment Oil and Gas

56 / 428

Reporte No.: GLP/GLM/MEMP/726-07 Rev. 0 Fecha: 2007-10-10

Dentro de las actividades a desarrollar, GL consideró conveniente agrupar las actividades del área de geotecnia, hidrología y geología, por lo que a continuación se hace una breve descripción de la metodología empleada en su intervención, según los siguientes apartados:

4.2.4.1.- Metodología de Área de Geotecnia, Hidrología y Geología Esta parte de la auditoría proporciona una revisión crítica de: • • •

La investigación, identificación y calificación de los peligros geológicos, hidrológicos y geotécnicos a lo largo de la ruta de los ductos del Proyecto Camisea. Diseño y construcción de medidas para atenuar los efectos potenciales de estos peligros en el sistema de ductos. Los programas de mantenimiento en curso y de monitoreo y remediación sobre zonas de deslizamientos, los cuales están siendo implementados actualmente para disminuir el riesgo residual a lo largo de la ruta de los ductos.

La auditoría compara la investigación, diseño, construcción y métodos de mantenimiento, implementados para el proyecto Camisea, con los códigos y las “Mejores Prácticas Internacionales” actualmente en uso en otras rutas de gasoductos/oleductos importantes (BTC, Sakhalin, Columbia y Trans-Alaska). El método para cumplir con la auditoría de esta área, a la cual denominaremos Auditoría de Peligros Geológicos, para los ductos y medidas de atenuación, comprende los siguientes cinco componentes principales: • • • • •

Desarrollo de la información de Antecedentes y referencias de Experiencia del Grupo Auditor. Revisión detallada de la Documentación del Proyecto. Reunión de Revisión del Proyecto. Reconocimiento de Secciones de la Ruta del Ducto Seleccionadas. Recomendaciones para la atenuación de los peligros y diseño de los trabajos de corrección.

4.2.4.2.- Desarrollo de la Información de Antecedentes y Referencias de Experiencia del Grupo Auditor El equipo de Auditoría de Peligros Geológicos desarrolló una evaluación de “alto nivel” de las condiciones geológicas, hidrológicas y geotécnicas a lo largo de la ruta del d ucto por medio de: • •

Revisión de información ya publicada sobre la geología, sismología, tectónica e hidrología de la región del proyecto. Deliberaciones con investigadores y profesionales con conocimiento de la región.

Adicionalmente, se compiló y revisó estándares de ingeniería y de diseño relevantes así como también ejemplos de “Estándares de Prácticas Internacionales”, los cuales están relacionados con el diseño y la construcción de oleoductos y gasoductos en terreno similar. Germanischer Lloyd Industrial Services GmbH, Business Segment Oil and Gas

57 / 428

Reporte No.: GLP/GLM/MEMP/726-07 Rev. 0 Fecha: 2007-10-10

Los miembros del Equipo de Auditoría de Peligros Geológicos han trabajado en los gasoductos/oleoductos de BTC, Trans–Alaska, Sakhalin y Nor–Perú, y han llevado a cabo otras investigaciones de peligros geológicos y en este tipo de obras en los Andes. Adicionalmente, los miembros del equipo contribuyeron a una publicación reciente titulada “Desafíos del Terreno y Peligros Geológicos que Afrontan Gasoductos y Oleoductos sobre Tierra” (Terrain and Geohazards Challenges Facing Onshore Oil and Gas Pipelines), la cual describe el estado actual de las Mejores Prácticas Internacionales para la investigación y selección de la ruta y el diseño de proyectos de gasoductos y oleoductos.

4.2.4.3.- Revisión Detallada de la Documentación del Proyecto Se revisó la documentación de diseño del ducto para determinar si la metodología, técnicas de recolección de datos, resultados y recomendaciones de diseño fueron las apropiadas para las condiciones de la ruta, y si fueron consistentes con los códigos relevantes y con las Mejores Prácticas Recomendadas Internacionales para el diseño de ductos. La información proporcionada para revisión fue obtenida por medio de un proceso formal de solicitud de documentos. Los documentos fueron proporcionados directamente por TGP. Se adjunta una lista de los documentos recibidos de TGP y revisados por el Equipo de Auditoría de Peligros Geológicos en la Tabla 11 del Anexo I

4.2.4.4.- Reuniones de Revisión del Proyecto Se tuvo una serie de reuniones con el personal de TGP y consultores para deliberar sobre las investigaciones, diseño y aspectos de la construcción del proyecto del ducto de Camisea. Estas reuniones proporcionaron información importante con respecto a las condiciones físicas a lo largo de la ruta, áreas especiales de interés, detalles del diseño del ducto y prácticas de construcción. Durante estas reuniones, TGP proporcionó, además, información relevante sobre el proceso de ingeniería para el diseño y construcción del ducto que no habían estado a nuestra disposición a través de informes formales.

4.2.4.5.- Reconocimiento de Secciones de la Ruta del Ducto Seleccionadas El Equipo de Auditoría de Peligros Geológicos efectuó un reconocimiento físico a lo largo de partes seleccionadas de la ruta del ducto. El propósito del reconocimiento fue observar el estado dentro del corredor, hacer una evaluación independiente de la ubicación y gravedad de las zonas de peligro potencial, observar los cruces especiales a lo largo de la ruta escogida y los trabajos de mantenimiento y atenuación en curso a lo largo de la ruta. Los peligros que fueron evaluados incluyeron: rotura por falla de superficie, licuefacción y falla de ladera de montaña. Los tipos de cruces especiales evaluados fueron: ríos, bofedales, carreteras y cruces ferroviarios.

4.2.4.6.- Peligros Geológicos y sus Efectos en los Ductos Las líneas de conducción de hidrocarburos (gasoductos/oleoductos) son sistemas distribuidos geográficamente que a menudo cruzan ambientes geológicos muy variados y pueden estar expuestos a una diversidad de peligros geológicos. Los riesgos geológicos (peligros geológicos) que son típicos en un diseño de líneas de conducción, relacionados con movimientos de suelos, capaces de causar daño, comprenden: Deslizamiento de tierra, rotura de falla geológica de superficie y licuefacción. Las vibraciones del suelo por terremoto constituyen una forma de movimiento de suelo que debe ser tomada en cuenta; pero raramente Germanischer Lloyd Industrial Services GmbH, Business Segment Oil and Gas

58 / 428

Reporte No.: GLP/GLM/MEMP/726-07 Rev. 0 Fecha: 2007-10-10

representan un peligro para ductos modernos de acero soldado. La erosión del suelo representa un peligro para tuberías enterradas y en cruces de río o riachuelos, porque pueden exponer al ducto a fuerzas de arrastre, oscilaciones inducidas por torbellinos y cargas de choque o cargas externas de detritos (rocalla). Otros tipos de peligros geológicos pueden incluir la corrosividad, disolución de la tierra y el hundimiento repentino del suelo. Estos peligros deben ser identificados y calificados para la selección de la ruta, diseño preliminar, diseño en detalle y en las diferentes etapas de la construcción del proyecto. Para los propósitos de esta auditoría fueron considerados seis peligros primarios, y son: • • • • • •

Deslizamiento de Tierra Rotura de falla geológica de superficie Licuefacción Fuertes Movimientos de suelo (temblores) Erosión de superficie Erosión del cauce de río.

Los tres primeros se agrupan dentro del concepto de Peligros por Deformación Permanente de Suelos. Los derrames y roturas de ductos están razonablemente bien documentados en la base de datos de la industria. El valor promedio anual Europeo de derrames de ductos esta documentado por la Organización CONCAWE (CONservation of Clear Air and Water in Europe). El valor común en toda Europa (es decir, en “todos los terrenos”) es cerca de 0.6 derrames /1000 Km/año (para todos los tamaños de derrame, grandes o pequeños), de los cuales los deslizamientos de tierra están alrededor del 3% (0.02/1000 Km/año). British Petroleum ha montado una base de datos para las rupturas por deslizamientos de tierra en la cordillera tropical Andina (principalmente en Colombia; ver Tabla 4.2.4.6.1; Sweeney 2004, y otros 2004). Ducto

Año de construcción

Rupturas por Deslizamiento de terreno

Longitud del Terreno dificultoso (Km)

Frecuencia de derrames/1000 Km/ año

Cano Limón-Convenas Central Llanos Transecuatoriano Trans Panamá Apiay-Bogata Oleoducto de Colombia Ocensa I Ocensa II

1985 1987 1972 1982 1988 1991 1994 1996

9 5 25 1 1 0 0 0

220 190 264 60 104 116 60 238

2.56 1.88 3.27 0.88 0.74 0 0 0

Tabla 4.2.4.6.1.- Frecuencias de rupturas por deslizamiento de terrenos en ductos Andinos (de Sweeney y otros 2004)

Para los ductos más antiguos en esta cordillera el valor de derrames es aproximadamente 140 veces más frecuente que las rupturas “relacionadas por deslizamiento de terreno” de CONCAWE en 2.8/1000Km/año. Para los ductos construidos con la mejor practica de geo-ingeniería moderna (posteriores a 1982) la frecuencia es de 0.33/1000Km/año; es decir, el valor es aproximadamente 16 veces más frecuente que la frecuencia de derrame “relacionadas por deslizamiento de terreno” de CONCAWE. Es importante notar que la aplicación de la geo-ingeniería moderna en las rutas mas recientes de ductos ha reducido significativamente las proporciones de rotura, por un factor de casi 9, pero no elimina los riesgos. La comparación para el ducto LGN de Camisea es de 3/1000Km/año (3 eventos/año, sobre 500 Km. de terreno empinado y montañoso, en dos años). Germanischer Lloyd Industrial Services GmbH, Business Segment Oil and Gas

59 / 428

Reporte No.: GLP/GLM/MEMP/726-07 Rev. 0 Fecha: 2007-10-10

4.2.4.6.1. - Peligros por Deformación Permanente de Suelo (Permanent Ground Deformation (PGD, por sus siglas en Ingles)). Los deslizamientos de tierra, la rotura de falla geológica de superficie y la licuefacción se agrupan bajo el tema de peligros por PGD, debido a su propensión a ocasionar gran deformación en ductos bajo tierra, con tensiones longitudinales en el ducto por encima de las tensiones permitidas por las normas técnicas comunes y esfuerzos que exceden el límite de elasticidad o punto de cedencia del material, los mismos se describen de manera general a continuación. a) Deslizamientos de Terreno Los deslizamientos de tierra pueden representar un peligro importante para gasoductos y oleoductos. Uno de los ejemplos más notables fue la destrucción o seccionamiento local de cerca de 70 Km. del oleoducto transecuatoriano durante el terremoto de 1987 (fuente: Transportation Reseach Board, 1996). Este fenómeno ocasionó gastos por daños e interrupciones en los negocios de más de US $ 800 millones. Los deslizamientos de tierra son movimientos de masas de tierra o de roca cuesta abajo. A menudo, los deslizamientos de tierra son provocados, bajo condiciones estáticas, por cambios en las condiciones de humedad o nivel freático del terreno, o por cambios en la geometría de la pendiente, tales como socavamiento al pie de la pendiente. Tales cambios resultan en una redistribución de los esfuerzos de cizallamiento dentro de la pendiente, con una reducción simultánea de la resistencia al cizallamiento a lo largo del plano de la pendiente, o reducción en la resistencia contra el deslizamiento al pie de la pendiente. Los deslizamientos de tierra también pueden ser provocados por fuerzas de inercia relacionadas con movimientos sísmicos del suelo, que ocurren típicamente en pendientes que tienen sólo estabilidad marginal bajo condiciones estáticas (humedad, nivel freático y pendientes empinadas). Los peligros de deslizamiento de tierra más importantes que pueden afectar a los ductos son los derrumbes, deslizamientos de poca profundidad y los deslizamientos profundos con rotación y traslación. Los derrumbes y deslizamientos de poca profundidad son causados básicamente por fuerzas inerciales, pero a menudo son coadyuvados por la densificación de tierra suelta o licuefacción de los sedimentos de las capas inferiores. Estos tipos de deslizamientos ocurren generalmente a lo largo de los márgenes de terraplenes, pendientes con rellenos obtenidos de ellas mismas, y pendientes con coberturas de poca profundidad relativa en terreno montañoso. Los deslizamientos profundos que comprenden componentes significativos de traslación y rotación de masas de tierra, a menudo se desarrollan en forma catastrófica y afectan grandes áreas. Los deslizamientos de traslación ocurren con mayor frecuencia en pendientes naturales, mientras que los deslizamientos con rotación a menudo ocurren en materiales homogéneos tales como los terraplenes de relleno en las autopistas. Un deslizamiento de tierra causa frecuentemente empuje inferior en la tierra que se encuentra cerca del pie de la pendiente, de tal manera que se transfieren fuerzas considerables de comprensión y de flexión al ducto ubicado en aquel lugar. Las caídas de rocas constituyen generalmente peligros menos importantes, puesto que los ductos rara vez se construyen sobre pendientes con suficiente inclinación parra producir caídas de rocas. Si el ducto está ubicado al pie de una pendiente que sufre caída de rocas, una cobertura de profundidad normal debería proporcionar protección adecuada contra el impacto de las rocas. Los flujos de detritos algunas veces resultan de los deslizamientos profundos con rotación o traslación y pueden amenazar un ducto enterrado que cruza el canal del flujo. En pendientes empinadas (típicamente > 20°), los flujos de detritos pueden moverse cuesta abajo a velocidad relativamente alta arrastrando la mayor parte de la tierra que se encuentra encima del lecho de roca. Un ducto enterrado encima de un lecho de roca, lo más probable es que sería arrastrado cuesta abajo y seccionado, en un área con flujo de detritos de alta velocidad.

Germanischer Lloyd Industrial Services GmbH, Business Segment Oil and Gas

60 / 428

Reporte No.: GLP/GLM/MEMP/726-07 Rev. 0 Fecha: 2007-10-10

b) Rotura de Falla Geológica de Superficie La rotura por falla de superficie ocurre cuando la dislocación cosísmica a través del plano de falla (a profundidad) es de tamaño suficiente para propagarse hacia la superficie del suelo. La rotura por falla de superficie es una consideración importante para ductos bajo tierra, puesto que los ductos que cruzan zonas de falla deben deformarse longitudinalmente y en flexión para acomodarse a la deformación permanente del suelo. Si el ducto cruza una falla geológica que es considerada activa, es necesario definir su ubicación, orientación, características de deslizamiento y la zona de perturbación, para estimar el tipo y la cantidad de desplazamiento que podría ocurrir. Las manifestaciones en la superficie de un desplazamiento de falla se pueden considerar improbables para terremotos con magnitud de momento (Mw) menor a 6.0. El término “falla activa” se define según las normas legales locales y los tipos de instalación en consideración. Para la mayoría de los proyectos de ingeniería (edificaciones, complejos industriales y ductos) una falla geológica se considera activa si se puede demostrar que ha desplazado la superficie del terreno durante el período del Holoceno (dentro de los últimos 10,000 años, Bonilla, 1970). Otras instalaciones más críticas, o instalaciones que representan un mayor peligro a la seguridad pública, deben usar criterios más estrictos. Por ejemplo, el criterio de actividad para proyectos de grandes represas en EE.UU. es 50,000 años y de 100,000 años para plantas nucleares de generación eléctrica. c) Licuefacción La licuefacción de la tierra se define como: “la transformación de tierra granular de un estado sólido a un estado licuado, como consecuencia del incremento de la presión de agua por los poros y una reducción del esfuerzo efectivo”. La licuefacción ocurre cuando las ondas sísmicas se propagan a través de las capas de sedimento granular saturado, e inducen una deformación de cizallamiento cíclica y un desplome de estructuras de partículas sueltas. A medida que se incrementa la presión de agua por los poros, la capa de sedimento se ablanda, permitiendo una mayor deformación y una tasa acelerada de desplome de las estructuras de partículas. Cuando la presión en los poros alcanza cierto nivel crítico, el esfuerzo efectivo entre los granos se acerca a cero y el sedimento comienza a comportarse más como un líquido viscoso que como un sólido. La licuefacción no ocurre al azar en depósitos naturales, sino en un estrecho margen de ambientes geológicos. Los sedimentos más susceptibles de licuarse son los depósitos recientes de la mitad del Holoceno que están sueltos y permanecen sin cimentarse después de la deposición, están básicamente en el rango de tamaño de sedimento grueso a arena fina, y tienen bajos porcentajes de arcilla (no tienen cohesión). Para que la licuefacción ocurra los depósitos deben estar en estado saturado (debajo del nivel freático).El potencial de licuefacción también se controla con la ocurrencia de fuertes temblores en el suelo. Por lo tanto, un paso importante en el análisis de licuefacción comprende el examen de niveles de movimiento de suelo potenciales fuertes en la región para determinar si el temblor del suelo es suficiente para provocar licuefacción en áreas que están encima de sedimentos susceptibles. La licuefacción, por sí misma, representa sólo un pequeño peligro para ductos de construcción reciente, de acero soldado, y bien construidos. El daño ocurre generalmente cuando la licuefacción conduce a alguna forma de deformación permanente del suelo o falla del suelo, como por ejemplo la falla tipo flujo, extensión lateral, subpresión hacia arriba o asentamiento del suelo. El tipo y la extensión de las fallas del suelo dependen de la geometría del lugar y la profundidad, espesor, pendiente del suelo y la continuidad lateral de la capa susceptible de licuefacción.

4.2.4.6.2. - Fuertes Temblores de Suelo El peligro de fuertes temblores en el suelo está relacionado con ondas sísmicas generadas por la rotura de fallas geológicas primarias y se miden en términos de frecuencia, amplitud y velocidad de las ondas y Germanischer Lloyd Industrial Services GmbH, Business Segment Oil and Gas

61 / 428

Reporte No.: GLP/GLM/MEMP/726-07 Rev. 0 Fecha: 2007-10-10

desplazamiento de partículas y aceleración. Los peligros de movimiento de suelo para grandes proyectos de ingeniería son calificados actualmente por medio de evaluaciones probabilísticas de peligros sísmicos (Probabilistic Seismic Hazard Assessment (PSHA por sus siglas en ingles)). El objetivo del PSHA es estimar la probabilidad que puedan ocurrir diferentes niveles de movimiento de suelo en cierto lugar durante un período futuro (1, 50, 100, 500, 1,000 años). El peligro sísmico probabilístico es calculado: 1) Desarrollando un modelo de fuente sísmica para una región que describe cada fuente sísmica significativa en términos de la magnitud máxima de un terremoto y la recurrencia de terremotos. 2) Identificando las ecuaciones apropiadas para la atenuación del movimiento del suelo en la región en cuestión. 3) Calculando la incidencia en el peligro geológico de cada fuente del modelo para un período dado. Los resultados se presentan normalmente en términos de curva de peligro, la cual da la probabilidad anual de movimiento de suelo que es excedida (1/100, 1/1,000, 1/10,000 de probabilidad anual de excedencia). Los temblores de suelo fuertes representan un peligro mínimo para ductos modernos bien construidos, de acero soldado y enterrados debidamente. Estos tipos de ductos tienen suficiente resistencia longitudinal y de flexión para adaptarse a oscilaciones del suelo causadas por la propagación de ondas sísmicas a través de columnas de roca o tierra (O’Rourke y Liu, 1999). Sin embargo, los efectos del movimiento del suelo pueden ser de consideración para instalaciones accesorias al ducto, tales como estaciones de bombeo e instalaciones de comunicación, mantenimiento y control, para las cuales el diseño debe tomar en cuenta los efectos de las diferencias de fase del movimiento del suelo, especialmente en puntos de penetración a dichas instalaciones.

4.2.4.6.3. - Erosión de Superficie La erosión del suelo es un proceso de tres fases que comprende el desprendimiento de material sedimentario, el acarreo de este material por el agua y la precipitación posterior cuando ya no hay suficiente energía para acarrear el material. La cantidad de las precipitaciones pluviales, su duración e intensidad influyen en la tasa de erosión mediante la cual las partículas desagregadas se desprenden y son acarreadas. La cobertura de vegetación puede reducir la erosión del suelo, proporcionando una capa protectora o tope contra las salpicaduras de lluvia (absorbiendo la energía de la caída de lluvia) o escorrentía (incrementando la aspereza para disipar la energía del agua). Las tasas de erosión más elevadas ocurren generalmente durante la fase de construcción de un proyecto cuando la superficie del suelo está descubierta. La erosión del suelo puede ser un tema importante para las fases de construcción y posterior a la construcción de los proyectos de ductos, debido a que la sedimentación acelerada hace ceder al suelo descubierto y desprenderse a lo largo del derecho de vía y por las dificultades posteriores de restitución del terreno original. Los impactos “in situ” de la erosión comprenden la invasión de cabezas de quebrada dentro del derecho de vía, lo cual puede dejar el ducto al descubierto. Los impactos externos comprenden el bloqueo de pistas y cunetas de drenaje, el daño a las propiedades y la contaminación con sedimentos de los cauces de río.

4.2.4.6.4. - Erosión del Lecho de Río Los ductos que están enterrados debajo de los ríos y canales de agua pueden pasar por condiciones adversas si el material que cubre el ducto es erosionado. El dejar el ducto al descubierto puede producir efectos de flotación, carga hidráulica excesiva por la fuerzas de la corriente y choque de clastos (fragmentos de roca) acarreados por el agua. El proceso de erosión que ocurre a lo largo del lecho de un río, o de las Germanischer Lloyd Industrial Services GmbH, Business Segment Oil and Gas

62 / 428

Reporte No.: GLP/GLM/MEMP/726-07 Rev. 0 Fecha: 2007-10-10

orillas de un canal de agua, es un balance entre fuerzas de impulso y resistencia. Las fuerzas de impulso son una función de la velocidad y profundidad del flujo dentro del cauce del río, así como también de la gradiente del cauce y de la superficie de agua. La descarga dentro de un cauce, en un punto dado, es una función de las propiedades de la cuenca aguas arriba (área, pendiente, permeabilidad de la tierra) y patrones meteorológicos (intensidad, duración y frecuencia de lluvias). Las fuerzas de resistencia primarias comprenden el tamaño y la distribución de los sedimentos que componen los bordes del canal y la vegetación a lo largo de las orillas. La erosión en canales aluviales puede ocurrir tanto en forma vertical (erosión y recorte) como lateral (por ejemplo: erosión de la ribera del río o migración lateral del canal y cambio de dirección). La obtención de estimaciones confiables de la profundidad del cauce es difícil, debido a la falta de métodos cuantitativos bien desarrollados y a la información limitada de los valores de la erosión natural: La predicción de erosión puede incluir (May y otros 2002): •

•

La degradación del canal a través de la disminución progresiva del nivel del lecho sobre un período de años. Se pueden realizar estimaciones extrapolando los valores históricos del cauce sobre la vida del proyecto. Alternativamente, se pueden usar las variaciones del valor del transporte del sedimento entre los puntos para calcular el tiempo excedente de los cambios del nivel del lecho, utilizando 1 ó 2 modelos numéricos dimensiónales. Se pueden aplicar las ecuaciones de “Régimen” para calcular la profundidad de equilibrio del canal de una sección transversal de un canal estable. La erosión de corta duración durante las inundaciones, cuando las velocidades más altas que las del promedio causan la disminución del lecho a corta duración dentro de un canal cortado. La profundidad de la erosión se puede predecir aplicando las ecuaciones de “Régimen” con la hipótesis básica de que durante una inundación (por ejemplo el diseño de la descarga de la inundación) el canal aumentará de tamaño en relación a la geometría del régimen correspondiente del valor máximo de flujo.

4.2.4.7.- Ingeniería de Ductos para Zonas con Desplazamiento de Suelo Permanente Los peligros geológicos más importantes para ductos de acero soldado son aquellos causados por PGD a lo largo o a través de la ruta del ducto: deslizamiento de tierra, rotura de falla geológica de superficie y licuefacción. Los elementos claves en la atenuación de peligros para el ducto comprenden la identificación y calificación de los peligros geológicos, los análisis de interacción del ducto con el suelo, los criterios de diseño según el esfuerzo y la deformación y calidad de la soldadura. Los criterios de diseño de los sistemas de ductos de hidrocarburos líquidos y de gas natural son los que se definen más comúnmente en las Normas ASME (Sociedad Americana de Ingenieros Mecánicos) B31.4 y B31.8, respectivamente. Estas normas se han desarrollado y mantenido por los comités técnicos de la ASME y representan a un consenso industrial para el diseño, construcción, operación y mantenimiento de los ductos de gas natural e hidrocarburos líquidos. Las normas ASME B31.4 y B31.8 reconocen que se debe considerar el diseño de ductos para que soporten los efectos de la inestabilidad del terreno, pero no prescriben criterios específicos o metodología. Por ejemplo: El párrafo 841.13(a) de ASME B31.8 establece: Cuando los ductos o líneas principales deban ser instalados donde estén expuestos a peligros naturales, tales como derrumbes, inundaciones, suelos inestables, deslizamiento de terreno, eventos relacionados con los terremotos (tales como fallas de superficie, licuefación de suelos y suelos y laderas de características inestables) u otras condiciones que puedan causar serios movimientos de, o cargas anormales sobre, la tubería, se deben tomar en cuenta las Germanischer Lloyd Industrial Services GmbH, Business Segment Oil and Gas

63 / 428

Reporte No.: GLP/GLM/MEMP/726-07 Rev. 0 Fecha: 2007-10-10

precauciones razonables para proteger el ducto, tales como el incremento del espesor de la pared, la construcción de revestimientos, previniendo la erosión e instalación de anclajes. Un reconocimiento similar de la necesidad del diseño para resistir los efectos del movimiento de terrenos está hecho en el Párrafo 402.1 de ASME B31.4: No obstante, el ingeniero de diseño debe proveer razonable protección para prevenir al ducto de condiciones inusuales externas las cuales pueden ser encontradas en cruces de ríos, áreas costeras tierra adentro, puentes, áreas de tráfico pesado, largos espacios soportados por si mismos, terrenos inestables, vibración, peso de conexiones especiales o fuerzas resultantes de condiciones térmicas anormales. Algunas de las medidas de protección con las cuales el ingeniero de diseño puede proveer son encamisado con tuberías de acero de mayor diámetro, adicionar recubrimientos de concreto de protección, incrementar el espesor de pared, enterrar la línea a mayores profundidades, o indicando la presencia de la línea con señales adicionales. La falta de requerimientos específicos de los códigos del diseño del ducto para atenuar las amenazas de los peligros geológicos no absuelve al diseñador del ducto de su responsabilidad. Se necesita solo referirse a los Procedimientos recientes de la Conferencia Internacional sobre los Retos del Terreno y Peligros Geológicos que Afrontan los Ductos de Gas y Petroleo en Tierra, que se realizó en Londres, UK, en 2004 para darse cuenta de que el diseño de los ductos para resistir los peligros geológicos ha recibido una amplia atención de la industria de ductos a nivel mundial durante las dos décadas pasadas y que los métodos de ingeniería y tecnología están avanzando rápidamente. Estos avances incluyen mejoras en la identificación de los peligros geológicos y caracterización e ingeniería para el cumplimiento de grandes esfuerzos. De esta manera, simplemente sería incorrecto no brindar una atención especial al estudio de los peligros geológicos sencillamente debido a la atención nominal o a la falta del lenguaje fuertemente prescriptivo dado por las ediciones actuales de los códigos de ductos. La mejor práctica disponible vigente para el diseño de los proyectos internacionales más importantes de ductos en zonas geológicamente peligrosas se resume en las secciones siguientes. Esta “mejor práctica disponible” constituye la base fundamental para la Auditoría de la atenuación del estudio de los peligros geológicos de los ductos de Camisea.

4.2.4.7.1.- Investigación Geológica. La identificación y calificación de las zonas de peligro geológico con respecto al PGD y a las condiciones de suelo locales son esenciales para el proceso de evaluación y atenuación del peligro, para el caso de un ducto a campo traviesa. El nivel de investigación geológica necesario para las zonas de PGD depende de los requerimientos del diseño específico del proyecto y los criterios de comportamiento (ejemplo la frecuencia aceptable de rupturas por 1000 Km.). La cantidad y precisión de la información necesaria para un diseño de ingeniería adecuado, en el caso de un ducto que cruza zonas de PGD potencial, está influenciado por la naturaleza del terreno y la complejidad de los peligros geológicos. El esfuerzo, costo y tiempo fijado para las investigaciones de campo se incrementan bastante a medida que aumentan los requerimientos de precisión en cuanto al registro histórico de eventos y el desplazamiento de suelo esperado en el futuro. El tipo de terreno debería tener una fuerte influencia sobre la puesta en fase de los estudios (Sweeney 2004) Es común en toda investigación geológica la revisión del estudio en escritorio de la literatura geológica existente, mapas e imágenes de la región del proyecto, (por ejemplo: Charman y otros, 2004). La calidad de esta información general es muy variable y depende de lo alejado que esté la región, la importancia económica de la región en relación al desarrollo de los recursos y las particularidades geológicas de la región (las cuales pueden haber atraído estudios de investigación anteriores). La información general obtenida de esta primera revisión es, por lo común, suficiente para hacer una pequeña lista de áreas de peligro potencial, Germanischer Lloyd Industrial Services GmbH, Business Segment Oil and Gas

64 / 428

Reporte No.: GLP/GLM/MEMP/726-07 Rev. 0 Fecha: 2007-10-10

a saber, laderas potencialmente inestables, fallas tectónicas activas y zonas susceptibles de licuefacción. Sin embargo, la precisión de esta información es incierta y normalmente demasiado amplia para cuantificar los peligros en detalle suficiente para el diseño de atenuación de los peligros que amenazan al ducto. Durante la selección del corredor, la interpretación de la fotogrametría (fotografía aérea) o imagen satelital es quizás la herramienta más conveniente, desde el punto de vista costo-beneficio, para la identificación inicial de áreas de peligro de acuerdo a las señales de la superficie del terreno, las cuales, a su vez, son señales de su actividad. El siguiente paso es el reconocimiento inicial en el campo de la ubicación de los peligros geológicos para apoyar verdaderamente estas observaciones y para ubicar las características de los peligros geológicos en forma más precisa, con respecto al corredor del ducto. Con esto debe ser posible evitar algunos peligros geológicos, sobre las bases de este nivel de reconocimiento en campo, redefiniendo el corredor. Sin embargo, es requerido un trabajo de campo especializado más detallado para caracterizar los sitios o áreas donde los peligros geológicos restringen el micro-ruteo dentro del corredor. Para una identificación y calificación más precisa del lugar, generalmente se requiere cartografía geológica/geomorfológica e investigación subsuperficial. En el caso de fallas geológicas, esto implica la excavación de zanjas paleosísmicas, la elaboración de mapas de horizontes de suelo y la determinación de la antigüedad de los depósitos, para establecer la historia de los fenómenos. En las zonas de licuefacción potencial se necesitan los datos de la textura del suelo, densidad y profundidad de la capa freática (ensayos con penetrómetro cónico y perforaciones en el suelo), ya que son necesarias para determinar la susceptibilidad a la licuefacción y estimar desplazamientos laterales. Para las áreas de deslizamiento de tierra potencial se necesita elaborar mapas geomorfológicos y datos geotécnicos debajo de la superficie para poder evaluar la estabilidad de las laderas y estimar los desplazamientos cuesta abajo. En la Tabla 4.2.4.7.1 se presenta una lista abreviada de las actividades de investigación geológica que comúnmente son emprendidas en los proyectos de ductos. Cada actividad, en la tabla, ha sido clasificada en forma matricial de acuerdo al tipo de peligro y nivel de investigación. Para la mayoría de los proyectos importantes de ductos, las actividades enlistadas en la Tabla 4.2.4.8.1, tienen lugar en dos o tres años, empezando en la fase de ingeniería preliminar con los estudios de escritorio y visitas de reconocimiento en campo y extendiéndose en la fase de ingeniería de detalle para los estudios de campo más amplios. Los resultados del trabajo de campo a menudo conducen a una actividad posterior para llenar las brechas en la base de conocimientos o para investigar áreas problemáticas especiales en más detalle. Es importante reconocer que se debe asignar un tiempo adecuado para la identificación y calificación de los peligros geológicos y debería hacerse un cronograma para adecuar las necesidades de información a la ingeniería de detalle. Tomando en cuenta lo accidentado que es el terreno en los Andes y los patrones metereológicos estacionales, la asignación de un tiempo adecuado a la investigación geológica es primordial.

Deslizamiento

Escritorio

Revisión de literatura técnica Evaluación de mapas e imágenes Determinación preliminar de los parámetros de diseño Interpretación de imágenes remotas Reconocimiento de campo Mapas geológicos y geomorfológicos Perfil topográfico Análisis estratigráfico de suelos para determinar la antigüedad de las formaciones de suelo

z

z

„

z

z

z

„ „

z z

z

z

z

z

z

z

z

z

„

„ „

z

„

„ „

{ {

Detalle

Licuefacción

z

Actividad de Caracterización de los Peligros

Reconocimiento

Falla

Tipo de Peligro Nivel de Investigación

{

{

Germanischer Lloyd Industrial Services GmbH, Business Segment Oil and Gas

„

„

65 / 428

Reporte No.: GLP/GLM/MEMP/726-07 Rev. 0 Fecha: 2007-10-10

z

z

NOTAS:

„ „

{

„

{ z

Detalle

Deslizamiento

Exploración geotécnica debajo de la superficie Excavación de zanjas paleosísmicas Determinación de la antigüedad de los depósitos geológicos Determinación final de los parámetros de desplazamiento

Reconocimiento

Licuefacción

{

Actividad de Caracterización de los Peligros

Escritorio

Falla

Tipo de Peligro Nivel de Investigación

z

z

„

z Realizado normalmente { Útil, pero a menudo no se realiza „ Nivel de investigación

Tabla 4.2.4.7.1- Actividades de Identificación y Calificación de Peligros Geológicos Relacionados con las Fases de Ingeniería de un Proyecto de Ducto

4.2.5.- Resultados A continuación se describen los resultados obtenidos de cada una de las categorías anteriormente descritas, en relación a la propuesta y los Términos de Referencia establecidos, propios del contrato de la Auditoría Integral. El equipo de Auditoría en peligros Geológicos ha revisado y evaluado los documentos proporcionados por TGP que sirven de sustento para el diseño, construcción, atenuación y fases de monitoreo del Proyecto Camisea. Adicionalmente, se tomó en cuenta la información proporcionada durante las reuniones, con el personal de TGP y observaciones efectuadas durante un reconocimiento físico de la ruta del ducto de Camisea. Los documentos técnicos revisados se presentan en la Tabla 11 del Anexo I. Los hallazgos de esta parte de la auditoría se resumen en el Anexo III.

4.2.5.1.- Levantamiento Topográfico La condición inicial de los registros y documentos del levantamiento topográfico de origen no fueron proporcionados por TGP para su revisión, por lo que la revisión general de este concepto está referida a lo indicado en los planos “As-built”, en donde se pueden apreciar los conceptos generales del trazo y perfil sobre el DDV, lo cual considera la disposición natural del terreno, en la parte de la corteza terrestre, para efecto de realizar los levantamientos de planimetría y altimetría, con los detalles de los cambios provocados de su configuración natural, detallando de manera general lomas, cuencas, valles, colinas, quebradas, terrazas, mesetas, de donde se derivan los cruces necesarios a través de ambos ductos, desde las denominadas quebradas, tuberías, ríos, carreteras, terrenos especiales como los bofedales, ondulados, de sierra, de selva, etc., así como los puntos de inflexión para la fabricación de curvas, la realización de obras especiales y los cambios que se fueron dando en función de las condiciones de la ruta elegida y establecida de origen. Adicionalmente, se establecen los cruces de poblados, su densidad de población, con lo cual se pudo definir la clasificación de áreas, necesarias para el diseño del ducto de Gas Natural. Los detalles aplicados con relación a estas actividades y el impacto en el diseño de ambos ductos se evalúan con mayor detalle en los apartados específicos que refieren esos puntos y de las obras especiales. Germanischer Lloyd Industrial Services GmbH, Business Segment Oil and Gas

66 / 428

Reporte No.: GLP/GLM/MEMP/726-07 Rev. 0 Fecha: 2007-10-10

4.2.5.2.- Criterios de Selección de la Ruta Como parte de una de las condiciones establecidas en las bases del Contrato BOOT de TGP, se tenía un determinado corredor, sobre el cual se debía hacer el diseño y construcción de ambos ductos, la evaluación de este concepto y otros, relacionados a este tema, se describen a continuación.

4.2.5.2.1 Selección General Del Corredor Un corredor para ductos, de tres kilómetros de ancho, fue seleccionado previamente por el Gobierno Peruano para el Proyecto Camisea. Este corredor, seleccionado previamente, cruza cerca de 500 Km. de terreno extremadamente difícil en las secciones de la Selva y de la Sierra. La combinación de terreno empinado y montañoso, alta precipitación pluvial y la sismicidad de la selva y las montañas de los Andes impuso un rango de peligros geológicos severos (especialmente el deslizamiento de tierra y la erosión del cauce de los ríos), lo cual limita el número de rutas viables para el ducto dentro del corredor. Por otro lado, las condiciones del desierto, a lo largo del segmento de la Costa, impusieron diversos tipos de peligro geológico (por ejemplo: migración de dunas); pero en general representaron peligros menos importantes para el ducto, tanto en su fase constructiva como en su actual fase de operación y mantenimiento. El corredor de tres kilómetros de ancho para los ductos determinó una restricción general dentro de la cual se le solicitó al contratista escoger y calificar una ruta final para la construcción de los ductos. Se llevó a cabo un proceso de microruteo para definir la ruta real (línea central) dentro del corredor de tres kilómetros de ancho.

4.2.5.2.2 Microruteo El proceso de microruteo comprendía la identificación de la línea central final dentro del corredor, seleccionado previamente, de tres kilómetros de ancho. La identificación de esta ruta final implicaba tomar en cuenta una diversidad de restricciones, tales como aspectos arqueológicos, sociales, del medio ambiente y peligros geológicos. Por otro lado, en la Selva, y parte de la Sierra, las opciones para el establecimiento de la ruta, dentro del corredor de 3 Km. de ancho, estaban severamente restringidos por la naturaleza empinada y de quebradas del terreno. En muchos lugares, la ruta preferida (a lo largo de una estrecha línea de crestas o en forma longitudinal aguas abajo) era la única opción viable dentro del corredor. En términos generales, se han evitado las condiciones más peligrosas y se han hecho esfuerzos para reducir al mínimo los peligros geológicos a lo largo de la ruta de los ductos. El trazado por las crestas y espolones de montaña, utilizado para la mayor parte de la sección de la Selva, es consistente con “Las Mejores Prácticas Internacionales de Ingeniería” para ductos en montaña. Las crestas y los espolones representan ubicaciones topográficas en las cuales el potencial de deslizamiento de tierra es bajo, comparado con las laderas de cerro adyacentes (pendientes del terreno). Como ejemplo, los datos de comportamiento de los Andes Colombianos muestran claramente que los trazos sobre crestas son mucho más seguros que aquellos que cruzan suelo empinado, de laderas (Gasca y Sweeney, 2004). En la sección de la Sierra, el trazado maximiza el uso de crestas, superficies onduladas de mesetas y amplios corredores de valle producidos por acción de los glaciares lo que también es consistente con “Las Mejores Prácticas Internacionales de Ingeniería”. El trazado a lo largo del segmento de la Costa tiene un menor nivel de peligros relacionados y se considera una ruta aceptable. La ruta seleccionada previamente, proporcionada por el Gobierno peruano para los ductos de Camisea, era extremadamente desafiante, pero viable. Sin embargo, dada la naturaleza accidentada del terreno hubo Germanischer Lloyd Industrial Services GmbH, Business Segment Oil and Gas

67 / 428

Reporte No.: GLP/GLM/MEMP/726-07 Rev. 0 Fecha: 2007-10-10

numerosos temas de peligro geológico que necesitaban ser calificados y resueltos durante la fase de microruteo del proyecto. Este requisito no fue cumplido a cabalidad, como se analiza a continuación. Un corredor más amplio, de 5 Km. de ancho, tal como fue solicitado por el contratista, habría podido aumentar las opciones para el microruteo. Sin embargo, debido a la naturaleza del terreno, cambiar la ruta fuera del corredor probablemente habría expuesto la nueva ruta a un rango similar de desafíos de peligro geológico. Además, implementar variaciones de ruta, fuera del corredor de 3 Km. de ancho, habría tenido implicancias significativas en el cronograma del proyecto, que incluirían el requerimiento de estudios geológicos adicionales y un Estudio de Impacto Ambiental (EIA), también adicional, el cual requiere cerca de 6 meses para hacerse, según lo informado. En vista de la longitud del ducto era inevitable que el DDV tendría que cruzar secciones de terreno menos favorables, donde el ducto podría estar expuesto a riesgos significativos de peligro geológico (ensenadas en la cabezas de quebrada y laderas a los lados de los valles en la Selva, terrenos de laderas muy empinadas, laderas a los lados de los valles extremadamente empinados y cañones de río estrechos en la Sierra). En la mayoría de los casos, estos riesgos habrían podido ser minimizados durante el microruteo. Por ejemplo, evitando o cambiando el ángulo de acercamiento en laderas empinadas, incrementando la profundidad de los enterramientos o con la construcción adicional de túneles. Sin embargo, una combinación de factores tales como las restricciones del corredor y la cantidad insuficiente de identificaciones y calificaciones de peligros geológicos, efectuados durante el microruteo, impidieron alcanzar una reducción significativa del riesgo. El equipo de auditoría ha identificado varios hallazgos en relación a la identificación y la calificación de peligros geológicos, los cuales están resumidos en el Anexo III.

4.2.5.2.3 Cronograma de los Estudios Geológicos y Geotécnicos La evaluación de los diferentes temas de peligros geológicos requiere de una considerable inversión en estudios geológicos y geotécnicos antes de comenzar la construcción (Sweeney, 2004). Esto tiene implicancias importantes en el cronograma. No fue razonable para el propietario y contratista esperar que todos los riesgos de peligro geológico, a lo largo de la ruta del ducto de 730 Km., pudieran ser identificados, calificados y atenuados todavía a tiempo para permitir la construcción de los ductos dentro de un período de 36 meses, a partir del momento en que se subcontrata la actividad de diseño, ingeniería, procura, construcción, etc., con la empresa TECHINT, hasta antes de la puesta en operación.El tiempo asignado para investigaciones geológicas fue corto para cumplir con este objetivo, considerando la experiencia de otros proyectos similares. El requerimiento de que el trabajo de campo sólo podía ser emprendido después de haber completado el EIA restringió el tiempo disponible para la investigación geológica y geotécnica. Se informó que el EIA no estaba completo todavía en Septiembre del 2001 (6 meses antes de comenzar la construcción, incluyendo la temporada de lluvias de ese mismo período). “Las Mejores Prácticas Internacionales de Ingeniería” indican que este tipo de trabajo, para ductos en regiones remotas, que cruzan terrenos desafiantes requerirían normalmente de 2 a 3 años de investigación geológica, desde el nivel de reconocimiento general para sustentar la evaluación del corredor hasta las evaluaciones detalladas de peligros geológicos individuales (deslizamiento de tierra, erosión de suelos, peligro sísmico, inestabilidad de los cauces de los ríos), tal como lo informan Lotter (2004) y Hengesh (2004). El tiempo asignado para las investigaciones geológicas previas a la construcción fue corto. El proyecto entró a la fase de la construcción sin una definición clara de los requerimientos para atenuar los riesgos de peligro geológico a lo largo del derecho de vía elegido. Las anteriores observaciones dieron lugar a la generación del Hallazgo No. CAM/GEO/H-L-A/3/002 (ver Anexo III de este informe). Con la información obtenida del “workshop” de los dás 15 y 16 de Agosto, se Germanischer Lloyd Industrial Services GmbH, Business Segment Oil and Gas

68 / 428

Reporte No.: GLP/GLM/MEMP/726-07 Rev. 0 Fecha: 2007-10-10

sustenta la forma en que están vigilando y monitoreando los peligros geológicos, por lo que este hallazgo se cierra.

4.2.5.2.4 Identificación y Calificación de Peligros Geológicos en la Ruta Los problemas relacionados al terreno son raramente imprevisibles, pero pueden permanecer sin ser anticipados debido a una investigación insuficiente en el derecho de vía (Charman, 2004). Los informes geológicos y geotécnicos llevados a cabo para los ductos del Proyecto Camisea (Golder Associates, 2001 y MR Associates, 2002) proporcionaron un nivel de reconocimiento general para la evaluación de los peligros geológicos a lo largo del derecho de vía. Estos son básicamente estudios de factibilidad sobre la base de imágenes satelitales de baja resolución y fotografía en pequeña escala (1: 62,000 en la Selva y 1: 50,000 en las secciones de la Sierra y Costa). Para este tipo de imágenes la densa cobertura de vegetación en la Selva fue una restricción importante para la identificación de peligros geológicos. Sin embargo, los métodos de inspección desde el aire (sistemas de imágenes satelitales), tales como SLAR (Sidelooking Airborne Radar) y LIDAR (Ligth Detection And Radar) son capaces de penetrar la densa vegetación y de descubrir la morfología por debajo de la superficie de la tierra. No fue realista esperar que estos estudios de reconocimiento identificaran y calificaran todos los riesgos importantes de peligro geológico a lo largo de la ruta. Por ejemplo, las características del deslizamiento de tierra ya existente en los KP 8 + 850 y KP 126, y el gran deslizamiento de tierra que produjo el huayco en el KP 185, los cuales no fueron identificados por los estudios geológicos y geotécnicos. Sin embargo, las conclusiones de estos estudios claramente definieron los potenciales problemas de deslizamiento de terreno en la Selva y la necesidad de más trabajo detallado. Todos los incidentes involucrando deslizamientos de terreno pudieron haber sido previstos si se hubiesen llevado a cabo suficientes investigaciones detalladas para identificar los deslizamientos de tierra activos pre-existentes. Las condiciones en todos los sitios de fallas inducidos por deslizamientos de terreno eran características del rango de problemas que pudieron haber sido anticipados en el terreno que se encontró en las secciones de la Selva y de la Sierra. Hay una extensa experiencia en el sector de fallas de ductos causadas por estos tipos de deslizamientos de terreno. Por ejemplo, los problemas encontrados en los KP 125-126 fueron causados por movimientos dentro de un deslizamiento de terreno pre-existente. Este tipo de deslizamiento de terreno tiene formas características de superficie, que pueden ser reconocidas por especialistas experimentados en deslizamientos de terreno y que pueden ser registrados utilizando las técnicas de cartografías geomorfológicas. Esto ha sido realizado por ingenieros civiles por más de 30 años y se ha convertido en la mejor práctica en la industria del aceite y del gas en la década pasada, incluso en áreas densas de vegetación. Las anteriores observaciones dieron lugar a la generación del Hallazgo No. CAM/GEO/H-L-A/1/001 (ver Anexo III de este informe). Con la información obtenida del “workshop” de los dás 15 y 16 de Agosto, se sustenta la forma en que están vigilando y monitoreando los peligros geológicos, por lo que este hallazgo se cierra.

4.2.5.2.5 Evaluación del Riesgo de Peligros Geológicos en la Ruta Los métodos de evaluación de riesgo son ampliamente utilizados para sustentar la selección de la ruta de ductos, incluyendo, tanto los métodos cualitativos como los cuantitativos (Lee y Charman 2004; García–López y Amórtegui, 2004; Porter, 2004). Los estudios geológicos y geotécnicos realizados para el Proyecto Camisea presentan una visión de conjunto cualitativa de los riesgos de peligro geológico a lo largo de la ruta o corredor designado para la construcción de ambas líneas, calificando cada sección como de “alto riesgo”, Germanischer Lloyd Industrial Services GmbH, Business Segment Oil and Gas

69 / 428

Reporte No.: GLP/GLM/MEMP/726-07 Rev. 0 Fecha: 2007-10-10

“riesgo moderado” y “bajo riesgo”. Este método es apropiado para definir las zonas más críticas a nivel de estudio de factibilidad, pero no es adecuado para definir y priorizar riesgos a un nivel suficiente para sustentar la construcción de los ductos. Por ejemplo, la sección que abarca el KP 8+ 850 se clasificó como área de “bajo riesgo”. La anterior observación dio lugar a la generación del Hallazgo No. CAM/GEO/H-L-A/3/002 (ver Anexo III de este informe). Con la información obtenida del “workshop” de los dás 15 y 16 de Agosto, se sustenta la forma en que están vigilando y monitoreando los peligros geológicos, por lo que este hallazgo se cierra. Los estudios geológicos y geotécnicos fallaron en identificar la importancia relativa de los peligros geológicos específicos. Las Mejores Prácticas Internacionales de Ingeniería reconocen que en terreno montañoso los deslizamientos de tierra constituyen el tema predominante de mayor riesgo. Para minimizar los riesgos de peligro geológico se requiere una evaluación detallada de los peligros de deslizamiento de tierra. Este punto no fue comprendido totalmente o visualizado del todo por el equipo de diseño del proyecto durante el período anterior al inicio de la construcción o durante ella. Por ejemplo, mientras que los estudios de cruces de ríos y cruces de fallas geológicas fueron encargados a terceros y llevados a cabo, no se realizó ninguna evaluación de peligros de deslizamiento de tierra. Los estudios geológicos y geotécnicos no dieron ninguna indicación de la naturaleza y escala de investigaciones adicionales necesarias para minimizar los riesgos de deslizamiento de tierra.

4.2.5.2.6 Resumen de la Selección de Ruta En resumen, la selección de ruta y las investigaciones del microruteo identificaron un trazado que era viable a través de este terreno extremadamente desafiante. Mientras la Mejor Práctica Internacional fue seguida, maximizando la utilización de crestas y espolones de montaña, especialmente en la Selva, insuficiente tiempo y recursos fueron puestos a disposición, sin embargo, para evaluar totalmente, antes de la construcción, los riesgos de peligro geológico que habrían sido esperados a lo largo del derecho de vía. Como resultado de esto, muchos problemas permanecieron sin ser previstos antes de la construcción, algunos de los cuales, posteriormente, condujeron a roturas en el ducto de Líquidos de Gas Natural, combinado con otros factores propios de la construcción y diseño. En cada uno de los puntos de rotura, que fueron relacionados con problemas geológicos, los peligros geológicos podrían haber sido previstos y atenuados si se hubieran llevado a cabo estudios geológicos y geotécnicos más detallados antes del inicio de la construcción.

4.2.5.2.7 Estudio de Impacto Ambiental El Estudio de Impacto Ambiental (EIA) fue realizado por la empresa Walsh Perú S.A., en el año 2001, en él se evaluaron todas las etapas del proyecto, desde la evaluación de alternativas en el trazo del gasoducto, que va desde Las Malvinas (Camisea) hasta Lurín (Lima), como en el oleoducto desde el mismo punto de inicio y hasta la Costa del Pacifico en Loberías. La construcción del proyecto se llevó acabo de Marzo de 2002 a Agosto de 2004. El gaseoducto inició operaciones comerciales en Septiembre de 2004. A la fecha se han tenido 6 incidentes que han afectado principalmente el suelo y agua debido a la ruptura de la tubería en diferentes tramos, como se enuncia a continuación: Fecha 22/12/2004 29/08/2005

Tramo DUCTO DE LGN KP 8+800. DUCTO DE LGN - KP 220+650.

Cantidad fugada 42.7 m3 N.D. (Tres manchas de aprox. 2 m x 0.5 m).

Impactos Suelo Suelo

Germanischer Lloyd Industrial Services GmbH, Business Segment Oil and Gas

70 / 428

Reporte No.: GLP/GLM/MEMP/726-07 Rev. 0 Fecha: 2007-10-10 Fecha 16/09/2005

Tramo DUCTO DE LGN - KP 200+700.

Cantidad fugada N.D. (105 m de largo)

24/11/2005 04/03/2006

DUCTO DE LGN - KP 50+900. DUCTO DE LGN KP 126.

N.D. 661.42 m3 de LGN.

02/04/2007

DUCTO DE LGN Kp 125 +487

N.D

Impactos Afectación de suelo, agua y vegetación. 180 pobladores evacuados. Suelo y Agua Afectación de suelo, cursos de agua y vegetación. Suelo

N.D..- Información no disponible

Tabla 4.2.5.2.7.1 – Sumario de incidentes ocurridos

Todos estos incidentes fueron atendidos por TGP, las áreas fueron saneadas mediante la aplicación del Plan de Contingencias y planes de saneamiento y remediación de las áreas afectadas. a) Evaluación del Estudio de Impacto Ambiental (EIA) El EIA se realizó de acuerdo a los lineamientos y metodologías aceptadas localmente e internacionalmente, desde el levantamiento ambiental y social, la identificación de impactos, la emisión de medidas preventivas correctivas y de mitigación, incluyendo planes y procedimientos para realizar estas medidas o acciones. Para la identificación de los impactos se utilizaron matrices, en las que se contemplan todas las etapas del proyecto y sus distintas operaciones; así como los aspectos ambientales que pueden ser afectados. La identificación es adecuada y completa. El EIA considera los riesgos de contaminación del suelo y agua durante la operación de los ductos, clasificándolos como impactos negativos indirectos, con una severidad “Muy poco significativos”, significación baja (0.38) y clasificada como de muy baja probabilidad de ocurrencia. Pero esta identificación no considera el riesgo de ruptura o perforación de alguna parte de la tubería que provoque el derrame de los hidrocarburos, aunque sí considera el deterioro de la tubería debido a la corrosión, la cual se puede presentar debido a las características del clima, tipo selva o bosque tropical, donde la humedad es alta, lo cual puede verse acelerado en función de los materiales y construcción de todos los componentes del sistema, así como la carencia o poco mantenimiento que se le esté dando al mismo. Al respecto, es conveniente mencionar que estos aspectos no dependen del EIA. Por otro lado, se evalúan los impactos SOCIALES de cada una de las regiones, Costa, Selva y Sierra. De acuerdo a la metodología descrita en el informe, se hicieron entrevistas, levantamientos poblacionales en sitio y a través de cartografía, recopilación de documentación bibliográfica y también, se formaron grupos de interés, con el desarrollo de talleres para explicar el proyecto y recibir inquietudes e ideas. A partir de estos análisis, el estudio señala el establecimiento de un Plan de Manejo Ambiental, el cual incluye una serie de planes particulares, tales como preventivo, correctivo y de mitigación, de relaciones comunitarias, de manejo de desechos, de monitoreo, de capacitación ambiental, de contingencias y de cierre y abandono. En el informe presentado, no se incluyeron los planes de relaciones comunitarias, de monitoreo, de capacitación ambiental y de cierre y abandono, por lo que se desconoce si estos existen y además se desconoce si todos estos planes se están aplicando, por lo cual es recomendable elaborar un Programa de Verificación del cumplimiento de cada uno de estos planes. El informe presentado, también incluye las medidas requeridas por el contratista para prevenir o reducir los impactos, a través de un Plan de Prevención, Corrección y/o Mitigación Ambiental, en este plan se establecieron tablas donde se indica para cada impacto la medida a realizarse, con un objetivo, período de realización (Temporalidad), lugar o área donde se aplicará, monitoreo (seguimiento) y quien será responsable. Al respecto, es recomendable que en la columna de temporalidad se incluyera la frecuencia de aplicación, como es en el caso de mantenimientos, limpiezas de áreas, entre otros, con el fin de tener un control más Germanischer Lloyd Industrial Services GmbH, Business Segment Oil and Gas

71 / 428

Reporte No.: GLP/GLM/MEMP/726-07 Rev. 0 Fecha: 2007-10-10

estricto de las acciones para su aplicación. Asimismo, en el caso del monitoreo es conveniente especificar, con mayor detalle, cuales son las tareas o actividades a revisar o supervisar, ya que al estar muy abierto el punto, se crea confusión en el responsable y se pierde la supervisión y el seguimiento. En el caso de prevenir incendio, las acciones establecidas son correctivas, por lo que se recomienda establecer medidas preventivas, ya que las afectaciones en caso de un incendio pueden ser muy altas. En el caso de campamentos temporales, solo se establece como medida preventiva el colocar un sistema de contención para los almacenamientos de combustibles; sin embargo, es recomendable que también se incluyan medidas como colocación de letrinas, medidas para la recolección de basura, limpieza de aceite de maquinarias y vehículos, entre otros, ya que estos campamentos temporales se siguen presentando, principalmente en las actividades de mantenimiento. También, es recomendable que dentro de las medidas de prevención se contemple un estricto programa de mantenimiento preventivo de equipos, tuberías, dispositivos de seguridad y emergencia, en el cual se contemple todos los componentes del sistema, y se verifique su cumplimiento y en su caso se ajusten la frecuencia de aplicación, dadas las condiciones del clima y de las especificaciones de los equipos y materiales de construcción. Sobre todo para evitar un deterioro de tuberías, ya que de lo contrario aumenta el riesgo y la probabilidad de ocurrencia de rupturas y fugas de hidrocarburos con sus consecuentes impactos negativos al ambiente, especialmente al suelo, vegetación y agua, lo que también aumenta el riesgo de incendios. El estudio establece como medida, en el Transporte del GN y LGN, para disminuir el riesgo de incendios forestales, la instalación de un equipo de detección y supresión de incendios, durante la etapa de operación y en todo el DDV de los ductos; al respecto se desconoce si esta medida fue aplicada, pero se considera que esta medida es incosteable y no factible, para lo cual es mejor tener medidas preventivas que eviten las fugas o explosiones de los ductos, como es la aplicación de un debido programa de mantenimiento preventivo y predictivo, que dictamine la vida útil de los materiales y equipos, entre otros. En el caso de los resultados de la evaluación de aspectos Sociales, aunque el estudio profundizó en las percepciones de las preocupaciones de las poblaciones cercanas, es recomendable integrar un programa para dar pláticas y realizar simulacros de emergencias ambientales, como incendios, fuga o derrame de hidrocarburos, incluyendo a las comunidades cercanas a las estaciones de bombeo y cercanas al paso del ducto. Es importante mencionar que en las intervenciones de visita a sitio se ha comentado esto, expresando el personal de COGA-Techint, que se vienen dando las pláticas a la comunidad, sugiriendo contar con evidencias de las mismas, con el fin de acreditar y demostrar estas actividades contempladas en los planes presentados. El plan de contingencias es un documento que provee los procedimientos generales de cómo actuar en caso de presentarse algún siniestro, como es el caso de los eventos que se han presentado en el año 2006, con derrames de LGN. Adicionalmente, el estudio presenta los procedimientos específicos de actuación y responsabilidades en los eventos que pudieran presentarse. En ninguno de los reportes de incidentes se han registrado las causas del accidente, para lo cual es de suma importancia establecer y aplicar un procedimiento de investigación del siniestro, en el que se concluyan las causas de las rupturas de las líneas, con el fin de tomar medidas preventivas adecuadas y a tiempo, antes de que se pueda provocar un accidente mayor. b) Conclusiones En conclusión el estudio del EIA, del Proyecto Camisea-Lima, contempla todas las etapas del proyecto, realiza adecuadamente la identificación de impactos ambientales y sociales mediante metodologías Germanischer Lloyd Industrial Services GmbH, Business Segment Oil and Gas

72 / 428

Reporte No.: GLP/GLM/MEMP/726-07 Rev. 0 Fecha: 2007-10-10

reconocidas internacionalmente, así mismo establece las medidas de prevención, corrección y mitigación de los mismos, y hace referencia a los planes, programas y procedimientos requeridos para dar seguimiento y atención a los factores ambientales y sociales que están siendo impactados. Sin embargo, es conveniente reforzar el programa de medidas preventivas en las que se refuercen aspectos de mantenimiento, seguridad, capacitación y comunicación, para evitar impactos negativos sobre el ambiente y las comunidades vecinas.

4.2.5.3.- Criterios para la Clasificación de la Localización de Áreas En la evaluación de este concepto, el cual aplica solo para el ducto de Gas Natural, se ha podido constatar la aplicación de las Clases de Localización establecidas por el ASME B31.8, observando que los criterios de clasificación aplicados como Clase 1 División 2, Clase 2 y Clase 3 han estado definidos en función de la ocupación habitacional sobre el DDV a lo largo del Gasoducto, lo cual se considera muy conservador, por lo que puede cubrir el crecimiento demográfico en el futuro, en donde haya asentamientos humanos, sin que sea necesario cambiar la clase de localización. Así, los puntos analizados y que se reflejan como Clase 3, con un factor de diseño de 0.5, son: Clase 3 – Factor de Diseño 0.5 Sitio o Referencia KP-Inicio KP-Final Longitud (Km) Aguas abajo del ducto después del Río Manugali 91.190 91.560 0.370 Aguas abajo del ducto después del Río Alfarpampa 2 209.175 209.882 0.707 Pueblo Huayllaura 215.811 216.880 1.069 * 266.794 267.688 0.894 Cruce de Vía Libertadores 480.564 482.195 1.631 Cruce de Río Pisco, Cruce de Vía Libertadores 494.568 495.833 1.265 Se refiere área de Muro y Zanja, Río Pisco, Libertadores 505.281 505.693 0.412 * Río Pisco, Vía Libertadores 511.159 511.959 0.800 Vía Panamericana, Canal, Camino 616.188 617.666 1.478 Cercana a Vía Panamericana, Caminos, Canal 670.107 674.169 4.062 Total 12.688 NOTA:

Plano 2794-L-AS-10-013 2794-L-AS-10-030 2794-L-AS-10-031 2794-L-AS-10-038 2794-L-AS-10-068 2794-L-AS-10-070 2794-L-AS-10-071 2794-L-AS-10-072 2794-L-AS-10-087 2794-L-AS-10-095

* No se observa nomenclatura alguna en el plano que indique la razón por la que se da Localización como Clase 3. Al parecer a los cruces de ríos principales y carreteras se les ha dado la condición de Clase 3, para su diseño.

Tabla 4.2.5.3.1 – Zonas Clase 3

Los lugares que se observan como Clase 2, con un factor de diseño de 0.6, son: Sitio o Referencia

Clase 2 – Factor de Diseño 0.6 KP-Inicio KP-Final Longitud (Km)

Vía Chiquintirca, Vía Chaco Vía Huamanga-Matara, Canal de Irrigación Pasando XV10010, Río Vinchos, Vía Libertadores Río Matagente Vía Calera a Tubería aguas negras Vía Panamericana, Canal, Zona Inundable Cruce de Vía Panamericana Antigua Cruce Vía Mala y Río Mala * NOTA:

230.120 267.688 307.339 554.168 557.516 606.659 668.376 675.630 702.993 Total

231.427 270.236 318.926 555.796 559.408 608.965 670.107 677.064 705.168

1.307 2.548 11.587 1.628 1.892 2.306 1.731 1.434 2.175 26.608

Plano 2794-L-AS-10-033 2794-L-AS-10-038 2794-L-AS-10-043, 044 y 045 2794-L-AS-10-078 2794-L-AS-10-079 2794-L-AS-10-086 2794-L-AS-10-094 y 095 2794-L-AS-10-096 2794-L-AS-10-099 y 100

* No se observa nomenclatura alguna en el plano que indique la razón por la que se da Localización como Clase 2.

Tabla 4.2.5.3.2 – Zonas Clase 2 Germanischer Lloyd Industrial Services GmbH, Business Segment Oil and Gas

73 / 428

Reporte No.: GLP/GLM/MEMP/726-07 Rev. 0 Fecha: 2007-10-10

Además, los cruces especiales, ríos, ensambles de válvulas principales deben reflejar un factor de diseño de 0.6 en las Localizaciones de Clase 1, lo cual no es reflejado de esa manera en los planos “as-built”. Por otra parte, se observa que los ductos, al no haber sido construidos simultáneamente, lo cual no es conforme a lo establecido en los contratos BOOT, reflejan cruces de tubería entre ellos mismos. Los códigos aplicables consideren dichos cruces como obra especial, requiriéndose una ingeniería para cada cruce. TGP no presentó evidencias de estas ingenierías. Ver hallazgo No: CAM/ING/AVI/2/001 en el Anexo III. Por otra parte estos cruces necesitan una excavación a más profundidad, condición que tampoco se refleja adecuadamente en los planos “as-built” correspondientes. Por ejemplo podemos citar el cruce que se da en el Km 18+877.13, referido en el plano 2794-L-AS-1003 Rev. 2 del ducto de GN, el cual refleja una profundidad de 1.90 m, y el punto correspondiente con el ducto de LGN se da en el plano 2794-L-AS- 5003 Rev. 4, y refleja una profundidad de 2.10 m, lo cual no es congruente debido al diámetro de las líneas.

4.2.5.4.- Consideración de Accidentes Topográficos Las consideraciones de los accidentes topográficos, se ha visto reflejada en cada uno de los planos proporcionados, los cuales corresponden a la versión de planos “As-built”, en los mismos se muestra la condición de su ubicación, el área que abarca dentro del DDV y las condiciones en que finalmente se realizó la actividad de la construcción de ambas líneas, en algunos casos se establecieron recomendaciones sobre los mismos en los estudios previos al desarrollo de la Ingeniería del proyecto. Algunas de estas condiciones fueron atendidas de acuerdo con “Las Mejores Practicas Internacionales de Ingeniería”; sien embargo, existen puntos críticos que están reflejando su alto riesgo y su inestabilidad en el terreno, por lo que los estudios y las medidas aplicadas no fueron suficientes. Como se ha venido indicando, algunas condiciones de alto riesgo no fueron consideradas del todo, o los estudios no tuvieron la profundidad y el tiempo necesario para poder apreciar todas las condiciones requeridas y que ameritaban una mayor atención en el propio diseño, en la construcción y en las actuales condiciones de mantenimiento, con el objeto de evitar filtraciones de agua o erosiones en el DDV que ponen en riesgo la estabilidad del terreno en esos accidentes topográficos, lo cual se expresa en parte de los apartados que se desarrollan enseguida.

4.2.5.5.- Estudios Geotécnicos y Estabilidad de Suelos Siendo uno de los temas de mayor repercusión en la condición de los incidentes que se han tenido en el Sistema de Transporte de Líquidos de Gas Natural; sin embargo, es importante hacer notar que el ducto de GN no ha sufrido, hasta el momento, ninguna falla, no obstante estar sometido a deslizamientos de terreno similares, lo cual se debe a la condición de su diseño, en el que se determinó utilizar un mayor diámetro y espesor, lo que le permite soportar mayores esfuerzos, pero con el tiempo y si siguen habiendo más deslizamientos de terreno se puede llegar a una falla en este ducto, por lo que las actividades de remediación y mitigación que impacten al ducto de GN están favoreciendo la disminución del riesgo. A continuación se describen varios de los conceptos analizados y evaluados en la construcción de ambos Sistemas.

4.2.5.5.1.- Áreas de Peligro de Deslizamiento de Tierra Con base a lo anterior, el personal especialista de GL ha detectado algunas anormalidades en las actividades de origen relacionadas con la clasificación de Áreas de Peligro de Deslizamiento de Tierra, de acuerdo con lo siguiente. Germanischer Lloyd Industrial Services GmbH, Business Segment Oil and Gas

74 / 428

Reporte No.: GLP/GLM/MEMP/726-07 Rev. 0 Fecha: 2007-10-10

a) Identificación de los Deslizamientos de Tierra Los deslizamientos de tierra constituyen el factor de riesgo predominante en terreno montañoso y tienen la mayor incidencia en el riesgo total de peligros geológicos a lo largo de la sección de la ruta del ducto en este tipo de terreno. La elaboración de un inventario de deslizamientos de tierra ya existentes (tanto activos como inactivos) y de lugares de posibles deslizamientos de tierra en el futuro, es un punto esencial de arranque para minimizar los riesgos de deslizamiento de tierra. Sin embargo, el proyecto entró a la fase de construcción sin un inventario confiable de las características de los deslizamientos de tierra a todo lo largo del DDV, que incluyeran huaycos y flujos de detritos canalizados. La anterior observación dio lugar a la generación del Hallazgo No. CAM/GEO/H-L-A/1/003 (ver Anexo III de este informe). Con la información obtenida del “workshop” de los dás 15 y 16 de Agosto, se sustenta la forma en que están vigilando y monitoreando los peligros geológicos, por lo que este hallazgo se cierra. Como ya se ha descrito anteriormente, esto fue un resultado directo de los estudios geológicos y geotécnicos limitados llevados a cabo antes de y durante el microruteo. Una importante limitación de estos estudios fue confiarse en imágenes satelitales LANDSAT de baja resolución escala (1: 100,000) y fotografía aérea en pequeña escala (1: 50,000 y 1: 62,000) para identificar las características de los deslizamientos de tierra. Sólo las características más grandes de un deslizamiento de tierra serían detectadas a partir de estas imágenes y fotografías (Ver Figura 4.2.5.5.1.2; Soeters y Van Western, 1996; Sweeney, 2004). Muchos de los deslizamientos de tierra potencialmente problemáticos se encuentran, por regla general, en el rango de 50 a 500 metros de ancho. Mirando la Figura 4.2.5.5.1.2, era necesario haber usado imágenes de alta resolución como IKONOS o SPOT para poder tener suficiente resolución e identificar todos los deslizamientos de tierra que podrían afectar el derecho de vía. La resolución de las imágenes LANDSAT no es suficiente para mapear con éxito las características de los deslizamientos de tierra de la magnitud que existen en el área del proyecto. La escala de la fotografía aérea también limita la capacidad para reconocer las características de un deslizamiento de tierra de magnitud pequeña a moderada en el terreno. Como se indica en la Tabla 4.2.5.5.1.1, era necesario utilizar fotografía a escala 1: 5,000 a 1: 10,000 para poder identificar características de deslizamientos de tierra que fueran de 20 a 75 m de ancho, similares al tamaño de las características en KP 8 + 850 y en KP 126. Tamaño del Deslizamiento (m) < 20 20 – 75 > 75

Escala de la Fotografía Aérea 1 : 20,000 1 : 10,000 1 : 5,000 Menos adecuada Menos adecuada Útil Menos adecuada a uso limitado Uso limitado a útil Muy útil Uso limitado a útil Útil Muy útil

Tabla 4.2.5.5.1.1 - Adecuación Relativa de las Diferentes Escalas de Fotografía Aérea en la Identificación de Deslizamientos de Tierra (Soeters y Van Western, 1996)

Las implicaciones fueron observadas por los problemas no previstos de deslizamiento de tierra en el KP 8 + 850 y KP 185. Esta situación es probable que se repita en otros lugares de la Selva y partes de la Sierra. En el KP 126 (anteriormente KP 114) se identificaron escarpas a la espalda de un deslizamiento de tierra en las hojas de trazado geológico (Golder, hoja C-06; alrededor de KP 114-115). Sin embargo, estas características de deslizamiento de tierra no fueron identificadas como que cruzaran la ruta. El énfasis de los estudios geológicos y geotécnicos fue puesto en los deslizamientos de tierra activos. No hubo evidencia alguna que reflejara la evaluación de la reactivación de deslizamientos de tierra antiguos, donde podrían ocurrir nuevos deslizamientos durante toda la vida del ducto (por ejemplo: como resultado de

Germanischer Lloyd Industrial Services GmbH, Business Segment Oil and Gas

75 / 428

Reporte No.: GLP/GLM/MEMP/726-07 Rev. 0 Fecha: 2007-10-10

terremotos o fuertes lluvias por el fenómeno de “El Niño”). Este tipo de ocurrencia de deslizamiento de tierra es un proceso importante en regiones montañosas. b) Identificación y Calificación de Deslizamientos de Tierra Las opciones para minimizar el riesgo de deslizamiento de tierra a lo largo del DDV comprenden el evitamiento de los mismos, la estabilización y el monitoreo. La opción más apropiada será generalmente determinada por medio de la calificación de los movimientos de tierra que podrían ocurrir y que representan una amenaza para los ductos. Sin embargo, antes del inicio de la construcción, había una comprensión pobre del potencial de movimientos de tierra que afectarían el DDV. En los estudios geológicos y geotécnicos, las áreas de deslizamiento de tierra fueron calificadas como activas o antiguas (no–activas) según la apreciación del equipo de geólogos en el mismo campo. M & R informó que los deslizamientos de tierra activos fueron evitados, mientras que los deslizamientos antiguos no fueron considerados como peligros para el ducto. La construcción de ductos a través de antiguos deslizamientos de tierra fue considerada como algo aceptable. Las anteriores observaciones dieron lugar a la generación del Hallazgo No. CAM/GEO/H-L-A/3/004 (ver Anexo III de este informe). Con la información obtenida del “workshop” de los dás 15 y 16 de Agosto, se sustenta la forma en que están vigilando y monitoreando los peligros geológicos, por lo que éste se cierra.

Tamaño del Deslizamiento (m)

10000

1000

Alta Probabilidad de Éxito 100 Éxito Improbable

10 IKONOS

SPOT

LANDSAT

1 0.1

10 1 Resolución Espacial de Imágenes

100

Tabla 4.2.5.5.1.2 - Escala de Imágenes Satelitales y Reconocimiento de Deslizamientos de Tierra (Sweeney, 2004). Note que el mínimo tamaño de deslizamiento de tierra que tiene alta probabilidad de ser reconocido en las imágenes LANDSAT es de 1,000 m. Un deslizamiento de 50 m de ancho (KP 8 + 850) podría ser reconocido solamente en imágenes IKONOS.

Estas opiniones acerca de la actividad de los deslizamientos de tierra no estaban sustentadas por los resultados del monitoreo de superficie. A consecuencia de esto, antiguos deslizamientos de tierra, de movimiento lento, fueron cruzados por el ducto, sin ninguna medida de atenuación (trabajos de estabilización o diseño del ducto según la deformación soportada, como se analiza con mayor detalle a continuación). La falla en reconocer que el movimiento lento del suelo ocurre en muchos deslizamientos y taludes coluviales empinados conduce a que la tubería está siendo expuesta a mayores riesgos que en el caso en que se hubieran evitado. Por ejemplo, de acuerdo con el especialista geotécnico del proyecto, Dr. M. García, en cuanto a las características de los deslizamientos de tierra en los KP 8 + 850, KP 126 y KP 200 + 750, se cree que todos se habían estado moviendo (activos), antes del inicio de la construcción y de los incidentes de falla mecánica del ducto. En el KP 126, Golder (2001), calificó a los deslizamientos de tierra como antiguos y estables. Germanischer Lloyd Industrial Services GmbH, Business Segment Oil and Gas

76 / 428

Reporte No.: GLP/GLM/MEMP/726-07 Rev. 0 Fecha: 2007-10-10

No fue comprendido que los deslizamientos de tierra antiguos (“no–activos”), conservan el potencial de reactivación episódica (por ejemplo, durante períodos de fuerte lluvia) o pueden ser reactivados por los efectos de actividades de construcción. Los temas típicos de construcción comprenden la colocación de relleno hacia la cabeza de una pendiente del deslizamiento de tierra o cavar una zanja a través de material inestable. Estos pueden haber sido factores que contribuyeron al movimiento de los deslizamientos de tierra en los KP 8 + 850 y KP 126. c) Diseño: Mejoramiento de la Estabilidad de las Laderas Los riesgos de deslizamiento de tierra podrían haberse reducido al mínimo durante la construcción por medio del diseño y la implementación de medidas de mejoramiento de la estabilidad. Sin embargo, no hubo un programa sistemático de trabajos para mejorar la estabilidad de los deslizamientos de tierra ya existentes, o de las laderas poco estables a lo largo de la ruta. Como resultado de esto, el ducto estuvo expuesto a movimientos de tierra no previstos que contribuyeron a los incidentes en los KP 8 + 850, KP 126, KP 200 + 750 y el movimiento en el KP 185 que no se informó como incidente. Se llevaron a cabo mejoras de estabilidad en lugares donde los problemas se volvieron evidentes durante la construcción. Por ejemplo, en el KP 200 (Toccate) fue implementada una diversidad de medidas de mejoramiento en un esfuerzo para controlar los problemas de inestabilidad de la ladera que inicialmente se hicieron evidentes en febrero del 2004. Estas medidas resultaron ser inefectivas, hasta que, finalmente, el ducto de LGN sufrió una falla mecánica en setiembre del 2005 debido a un movimiento de tierra. Desde entonces se ha construido un túnel para evitar pasar por esta sección inestable. Las anteriores observaciones fueron complemento de la generación del Hallazgo No. CAM/GEO/H-L-A/3/004 (ver Anexo III de este informe). Con la información obtenida del “workshop” de los dás 15 y 16 de Agosto, se sustenta la forma en que están vigilando y monitoreando los peligros geológicos, por lo que este hallazgo se cierra. d) Ingeniería Especial para áreas con Peligro de Deslizamiento de Tierra El medio más efectivo para atenuar los peligros de deslizamiento de tierra es evitar el trazado de la ruta del ducto a través de zonas con peligro potencial de deslizamiento de tierra. Esto, por supuesto, requiere que los estudios del proyecto identifiquen apropiadamente tanto los deslizamientos de tierra activos, así como las zonas marginales que podrían volverse activas en el futuro. A pesar del objetivo primordial de evitamiento, a veces es imposible evitar cruzar terreno con peligro potencial de deslizamiento de tierra, especialmente en regiones montañosas con pendientes empinadas generalizadas. En tales casos, la primera línea de defensa consiste, por lo común, en instalar drenaje para bajar el nivel freático en la pendiente y reducir la fuerza impulsora en el deslizamiento o, en situaciones extremas, construir estructuras con principios de ingeniería para proporcionar resistencia adicional contra los movimientos. Segundo, el monitoreo utilizando técnicas visuales, indicadores de superficie, inclinómetros, piezómetros, fotografía aérea, etc., todos estos, normalmente se hacen para proporcionar una señal temprana del deslizamiento de tierra de manera que puedan ser tomadas medidas de atenuación. En situaciones raras, quizás sea posible diseñar el cruce del ducto con suficiente resistencia, ductibilidad y soldaduras de resistencia superior a la del ducto, de tal forma que el ducto pueda resistir la fuerza de arrastre inducida por el movimiento de tierra alrededor del ducto (tierra muy blanda), o el ducto puede ser diseñado de tal forma que pueda soltarse de su zanja, permitiendo que el deslizamiento pase por debajo del ducto. Hay muy poca experiencia de diseño relacionada con estos enfoques metodológicos, pero ha habido ejemplos de gasoductos/oleoductos soltándose de la masa del deslizamiento de tierra sin que se haya producido rotura. En los casos conocidos por los auditores, los comportamientos de los ductos que se han soltado son atribuidos más a las coincidencias y a la suerte antes que a un diseño de ingeniería específico para el lugar.

Germanischer Lloyd Industrial Services GmbH, Business Segment Oil and Gas

77 / 428

Reporte No.: GLP/GLM/MEMP/726-07 Rev. 0 Fecha: 2007-10-10

Si se debe cruzar un deslizamiento de tierra potencialmente activo, entonces el primer objetivo debería ser limitar el movimiento a uno del tipo de movimiento de reptación de terreno que se desarrollará lentamente al transcurrir el tiempo; para evitar situaciones en las cuales el deslizamiento de tierra pueda moverse en forma catastrófica sin señales de advertencia. Debería reconocerse que si un deslizamiento de tierra empieza a moverse lentamente y continúa moviéndose, es sólo cuestión de tiempo para que los desplazamientos se vuelvan suficientemente grandes para provocar una rotura del ducto. Dependiendo de circunstancias geotécnicas y del medio ambiente, el deslizamiento de tierra puede moverse cuesta abajo en forma lenta por unos pocos años, o incluso décadas, antes de que ocurra una rotura en el ducto. En este escenario, es importante que el ducto sea diseñado para resistir grandes movimientos antes de la rotura y para poder dar señales de advertencia, anticipadamente, de una falla mecánica incipiente, mucho antes de que las deformaciones en el ducto alcancen niveles donde la rotura es probable. En otras palabras, el objetivo es que la tubería se acomode a un grado de deslizamiento suficiente para proporcionar un aviso temprano antes de la rotura. La metodología para optimizar la mayor capacidad de desplazamiento de los ductos bajo PGD, tales como los deslizamientos de tierra, consiste en un diseño especial de ingeniería para asegurar la tenacidad, ductibilidad, resistencia a la fractura y calidad de construcción; análisis de elementos finitos no lineales; límites de deformación en tensión y compresión más allá del punto de cedencia; y atención especial para que la resistencia de la soldadura supere a la del ducto y se obtenga una alta calidad en la soldadura. Debido a que en los estudios previos y en el diseño, el Proyecto Camisea falló en reconocer que los deslizamientos de tierra ya existentes, aparentemente inactivos, representaban un peligro para la integridad estructural de los ductos y no se dieron los pasos para proporcionar capacidad estructural adicional al ducto en áreas con deslizamiento de tierra potencial. En otras palabras, no se ha informado o documentado diferencias en el diseño de ingeniería o en la construcción del ducto a través de las áreas con deslizamiento de tierra. Por lo tanto, si el ducto experimenta movimientos de tierra similares a los ocurridos en los KP 8 + 850, KP 126 + 050 y KP 200 + 750, entonces sería razonable esperar fallas mecánicas similares en movimientos de tierra relativamente pequeños. Desde que ocurrieron estas fallas mecánicas, el Proyecto Camisea ha hecho amplios esfuerzos para monitorear áreas potencialmente peligrosas, y esto debería continuar porque los ductos, tal y como fueron construidos, tienen sólo una capacidad reducida de asimilar movimientos de suelo. Las anteriores observaciones fueron complemento de la generación del Hallazgo No. CAM/GEO/H-L-A/1/003 (ver Anexo III de este informe). Con la información obtenida del “workshop” de los dás 15 y 16 de Agosto, se sustenta la forma en que están vigilando y monitoreando los peligros geológicos, por lo que este hallazgo se cierra.

4.2.5.5.2.- Erosión de Superficie De igual manera, el personal especialista de GL ha detectado algunas anormalidades en las actividades de origen relacionadas con la Erosión de Superficie, de acuerdo con lo siguiente. a) Identificación La erosión a lo largo del derecho de vía durante la construcción e inmediatamente después de ella puede impedir el trabajo de restauración, poner al descubierto los ductos y causar daños significativos de degradación en el terreno. El potencial para una erosión severa de superficie fue reconocido en los estudios geológicos y geotécnicos. Por ejemplo, el informe de Golder Associates (2001) clasificó el peligro de erosión en cada sección de la ruta en “alto”, “medio”, y “bajo”. Sin embargo, en sectores menores de 10 Km. (KP 6668; KP 80-83; KP 162-166), de la sección Selva, fueron considerados como de alto nivel de peligro de erosión. Ésta fue una subestimación significativa del impacto de abrir y despejar el DDV en un ambiente de selva y de actividades de construcción. Germanischer Lloyd Industrial Services GmbH, Business Segment Oil and Gas

78 / 428

Reporte No.: GLP/GLM/MEMP/726-07 Rev. 0 Fecha: 2007-10-10

b) Calificación La gravedad de la erosión depende de la cantidad de material proporcionado por el desprendimiento y la capacidad del agua que fluye, o del viento, de llevarlo. El diseño eficiente y la implementación de medidas de control de erosión requieren una evaluación realista del daño probable por erosión. La “Mejor Práctica Internacional” comprende estudios, por parte de especialistas, de los rendimientos de sedimentación (utilizando la Ecuación Universal de Pérdida de Suelo) durante la construcción. La Tabla 4.2.5.5.2.1 presenta un método típico utilizado para la evaluación del peligro de erosión a lo largo de un ducto a través de terreno montañoso. No se llevó a cabo ninguna evaluación del daño potencial por erosión del suelo o de la gravedad de la erosión pronosticada antes de la construcción de los ductos de Camisea. Sólo estaba al alcance información general acerca de la gravedad potencial y de las causas de la erosión a lo largo del DDV para sustentar el diseño de medidas de control de erosión apropiadas. Como resultado de esto, no fue práctico desarrollar criterios de comportamiento para las secciones críticas o establecer diseños adecuados para reducir al mínimo la pérdida de suelo. Las anteriores observaciones dieron lugar a la generación del Hallazgo No. CAM/GEO/H-L-A/3/005 (ver Anexo III de este informe). Con la información obtenida del “workshop” de los dás 15 y 16 de Agosto, se sustenta la forma en que están vigilando y monitoreando los peligros geológicos, por lo que éste se cierra. Clase de Erosión 1 Muy ligera 2 Ligera 3 Moderado 4 Alto 5 Grave

6 Muy grave 7 Catastrófico

Tasa de Erosión (t/ha) Calificación Visual 500 Extensa red de riachuelos y quebradas; quebradas grandes (>10 m2 de área de sección transversal) cada 20 m. La mayor parte de la superficie descubierta por el flujo de agua, exponiendo el ducto. Daño grave por erosión en el sitio y aguas abajo.

Tabla 4.2.5.5.2.1 - Clasificación Típica de la Gravedad de Erosión (Morgan 2000)

c) Diseño: Trabajos Provisionales de Control de Erosión Los trabajos provisionales de control de erosión, hechos a lo largo del DDV, durante la fase de construcción fueron inadecuados. Durante las primeras etapas de la construcción, los informes de monitoreo de TGP, Germanischer Lloyd Industrial Services GmbH, Business Segment Oil and Gas

79 / 428

Reporte No.: GLP/GLM/MEMP/726-07 Rev. 0 Fecha: 2007-10-10

identificaron numerosas quejas importantes y fallas de atenuación en el área de control de erosión. Éstas se analizan en www.camisea.com.pe/dialogo04.asp, las cuales corresponden a: • • •

Las medidas de control de la erosión al abrir la ruta del ducto fueron inadecuadas o no existentes en lo absoluto. El trabajo de control de erosión se postergó justo hasta antes de la estación de lluvias. Control de erosión inadecuado para clima extraordinariamente lluvioso y terreno escarpado.

Estos errores fueron debidos en parte a la deficiente evaluación en la identificación y calificación de los peligros de erosión antes de la construcción. Adicionalmente, el cronograma de construcción también puede haber contribuido a este problema. La experiencia en otros lugares indica que, para muchos proyectos, la preocupación inmediata es por abrir el DDV y tender los ductos. La restauración y el control de la erosión a menudo se han visto como temas que pueden ser abordados después de la construcción. En terreno montañoso tropical, este método puede dar como resultado dramáticas pérdidas por erosión del suelo, durante la construcción e inmediatamente después de ella. d) Diseño: Control de Erosión y Administración de Terraplenes Después de los problemas de erosión desarrollados en el campo durante o inmediatamente después de la construcción (ver el c) de este apartado), TGP formó un equipo especial de trabajo, responsable por la supervisión del diseño y construcción de todos los puntos de control de erosión permanentes. Según la evidencia presentada; este trabajo cumple con la “Mejor Práctica Internacional” y fue dirigido por el Dr. M. García, líder internacional en el campo de control de erosión de suelos. El método de diseño se basó en la guía de la mejor práctica elaborada por el Dr. M. García y colaboradores (IGL, 1990). Esta guía es considerada como tecnología de vanguardia por los ingenieros involucrados en restauración de gasoductos / oleoductos. Para la fase de construcción y restauración del proyecto se contrató a Terra Erosion Control (Canadá) para ayudar a establecer especificaciones y estándares de control de erosión, auditar la utilización de los estándares y proporcionar instrucción y asistencia técnica a los inspectores de cumplimiento de la construcción de TGP y al principal contratista del ducto.

4.2.5.5.3.- Incidentes por Peligros Geológicos a lo Largo del Ducto de Camisea El ducto de LGN ha sufrido cinco roturas desde que el sistema de ductos entró en funcionamiento en Septiembre del 2004 y hasta el inicio de esta auditoría, habiendo un incidente más el 02 de Abril del 2007. Las investigaciones realizadas por TGP concluyeron que 5, de dichas roturas, fueron causadas por peligros geológicos, como se muestra en la siguiente tabla: Fecha 22 Diciembre 2004 16 Septiembre 2005

KP (aprox.) 8 + 850 200 + 750

24 Noviembre 2005

50 + 900

4 Marzo 2006 2 Abril 2007

126 + 050 125 + 500

Ubicación Tupac Amaru Toccate Paratori Kepashiato Kepashiato

Peligro Geológico Deslizamiento de tierra: movimiento de tierra Deslizamiento de tierra: movimiento de tierra Inundación: erosión del cauce de la corriente y posible impacto de canto rodado o peñones Deslizamiento de tierra: movimiento de tierra. Deslizamiento de tierra: movimiento de tierra

Tabla 4.2.5.5.3.1 - Roturas del Ducto de LGN Causadas por Peligros Geológicos (listado por fecha de ocurrencia) Germanischer Lloyd Industrial Services GmbH, Business Segment Oil and Gas

80 / 428

Reporte No.: GLP/GLM/MEMP/726-07 Rev. 0 Fecha: 2007-10-10

El incidente del día 2 de abril del 2007 es analizado posteriormente (ver sección 4.8.9). Las características de los cinco incidentes relacionados con peligros geológicos se resumen a continuación, según la información proporcionada por TGP: 1.

KP 8 + 850: El ducto de LGN se rompió en su base (en la posición horaria 6) debido a un asentamiento de tierra vertical de 0.4 a 0.7 m, de una pequeña estructura de fosa ubicada en la cabeza de un deslizamiento de tierra de movimiento lento (Ver Figura 4.2.5.5.3.3).

Figura 4.2.5.5.3.2 - Vista Aérea de una Pendiente Arreglada en KP 8 + 850

El deslizamiento de tierra es un deslizamiento de lodo de poca profundidad (< 5 m de profundidad) que existía antes de la construcción, pero que no se había identificado durante los estudios geológico y geotécnico iniciales. Sin embargo, según la evidencia obtenida durante las investigaciones posteriores a la rotura, el especialista geotécnico de TGP, Dr. Manuel García, de LTDA Ingenieros Consultores, Colombia, concluyó que el deslizamiento de tierra había estado activamente en estado inestable, moviéndose a razón de menos de 1 m / año. Los ductos no habían sido relocalizados en su ruta para evitar este deslizamiento de tierra ya existente. Como resultado, los ductos descendieron por el margen lateral del deslizamiento de tierra en un corte profundo y cruzaron el cuerpo principal del deslizamiento de 50 m de ancho. Durante la construcción, la tierra sacada de la excavación de la zanja del ducto fue tirada sobre el mismo deslizamiento de tierra sin darse cuenta que cargaban aún más el cuerpo y la cabeza del deslizamiento de tierra. Luego de un período de fuertes lluvias en diciembre del 2004, el cuerpo principal del deslizamiento de tierra se desplazó cuesta abajo entre 1.5 y 3.0 metros, provocando la formación y el asentamiento de una pequeña fosa detrás de la masa desplazada. El ducto de GN estaba ubicado fuera de esta pequeña fosa y fue afectado por un desplazamiento lateral, pero no se llegó a romper, mientras que el ducto de LGN estaba enterrado dentro de la zona de la fosa y se rompió debido al asentamiento vertical, tal como se muestra en la próxima figura: 2.

KP 200 + 750: El ducto de LGN fue sobrecargado y llegó a una condición de ruptura por un deslizamiento de tierra que se desarrolló en material coluvial inestable activo, y se desplazó cuesta abajo en 1.0 a 1.5 metros; sin embargo, es importante hacer notar que el ducto de GN no se rompió durante el desplazamiento de tierra. Los dos ductos fueron colocados a lo largo del lado que da hacia el exterior de un camino de montaña estrecho, cortado de costado, con una pendiente empinada de 30-35°. Desde la fecha de la construcción en el 2003, hubo una historia de actividad de deslizamientos de tierra en este lugar. En febrero del 2004, los ductos quedaron expuestos a la

Germanischer Lloyd Industrial Services GmbH, Business Segment Oil and Gas

81 / 428

Reporte No.: GLP/GLM/MEMP/726-07 Rev. 0 Fecha: 2007-10-10

intemperie por un deslizamiento de tierra en la ladera empinada, debajo del camino de montaña (tal como se muestra en la Figura 4.2.5.5.3.3): MODELO ESQUEMATICO: el desplazamiento lateral causa la formación de una pequeña fosa detrás del cuerpo principal del deslizamiento de tierra. El bloque de la fosa se asienta entre dos grietas casi verticales ejerciendo carga sobre el gasoducto de NGL.

ASENTAMIENTO VERTICAL DE LA FOSA: 0.4 - 0.7m

DESPLAZAMIENTO LATERAL DEL CUERPO DE DELIZAMIENTO PRINCIPAL: 1.5 - 3m

CABEZA DE DESLIZAMIENTO DE LA TIERRA

50m GASEODUCTO DE NGL GASEODUCTO DE NG

CUERPO PRINCIPAL DE DESLIZAMIENTO DE TIERRA 150m Nota: El bosquejo no está a escala

ESCENARIO DE DESLIZAMIENTO DE TIERRA PARA KP 8 + 850 • • • • • • •

Reactivación del deslizamiento de lodo (deslizamiento parcialmente de rotación) relacionado con la carga de tierra sacada de excavación durante la construcción del gasoducto y tirada sobre el mismo deslizamiento de tierra. El factor iniciador: fuerte y larga lluvia. Ancho del deslizamiento de tierra: 50 m Largo del deslizamiento de tierra, cuesta arriba: 200 m Profundidad del deslizamiento de tierra junto al gasoducto: 6.5 m (incluyendo la tierra de excavación tirada). Masa del deslizamiento de tierra, cuesta arriba: 15,000 m3 Desplazamiento acumulado del gasoducto de LGN hasta que se rompió: 0.4 – 0.7 m (asentamiento vertical). Desplazamiento acumulado del gasoducto de GN (sin falla mecánica): 1.5 – 3.0 m (asentamiento vertical).

Figura 4.2.5.5.3.3 - Sección Transversal Esquemática del Deslizamiento de Tierra Relacionado con la Falla Mecánica del Ducto de LGN en KP 8 + 850.

El camino de montaña se hizo más anchó en 12 metros, excavando el material coluvial hacia dentro de la ladera. Una nueva sección de reemplazo del ducto se colocó en el lado interior del camino de montaña y los ductos originales fueron dejados en su lugar. Se implementó una serie de medidas para corregir la estabilidad en un intento de mejorar la integridad estructural de los ductos. Estas medidas incluyeron: 1) Una serie de pilotes de tubería de acero de 8-10 pulgadas de diámetro, instalados a lo largo del trazo original de los ductos (los cuales fueron dejados en su lugar original); 2) Un muro de gaviones para sostener la base de la pendiente cortada; y 3) Canales de drenaje de superficie y sub-drenes. Las laderas fueron monitoreadas por medio de un arreglo de inclinómetros y piezómetros instalados al frente del muro de gaviones. Germanischer Lloyd Industrial Services GmbH, Business Segment Oil and Gas

82 / 428

Reporte No.: GLP/GLM/MEMP/726-07 Rev. 0 Fecha: 2007-10-10

Sin embargo, las condiciones de la ladera continuaron deteriorándose. A principios del 2005, se acumuló una serie de flujos de lodo provenientes de la ladera de material coluvial detrás de la pared de gaviones. En septiembre del 2005, ocurrió un gran incidente de deslizamiento de tierra a lo largo de una superficie de cizallamiento que pasaba aproximadamente 7 metros debajo del camino, y resultó en una falla mecánica de la línea de LGN (Figura 4.2.5.5.3.5). Los inclinómetros se desprendieron por cizallamiento después de haber registrado un desplazamiento acumulado de 0.45 metros, pero el desplazamiento total estimado del ducto de LGN antes de la rotura fue de 1.0 a 1.5 metros (Figuras 4.2.5.5.3.6-A, 4.2.5.5.3.6-B y 4.2.5.5.3.6-C).

Figura 4.2.5.5.3.4 - Febrero del 2004. Un movimiento de deslizamiento de tierra deja al descubierto los ductos en KP 200 + 750 (foto cortesía de TGP).

Figura 4.2.5.5.3.5 - Ubicación de la falla inicial del camino de montaña y el lugar donde llegó a romperse el ducto de LGN en KP 200 + 750 (foto cortesía de TGP). Germanischer Lloyd Industrial Services GmbH, Business Segment Oil and Gas

83 / 428

Reporte No.: GLP/GLM/MEMP/726-07 Rev. 0 Fecha: 2007-10-10

De acuerdo con la opinión del consultor especialista geotécnico de TGP, el Dr. M. García, las laderas coluviales eran activamente inestables (Factor de Seguridad ≈ 1.0) y habían sufrido movimiento de reptación del terreno aún antes de la construcción (0.01 – 0.06 metros / año). Los problemas potenciales con el cruce por el costado del terreno empinado en este lugar no fueron previstos durante la etapa de construcción del ducto, a pesar de que otras dos secciones del ducto de la variante de Pocabamba habían sido colocadas en túneles. El gran deslizamiento de tierra que ocasionó la rotura del ducto de LGN fue el resultado de intentos infructuosos para estabilizar las laderas después del incidente inicial en febrero del 2004. Recortar 12 metros hacia adentro de la ladera de material coluvial para anchar el camino de montaña y reubicar los ductos produjo una pendiente demasiado empinada e inestable encima del camino de montaña. La ladera volvió a fallar en 18 meses, a pesar de las diferentes medidas tomadas para mejorar su estabilidad, lo cual se refleja en las siguientes representaciones esquemáticas (Ver Figuras 4.2.5.5.3.6.A, 4.2.5.5.3.6.B y 4.2.5.5.3.6.C):

30-35o

A. ESCENARIO PRE-FALLA

Relleno Trasero

Material Coluvial: roca metamórfica canto rodado y bolones en una matriz de fina a gruesa

Pared de Gaviones; 6m de altura (3 unidades apiladas)

Ancho de la Pista = 7m) 45o pendiente

Pendiente Cortada

30-35o pendiente

Ducto de NGL 14"

2m de separación entre ductos (de centro a centro)

2m

Ducto de NG 32"

Pendiente de relleno Pilotes de tubería de acero; 2 filas dentro de la roca fracturada (12-21 m)

4.2.5.5.3.6-A - Ilustración esquemática de las relaciones entre las condiciones de la ladera y el ducto. Escenario PreFalla.

3.

KP 50 + 900: El ducto de LGN se rompió en un cruce con una corriente de agua pequeña, durante una inundación; el ducto de GN no fue afectado. Se informó que 270 mm de precipitaciones pluviales habían caído en las 24 horas precedentes a la falla mecánica, provocando una serie de deslizamientos de tierra de poca profundidad (avalanchas de detritos sobre la ladera) y de mayor altura en el área de captación o empoce.

Germanischer Lloyd Industrial Services GmbH, Business Segment Oil and Gas

84 / 428

Reporte No.: GLP/GLM/MEMP/726-07 Rev. 0 Fecha: 2007-10-10

30-35o pendiente

B. MOVIMIENTOS INICIALES

Muro de Gaviones; flexión, pandeo y volteo fueron notados

Ancho de la Pista = 7m Material Coluvial: roca metamórfica canto rodado y bolones en una matriz de fina a gruesa Movimiento registrado a 7 m de profundidad

30-35o pendiente

Arreglo de 5 inclinómetros (La profundidad no es conocida)

Desarrollando superficie de cizallamiento

4.2.5.5.3.6-B - Ilustración esquemática de las relaciones entre las condiciones de la ladera y el ducto. Movimientos Iniciales.

Los dos ductos fueron colocados debajo del lecho de la corriente, con 2.5 metros de cobertura. Sin embargo, las condicione de las zanjas de los dos ductos parecían ser diferentes a pesar de la corta distancia de menos de 1 metro entre los dos ductos. La zanja del ducto de LGN de 14” estaba en suelo mezclado, mientras que la zanja del ducto de GN de 32” estaba en la roca. Esto sugiere que los ductos habían sido tendidos a través de los límites de una secuencia de canal–laguna, a lo largo del lecho de la corriente de agua de la montaña; el ducto de GN estaba tendido a través de una plataforma con lecho de roca (el canal), mientras que el ducto de LGN se tendió a través de una laguna más profunda, parcialmente rellena con sedimentos gruesos (Figura 4.2.5.5.3.7). Las investigaciones posteriores a la falla mecánica identificaron varios arañazos en el ducto de LGN. Estos arañazos fueron investigados y se determinó que fueron causados por contacto de metal con metal, probablemente durante la construcción del ducto (Buehler, 2005). Durante la inundación, la laguna fue probablemente excavada por la erosión, dejando al descubierto el ducto de LGN. La causa de la rotura permanece todavía sin aclarar; sin embargo, dos opciones son probables: •

Daño por canto rodado o bolón: el ducto puede haber sido golpeado por un bolón moviéndose a lo largo del cauce de la corriente. Los cantos rodados pueden haber sido aportados al canal de la corriente por los deslizamientos de tierra de poca profundidad, los cuales ocurrieron durante el mismo período de fuertes lluvias.

Germanischer Lloyd Industrial Services GmbH, Business Segment Oil and Gas

85 / 428

Reporte No.: GLP/GLM/MEMP/726-07 Rev. 0 Fecha: 2007-10-10 C. FALLA DEL GASEODUCTO DE LGN

30-35o pendiente

Muro de Gaviones: se notó flexión, pandeo y volteo El Gaseoducto de LGN sufre falla mecánica el 19 de Set. del 2005, antes de que los inclinómetros se desprendan por cizallamiento. Desplazamiento global estimado de 1 m a 1.5 m

Material Coluvial: roca metamórfica canto rodado y bolones en una matriz de fina a gruesa

Pendiente 45o

Superficie de cizallamiento a 7 m de profundidad

Pendiente 30-35o

Los inclinómetros se desprendieron por cizallamiento a 7 m de profundidad después de un desplazamiento acumulado de 0.45 m

Superficie de cizallamiento inferida

4.2.5.5.3.6-C - Ilustración esquemática de las relaciones entre las condiciones de la ladera y el ducto. Falla del Ducto LGN.

Figura 4.2.5.5.3.7 - Vista aérea de la ubicación de la falla mecánica en el ducto de LGN en KP 50 + 900 (foto cortesía de TGP). Germanischer Lloyd Industrial Services GmbH, Business Segment Oil and Gas

86 / 428

Reporte No.: GLP/GLM/MEMP/726-07 Rev. 0 Fecha: 2007-10-10

•

Rotura de una sección del ducto dañada previamente debido a oscilaciones en el ducto producidas por flujo: las investigaciones metalúrgicas hechas por MCI en Houston, Texas, sugieren que la sección transversal del ducto fue dañada por contacto de metal con metal durante la construcción. Durante la inundación, el cauce de la corriente fue erosionado debajo del ducto, creando una sección de ducto sin soporte que puede haber oscilado en el flujo turbulento de alta velocidad. Las oscilaciones pueden haber causado acumulación de esfuerzos y falla mecánica en los arañazos ya existentes en el ducto.

Cualquiera que fuese la causa de la rotura, queda claro que la inundación produjo una mayor cantidad de erosión que la prevista para este cruce de corriente. Este cruce fue investigado como parte de los estudios de cruces de río bajo tierra de Golder Associates (2003), con profundidades de erosión estimadas a partir de la máxima inundación posible dentro del área de captación. Las profundidades de entierro recomendadas (2.5 metros debajo del cauce de la corriente) incluían un factor de seguridad adicional. Es posible que el incidente de la inundación haya sido significativamente más grande que lo previsto. Si se prueba que esto es correcto, entonces sería conveniente revisar los diseños de cruce para similares corrientes de agua de las montañas, puesto que esto podría indicar una subestimación sistemática de los incidentes por inundación. 4.

KP 126 + 50: este incidente comprendió una separación de 0.2 metros y rotura del ducto de LGN como resultado de un desplazamiento lateral de 1.5 a 2.0 metros de un deslizamiento de tierra ya existente. Los ductos pasaban en forma diagonal a través de una serie de salientes de flujos de tierra de poca profundidad (< 5 m de profundidad) que se extendían cuesta abajo, desde un área de deslizamiento de tierra más profundamente asentado, hacia el sur:

Figura 4.2.5.5.3.8 - Vista aérea de la falla mecánica del ducto de LGN en KP 126 (foto cortesía de TGP).

Los flujos de tierra no fueron identificados antes de la construcción del ducto, a pesar de la presencia de grietas de tensión antiguas y escarpas en la vegetación, cerca del derecho de vía. Esta evidencia positiva de deslizamiento de tierra activo recién se encontró durante las investigaciones posteriores a la rotura, por el Dr. M. García, quien sugirió que estos flujos de tierra eran activamente inestables antes de la construcción, desplazándose a razón de menos de 1 metro / año. Germanischer Lloyd Industrial Services GmbH, Business Segment Oil and Gas

87 / 428

Reporte No.: GLP/GLM/MEMP/726-07 Rev. 0 Fecha: 2007-10-10

La rotura del ducto se produjo a partir de una secuencia de eventos, los cuales fueron iniciados por un deslizamiento de tierra de traslación, de poca profundidad (cerca de 4 metros de profundidad y de 40 a 50 metros de largo, de acuerdo con la información obtenida) sobre una sección empinada del derecho de vía que descendía por el margen lateral de un deslizamiento de tierra ya existente. Se presume que este deslizamiento de tierra de poca profundidad ha sido causado por una desviación del drenaje del derecho de vía hecha por agricultores del lugar, de acuerdo con la información obtenida. El deslizamiento se desplazó varios metros cuesta abajo sobre una saliente de flujo de tierra, cargando así la cabeza de la ladera y disminuyendo su estabilidad. Posteriormente, fuertes lluvias aceleraron el movimiento del flujo de tierra, el cual resultó en una rotura del ducto de LGN. El ducto de GN también fue afectado por el desplazamiento lateral, pero no se produjo falla mecánica. 5.

KP 125 + 4801 este incidente involucró el arrugamiento del ducto de LGN en la localización de una sobrecurvatura. El arrugamiento aparentemente sucedió en respuesta de la compresión axial del ducto causado por el movimiento cuesta abajo del suelo circundante. La tubería fue efectivamente enterrada en el suelo en una depresión curva de aproximadamente 8 m cuesta abajo en el KP125 + 472. Consecuentemente la sobrecurvatura en el KP 125 + 480 fue sometida a un doblez en un plano interno debido a la compresión aplicada desde las tangentes a la curva, lo que actuó para “cerrar” la curva, permitiendo la deformación plástica y arrugamiento. Una fotografía de la ubicación de la falla está mostrada en la Figura 4.2.5.5.3.9 y en la Figura 4.2.5.5.3.10 se muestra la sección arrugada del tubo. Esta falla se discute con mayor detalle en la Sección 4.8.9, porque tiene importantes implicaciones con respecto al monitoreo que se está llevando y la prevención de futuros accidentes del ducto relacionados con el movimiento del terreno.

Figura 4.2.5.5.3.9 - Vista Aérea de la falla del ducto de NGL en el KP125 + 480 (área excavada en la parte superior derecha (Foto cortesía de TGP). ____________________________ 1 La ubicación de la falla ha sido referida en otra parte como KP 125 + 500. Hacemos referencia de la ubicación como KP 125 + 480 basado sobre la escala de ubicación de la falla proveniente de los planos y diagramas de perfil provistos para nuestra revisión.

Germanischer Lloyd Industrial Services GmbH, Business Segment Oil and Gas

88 / 428

Reporte No.: GLP/GLM/MEMP/726-07 Rev. 0 Fecha: 2007-10-10

Figura 4.2.5.5.3.10 - Tubería arrugada en la localización de sobrecurvatura, KP 125 + 480, y acercamiento de la arruga y grieta después de la preparación para la recepción en las instalaciones de TGP en Lurín, (foto cortesía de TGP)

4.2.5.5.4.- Monitoreo de las Operaciones y Reparaciones Como consecuencia de las fallas ocurridas y de manera preventiva se están tomando medidas preventivas para ambos ductos, teniendo especial vigilancia sobre el ducto de LGN, de acuerdo con lo siguiente: a) Monitoreo TGP ha desarrollado y se ha encargado de un programa de monitoreo de deslizamientos de tierra y erosión de suelos para los ductos de Camisea. El objetivo del programa de monitoreo es obtener suficientes avisos anticipados de los problemas, a medida que se desarrollan, para llevar a cabo medidas correctivas antes de que los ductos sean afectados adversamente. El programa de monitoreo comprende una combinación de patrullaje del ducto (marcha lenta) a lo largo de todo el derecho vía, equipos de vigilancia que operen en la Selva durante la estación de lluvias, inspecciones de especialistas hechos por consultores externos (Ej. Dr. M. García e IGL), reconocimientos topográficos y el uso de instrumentación en sitios seleccionados. Se entiende que se organizaron seminarios para enseñar al personal a reconocer los indicios de movimientos de suelo. De acuerdo a la información recibida en la conferencia-taller, del área geotécnica, realizada en TGP los días 15 y 16 de Agosto del 2007, diez equipos se han establecido en el campo desde el KP 0 hasta aproximadamente el KP 210. Cada equipo es responsable del monitoreo de aproximadamente 20 Km. de la ruta del ducto, caminando por la ruta y evaluando los caracteres visibles geotécnicos que puedan ser un indicador del movimiento (hundimiento, grietas en la tierra, corrientes de agua, descarga de los drenes de los ductos, erosión, acumulación de agua de lluvia, etc.). Los equipos que monitorean el campo también registran las medidas de los piezómetros, inclinómetros, indicadores de superficie y calibradores de esfuerzos, como sea aplicable. Se entiende que los equipos de campo por lo general cubren cerca de 5 Km por día, pero el Germanischer Lloyd Industrial Services GmbH, Business Segment Oil and Gas

89 / 428

Reporte No.: GLP/GLM/MEMP/726-07 Rev. 0 Fecha: 2007-10-10

avance se puede impedir o interrumpir en períodos de lluvias torrenciales. En promedio, un segmento de 20 Km se puede cubrir una vez cada 7 a 10 días. Durante toda la temporada de lluvia (Octubre 1 hasta el 31 de Marzo), cada segmento de 20 Km es observado de 15 a 20 veces aproximadamente. Cada equipo de campo consta de cuatro miembros: Un jefe de grupo, un especialista geotécnico, un medico y un cargador. El jefe del grupo y el especialista geotécnico han recibido una capacitación formal en la realización de observaciones geotécnicas, registrando las observaciones y las medidas de indicadores de campo e instrumentos. Los grupos están equipados con teléfonos satelitales y radios de transmisión de informes al personal de mantenimiento e ingeniería. En casos donde las medidas y observaciones indiquen una amenaza geotécnica al ducto, personal especialista y/o consultores geotécnicos externos son llamados para un mayor reconocimiento e intervención, como sea requerido. Durante la realización del taller, los días 15 y 16 de Agosto, se ofreció un resumen extenso del programa de monitoreo. La visón de este programa es consistente con la Mejor Practica Internacional para ductos que atraviesan montañas con respecto al monitoreo, pero podría ser mejorado con respecto a la prevención de más incidentes. No es posible hacer comentarios sobre la fiabilidad de las inspecciones visuales, de los equipos de vigilancia o la inspección en la práctica El procedimiento de monitoreo hace uso de una evaluación de matriz de riesgo que incluye los parámetros de prueba de laboratorio y de observación como: -

Inclinación de ladera perpendicular la derecho de vía Distancia entre la zona de inestabilidad de la tierra y el ducto Inclinación de ladera paralela al derecho de vía Altuna de ladera paralela al derecho de vía Cantidad de precipitaciones de agua (lluvia) Condición de drenaje de la superficie Descarga de dren cuneta/tubo Condición de estabilidad de las paredes del gavión (donde fue usado)

En la reunión realizada el taller geotécnico, se observó que un número de cambios y/o adiciones podrían considerarse para la lista de atributos en la evaluación de la matriz de riesgo. Estos incluyen cosas como resistencia del suelo e Índice de Liquidez, como estos parámetros son una indicación más directa de la resistencia a la inestabilidad que el Limite Liquido. También se recomendó que los parámetros de observación tales como el tamaño del deslizamiento de tierra, profundidad del deslizamiento de tierra, iniciadores (ejemplo: sismicidad), valor del movimiento, proximidad a los ríos (socavamiento del deslizamiento de tierra) son también importantes Se reconoce que no es practico incluir todos los parámetros y factores en una matriz. Hasta cierto punto, la experiencia y juicio de los especialistas geotécnicos calificados deben participar y se tiene la impresión que algunos de estos factores se pueden haber tomado en cuenta, incluso si no están incluidos específicamente en la matriz. En un sentido más amplio, la efectividad de este programa de monitoreo podría incrementarse con las siguientes medidas: •

•

Extender la vigilancia del especialista en la selva para que se considere todo el año, aunque en una reducida frecuencia durante la temporada de secas. Esto debido a que las bases de datos internacionales de incidentes por deslizamientos de tierra indican que una parte significativa de las roturas han ocurrido fuera de la “estación de lluvias”. Emplear equipos de vigilancia en la Sierra sobre todo después de terremotos fuertes y en períodos de fuerte lluvia o derretimiento de glaciares;

Germanischer Lloyd Industrial Services GmbH, Business Segment Oil and Gas

90 / 428

Reporte No.: GLP/GLM/MEMP/726-07 Rev. 0 Fecha: 2007-10-10

•

•

•

Vigilancia a distancia (aérea) y monitoreo en tierra de la actividad de los deslizamientos de tierra apartados del derecho de vía para poder proporcionar avisos anticipados de huaycos potenciales y actividad de flujos de detritos dentro del área de captación; Establecer una correlación entre la intensidad de las precipitaciones pluviales y la actividad de deslizamiento de tierra, especialmente en la Selva. Por ejemplo, podría ser práctico identificar un umbral mínimo de lluvias que corresponde a un nivel de lluvia promedio diaria, bajo el cual no se ha registrado ninguna actividad de deslizamiento de tierra y encima del cual puede ocurrir actividad bajo ciertas condiciones. Un umbral máximo puede ser definido como la precipitación pluvial encima de la cual siempre ocurren deslizamientos de tierra. Esto ayudaría en la predicción de deslizamientos de tierra; y El monitoreo de los cruces de río y de la erosión de las riberas de los canales integrado al programa de monitoreo.

b) Evaluación La priorización de los lugares que requieren medidas correctivas se basa en la probabilidad de falla mecánica en el ducto y la gravedad de las consecuencias posibles. Este es un método esencialmente basado en el riesgo para priorizar la asignación de recursos para trabajos correctivos. El método asume que el nivel de las consecuencias de una rotura varía a lo largo del ducto, según la población, sensibilidad del medio ambiente y facilidad de acceso. Esto podría conducir a una situación en la cual los lugares con probabilidad moderada de rotura, pero con alto nivel de posibles consecuencias, son priorizados sobre otros lugares con alta probabilidad de rotura, pero con un nivel de posibles consecuencias de moderado a bajo. El método basado en el riesgo requiere un entendimiento de los umbrales críticos de desplazamiento de suelo, encima de los cuales los incidentes de deslizamiento de tierra pueden ser considerados como potencialmente dañinos. Debajo de este umbral, los incidentes no tienen impacto significativo o son básicamente un fastidio antes que impulsores de riesgo. Estos umbrales representan los criterios de falla mecánica para el ducto. En este proyecto, la estimación de la probabilidad de falla mecánica del ducto está limitada por la falta de información de los movimientos máximos admisibles tierra–ducto en los diferentes escenarios del derecho de vía. Esto se podría resolver con secciones de ductos provenientes de incidentes pasados, sometiéndolos a ensayos de placa ancha para poder establecer su comportamiento bajo tensión. Las anteriores observaciones fueron el complemento para generar el Hallazgo No. CAM/GEO/HENG/1/001 (ver Anexo III de este informe) c) Trabajos Correctivos Estos trabajos cumplen con los estándares de las Mejores Prácticas Internacionales y son revisados / auditados por el Dr. M. García experto en estabilización geotécnica de gasoductos / oleoductos de montaña. Se espera que un compromiso con el desarrollo constante para aplicar altos estándares en la toma de medidas contra los deslizamientos de tierra y la erosión de suelos dé como resultado una reducción en la frecuencia de los incidentes de rotura del ducto. Sin embargo, podría haber situaciones en la Selva y Sierra (reactivación de deslizamientos de tierra asentados profundamente) en las cuales la estabilización no es una opción viable o económica. En tales casos, el cambio de ruta debería ser una de las opciones consideradas como parte de los trabajos correctivos o de atenuación. El énfasis de los trabajos correctivos ha sido puesto en la prevención de los deslizamientos de tierra y en el control de la erosión. Sin embargo, el programa debería ser ampliado para cubrir otras fuentes de peligro geológico, como son: Germanischer Lloyd Industrial Services GmbH, Business Segment Oil and Gas

91 / 428

Reporte No.: GLP/GLM/MEMP/726-07 Rev. 0 Fecha: 2007-10-10

•

•

Erosión del río y del cauce de las corrientes: el incidente en el KP 50 sugiere que hubo una subestimación del potencial de erosión en este cruce de corriente de agua. Es probable que esto sea el resultado de la falta de información acerca de precipitaciones pluviales y flujos de corriente al momento de llevar a cabo el estudio del cruce. Si éste es el caso, entonces las profundidades de erosión potencial y riesgo de dejar el ducto al descubierto en otros cruces pueden ser mayores que lo esperado. Las bases de diseño para estos cruces deberían ser reevaluados a medida que se disponga de información de precipitaciones pluviales de mejor calidad. Las medidas de control de erosión deberían ser tomadas en cuenta como una de las opciones para reducir al mínimo los riesgos. Erosión de las riberas de los ríos: las bases de diseño para establecer las distancias de apartamiento seguras para ductos que discurren paralelamente a riberas de río, sin protección contra la erosión (el río Pisco), no están claras. El riesgo en estos lugares deberá ser evaluado como parte del programa de monitoreo y evaluación. Donde el riesgo sea alto, será necesaria la implementación de medidas de protección de las riberas.

d) Mantenimiento del Derecho de Vía Estos trabajos son consistentes con las Mejores Prácticas Internacionales para ductos de montaña. La práctica de cortar la vegetación a lo largo del derecho de vía y mejorar la detección temprana de inestabilidad en la pendiente es la mejor práctica conocida. Es importante que el proyecto Camisea siga cumpliendo su compromiso con el programa de mantenimiento. e) Prevención de Futuros Incidentes Como fue descrito en las secciones anteriores, el Proyecto Camisea ha implementado un comprensivo monitoreo de campo, mantenimiento y esfuerzo de remediación para estabilizar el derecho de vía de los ductos y evitar daños a la tubería que puede resultar en una rotura y derrame de contenidos. Mientras el monitoreo y la remediación se encuentran en primer lugar en un sentido geotécnico, los esfuerzos correspondientes a la ingeniería del ducto no llegan a lo que es necesario para una prevención exitosa de fallas de tubería. La falla reciente (02 de Abril del 2007) en el KP 125 + 480 ilustra este punto. Basado en la información recibida del seminario taller, en las instalaciones de TGP los días 15 y 16 de Agosto del 2007, realizado en Lurín, es evidente que el proyecto Camisea confía en el monitoreo de indicadores de deformación en los lugares clasificados que tengan alto riego de movimiento de tierra y que podrían amenazar la integridad estructural del ducto. Se entiende que el monitoreo de los indicadores de deformación se han implementado aproximadamente en 7 lugares. En general, los indicadores de deformación están montados en el ducto de la estación 2 a la 4, separadas aproximadamente de 30 a 100 metros de distancia. Estos indicadores están colocados en las posiciones horarias de 12, 4 y 8 hrs. para capturar los efectos de la fuerza axial directa (tensión o compresión) y flexión, lo que es suficiente siempre que cada uno de los tres indicadores permanezca operando. Es importante entender que las medidas de la deformación del ducto se calculan como la diferencia en las lecturas del indicador de deformaciones tomadas en dos puntos a la vez. En el caso del programa de medición de deformación para los ductos de Camisea, las medidas de la deformación son indicaciones del cambio en la deformación de la tubería desde el momento de la instalación del indicador de deformación al momento en que una medida subsiguiente se haya realizado. De ahí, las medidas de la deformación tomadas durante la temporada lluviosa no indican la deformación total, solo el cambio de la deformación desde una medida inicial de la “línea base”. Una indicación de cambio de deformación es sin embargo importante, debido a que se puede correlacionar con el movimiento continuo de la tierra. Se ha recibido una información limitada relacionada a la falla en el KP 125 + 480, a saber, registros de la medida de deformación, fotografías de las excavaciones en campo y la sección fallada de la tubería (campo y Germanischer Lloyd Industrial Services GmbH, Business Segment Oil and Gas

92 / 428

Reporte No.: GLP/GLM/MEMP/726-07 Rev. 0 Fecha: 2007-10-10

recepción en Lurín) y los diagramas de perfil y plano del segmento del ducto cerca de la falla. Esta información fue aumentada con un resumen recibido del personal de TGP en la reunión realizada en Lurín, Perú el 16 de Agosto del 2007. Al examinar las fotografías y diagramas de perfil/plano, parece que la nueva falla está relacionada al mismo tipo de movimiento que causó la falla anterior a 570 m cuesta arriba en el KP126 + 050. El ducto se desplaza por el terreno inclinado debajo de una cresta y parece evidente que la tubería cruza por un antiguo asentamiento profundo que continua en movimiento, especialmente en temporada de lluvias. Los movimientos fluctuantes de la tierra que han causado la falla al ducto probablemente son las características secundarias de degradación. La falla en el KP 125 + 480 ocurrió en una ubicación aproximada a 580 m de distancia de la falla anterior en el KP 126 + 050, la cual había ocurrido aproximadamente un año antes. La figura 4.2.5.5.3.11 muestra el plano y perfil de la alineación del ducto de LGN en la ubicación de la falla. Los indicadores de deformación habían sido instalados en ambos ductos, en el área del KP 125-126, a fines del 2006, para servir como un sistema de alerta preventiva para el caso de condiciones de falla incipiente en los ductos de LGN y de GN. Los indicadores de deformación estaban complementados con un sistema de inclinómetros, piezómetros, indicadores de superficie e indicadores de lluvias torrenciales. La Tabla 4.2.5.5.3.2 muestra las ubicaciones de los sensores indicadores de deformación en el área del KP 125 a 126. Los sensores de deformación en el KP 125 + 418 estaban a 62 m cuesta abajo de la ubicación de la rotura y los sensores de deformación en KP 125 + 555 y KP 125 + 655 estaban respectivamente a 75 m y 175 m cuesta arriba de la ubicación de la rotura. Los indicadores de deformación restantes en el KP 125 + 900, KP 125 + 930 y KP 125 + 960 están a mas de 400 m de la ubicación de la rotura.

Figura 4.2.5.5.3.11 - Plano y Perfil del Ducto de LGN Cercana a la Falla en el KP 125 + 550 Germanischer Lloyd Industrial Services GmbH, Business Segment Oil and Gas

93 / 428

Reporte No.: GLP/GLM/MEMP/726-07 Rev. 0 Fecha: 2007-10-10

Estación KP 125 + 418 125 + 480 125 + 555 125 + 655 125 + 900 125 + 930 125 +960

Fecha de Instalación (aproximada) Enero 6 2007 Enero 5 2007 Enero 8 2007 Diciembre 9 2006 Abril 15 2007 Diciembre 2 2006

Indicadores Ubicación Relativa (longitudinales) a la Rotura 3 canales 62 m cuesta abajo Ubicación de la rotura 3 canales 75m cuesta arriba 3 canales 175 m cuesta arriba 3 canales 420 m cuesta arriba 6 canales 450 m cuesta arriba 3 canales 480 m cuesta arriba

Referencia en la Figura 4.2.5.5.3.12 4.2.5.5.3.13 4.2.5.5.3.14 NA NA NA

Tabla 4.2.5.5.3.2 - Ubicación de los Sensores de Indicadores de Deformación

La falla del ducto de NGL ocurrió en una sobrecurvatura con un ángulo de cambio de 20° a 30°, se estimó un ángulo de 20° basados sobre las fotografías disponibles. Una curva hundida se localiza a aproximadamente 8 m cuesta abajo de la ubicación del punto de ruptura. Estas curvas aparentan ser curvas tipo realizadas en campo para permitir que la tubería siga el contorno del terreno en esta ubicación y tienen especial significación con respecto a como se desarrolló la condición de la falla. La curva hundida sirvió como un virtual punto de anclaje para el ducto contra cualquier movimiento cuesta abajo debido a la alta capacidad del suelo para resistir los desplazamiento hacia abajo del tubo. Por el contrario, la sobrecurvatura sirve como un punto para ubicar la localización de esfuerzos (es decir la concentración de deformación por flexión) debido a que la carga de empuje induciría una flexión en un plano en la sobrecurvatura y una limitación del suelo contra el levantamiento de la curva seria relativamente débil comparado con la restricción de soporte debajo de la curva hundida a 8 metros de este punto. El registro de datos de los juegos de indicadores de deformación, más cercanos a la falla, son mostrados en las Figuras 4.2.5.5.3.12 a 4.2.5.5.3.14. Los gráficos también incluyen un registro de la presión de operación interna. Durante el período de 5.5 meses, desde mediados de Octubre del 2006 hasta fines de Marzo del 2007, se informó de un total aproximado de 2400 mm en precipitaciones. El estudio de los registros de los indicadores de deformación muestra el incremento constante de la deformación en las temporadas de lluvia de aproximadamente 350 a 500 mircrodeformaciones, que corresponde al cambio de esfuerzo de cerca de 10 a 15 ksi. Asumiendo que los datos e indicadores de deformación se han calibrado y registrado apropiadamente, esto no parece ser lo suficientemente sustancial para causar la falla al ducto de LGN. Sin embargo, se desconoce la condición de la deformación del ducto antes de la instalación de los indicadores, es posible que la condición de deformación residual de las anteriores temporadas de lluvia fuera ya alta. Más importante, el incremento de la deformación simplemente indica un incremento de la compresión axial en el ducto recto que resultó en un empuje aplicado a la sobrecurvatura que actuó para cerrar el doblez sobre si mismo. Dicho de otro modo, los indicadores de deformación solo dan una indicación de la deformación nominal en una ubicación particular del ducto, mientras la deformación localizada en un segmento curvado del ducto podría encontrarse en un orden de gran magnitud. Debió haber sido claro, partiendo del continuo monitoreo de las lecturas de los indicadores de deformación en algunos segmentos de la tubería, que el ducto ha estado sujeto a cambios importantes en la condición de carga externa. Además, se ha debido reconocer de antemano que un episodio del incremento constante de flexión y/o compresión axial podría llevar a un arrugamiento del tubo en una sobrecurvatura o curva acentuada instalada en esa sección del ducto. La iniciación de arrugamiento por lo general sucede sin la pérdida de la integridad de la presión, como sucedió en este caso, pero el movimiento posterior del terreno tiende a empeorar el pliegue o arruga a un punto donde ocurre la fractura. Después de la iniciación del arrugamiento, el esfuerzo nominal en el punto de medición puede dejar de aumentar o incluso revertirlo debido a la liberación del empuje axial a la sección arrugada. Por lo tanto, las medidas mismas, de la deformación, podrían no proporcionar una advertencia explicita de la falla incipiente, tal vez incluso dar un sentido falso de seguridad o confianza de que las condiciones sean satisfactorias cuando, en realidad, se Germanischer Lloyd Industrial Services GmbH, Business Segment Oil and Gas

94 / 428

Reporte No.: GLP/GLM/MEMP/726-07 Rev. 0 Fecha: 2007-10-10

puede desarrollar una condición urgente. La fotografía tomada a la muestra de la falla después de la limpieza (Figura 4.2.5.5.3.10) parece confirmar este tipo de comportamiento.

Figura 4.2.5.5.3.12 - Gráficos de Deformación para Los Sensores 1, 2 y 3 en el KP 125 + 418 y Registro Correspondiente de la Presión Interna

Figura 4.2.5.5.3.13 - Graficos de Deformación para Los Sensores 1 ,2 y 3 en KP 125 + 555 y Registro Correspondiente a la Presión Interna

Germanischer Lloyd Industrial Services GmbH, Business Segment Oil and Gas

95 / 428

Reporte No.: GLP/GLM/MEMP/726-07 Rev. 0 Fecha: 2007-10-10

Figura 4.2.5.5.3.14 - Gráficos de Deformación para Los Sensores 1, 2 y 3 en KP 125 + 655 y Registro Correspondiente a la Presión Interna

En la examinación de los registros de los sensores de los indicadores de deformación a más de 500 m cuesta arriba de la ubicación de la falla en el KP 125 + 480, así como en los ubicados en los KP 125 + 930 y 125 + 960 (gráficos que no son mostrados en este informe), se notaron incrementos similares en las deformaciones, tan altas como 600 a 700 micro deformaciones (lo que representa un cambio de esfuerzo de cerca de 18 a 21 ksi), lo que es ligeramente más elevado que lo registrado en la ubicación de la falla. También se notaron cambios totales de la deformación en las lecturas en el KP 125 + 930 y KP 125 + 960 a fines de Enero del 2007. Esto podría haber sido debido a las actividades de excavación alrededor del ducto en ese momento o al cambio del movimiento natural del terreno. Sin tomar en cuenta la presente causa, estos cambios de deformación deben haber sido tomados en cuenta como una señal de advertencia de que más adelante pueden ocurrir fallas en un futuro próximo. Las intervenciones e investigaciones Geotécnicas deben haber sido tomadas en cuenta sobre una base urgente. Cuando las medidas de los indicadores de deformación son establecidas como un sistema de “aviso preventivo” es importante que los procedimientos estén implementados para interpretar el comportamiento de la deformación de manera que exista una oportunidad de una buena intervención antes de que ocurra la falla. No es posible brindar un monitoreo al 100 por ciento al segmento del ducto con indicadores de deformación, debido a que se puede requerir, literalmente, cientos de indicadores para una caracterización completa. Una manera más práctica y efectiva de monitoreo sería primero realizar una simulación numérica a través de un análisis de elemento finito no lineal para evaluar el comportamiento de un ducto particular sujeto a varios escenarios de movimiento de tierra. Los resultados de estos análisis podrían entonces utilizarse para seleccionar lugares estratégicos para los indicadores de deformación y para relacionar la deformación medida en estos puntos de control con el comportamiento del esfuerzo-deformación en la configuración del ducto en todo sentido. Esto facilitaría una caracterización completa del comportamiento del ducto, incluyendo los puntos débiles de la configuración donde dicho comportamiento podría ocurrir como un levantamiento de arruga. A nuestro entender, la simulación del análisis del elemento finito no lineal no ha sido realizado por TGP, por lo que se recomienda que se efectue. Se sabe que TGP ha utilizado herramientas para el análisis del elemento finito lineal, sin embargo no son las adecuadas para los tipos de simulación antes mencionada. Germanischer Lloyd Industrial Services GmbH, Business Segment Oil and Gas

96 / 428

Reporte No.: GLP/GLM/MEMP/726-07 Rev. 0 Fecha: 2007-10-10

Para el monitoreo perspicaz de la deformación del ducto, es necesario establecer los límites reales de la capacidad tensional de la deformación de las soldaduras circunferenciales por medio de la prueba, tal como se mencionó en la sección 4.8.5 b.6. Esta información es necesaria para usar en la simulación numérica en áreas con peligros geológicos para el ducto, para así determinar la cantidad de desplazamiento de terreno que pueda ser tolerado antes de necesitar una intervención.

4.2.5.5.5.- Acciones en Caso de Emergencia por Terremoto No se puso a disposición del equipo de auditoría alguna documentación relacionada con las acciones a tomar en caso de emergencia por terremoto, para que fueran revisadas. En el seminario taller acerca de peligros geológicos que tuvo lugar en las oficinas de TGP el 24 y 25 de enero del 2007, ninguno de los representantes presentes pudo proporcionar información sobre algún plan de acciones en caso de terremoto, si existe. Se hizo un pequeño comentario con respecto a obtener información sísmica de un instituto sismológico local, pero se confirmó verbalmente que no se había desplegado ningún instrumento sísmico en el ducto. Después del seminario taller, de Enero del 2007, se recibieron los planes de un amplio proyecto de acciones de emergencia. El plan de acciones en caso de un terremoto corresponde con la seguridad del personal de oficina y con las instalaciones ambientales y no tiene correspondencia con el derecho de vía del ducto. Las anteriores observaciones dieron origen a la generación del Hallazgo No. CAM/GEO/H-L-A/1/009 (ver Anexo III de este informe). Con la información proporcionada después del 20 de Junio del 2007, sólo se sustenta la forma en que se puede utilizar información sismológica local, pero no se tienen instrumentos a los largo del ducto y el plan de emergencias no se adecua a lo sugerido, por lo que este hallazgo sigue abierto. A continuación se dan breves comentarios acerca del planeamiento de acciones en caso de terremoto y el monitoreo de ellas. a) Plan de Acciones de Emergencia Reconociendo que no es posible atenuar totalmente el riesgo de daño proveniente de fuertes terremotos, se necesita un plan de acción y recuperación en caso de terremoto para reducir al mínimo las consecuencias de daño potencial por terremoto a los ductos y las interrupciones del servicio. El plan debe incluir provisiones para la preparación general en casos de terremoto y la evaluación de daños después del terremoto, y su reparación. A pesar de que las emergencias de los ductos relacionado con el terremoto no son tan diferentes que la de los tipos de emergencia que podrían ocurrir en cualquier momento debido a la variedad de causas, éstas son únicas en que muchas de tales emergencias podrían suceder simultáneamente por fuertes terremotos. El plan de acción y recuperación en caso de terremoto debería considerar emergencias múltiples o simultáneas en el sistema de ductos, cierre de carreteras, caída de energía eléctrica, pérdida de comunicaciones e interrupción generalizada. El plan de acción y recuperación en caso de terremoto debería tomar en cuenta emergencias múltiples o simultáneas en el sistema de ductos, cierre de carreteras, caída de energía eléctrica, pérdida de comunicaciones e interrupción generalizada. El plan debería tomar en cuenta la posibilidad de que el personal, en áreas de fuerte impacto, puede ser incapaz de informar sus deberes debido a que el mismo puede perder la vida o sufrir daños o de sus familiares. No cabe duda, que el reciente terremoto en la Región Central del Perú, de 8.0 grados de magnitud, ocurrido cerca de Pisco (15 de Agosto 2007), ha demostrado claramente la importancia de un plan de acción en caso de que suceda un terremoto, incluyendo la disponibilidad y movilización del personal. Ha ocurrido un similar terremoto en la región del ducto expuesta a un peligroso riesgo considerable de deslizamiento de tierra, eventos como éste pudieron haber sido impactantes y de difícil recuperación. Germanischer Lloyd Industrial Services GmbH, Business Segment Oil and Gas

97 / 428

Reporte No.: GLP/GLM/MEMP/726-07 Rev. 0 Fecha: 2007-10-10

Especial énfasis debe ser dado en el plan de emergencia al reconocimiento de fallas potenciales y zonas de deslizamiento de tierra, incluyendo la evaluación de los ductos en cuanto a condiciones de deformación excesiva y/o formación de arrugas. El plan debería prever el tipo y la distribución de los daños y proporcionar un inventario adecuado de ductos, mangas de reparación y piezas de repuesto para facilitar el proceso de recuperación, y reducir al mínimo las interrupciones en el funcionamiento. El inventario de tales artículos de respuesta debería estar almacenado en instalaciones antisísmicas para asegurar el acceso en caso necesario. Se debería entrenar periódicamente al personal para las acciones después del terremoto y la recuperación. Las anteriores observaciones fueron complemento a la generación del Hallazgo No. CAM/GEO/H-L-A/1/009 (ver Anexo III de este informe). Con la información proporcionada después del 20 de Junio del 2007, sólo se sustenta la forma en que se puede utilizar información sismológica local, pero no se tienen instrumentos a los largo del ducto y el plan de emergencias no se adecua a lo sugerido, por lo que este hallazgo sigue abierto. b) Sistema de Monitoreo Sísmico Se han implementado sistemas de monitoreo sísmico de varios niveles de capacidad en ductos en instalaciones críticas en otras zonas de actividad sísmica. Normalmente se implementa un sistema de monitoreo sísmico como una red de instrumentos a lo largo del derecho de vía del los ductos que puede detectar actividad de fuertes terremotos a lo largo del ducto, enviar alarmas al centro de control, y proporcionar señales de la gravedad del fenómeno. Los objetivos más importantes de un sistema de monitoreo sísmico son proporcionar información esencial para determinar la necesidad de poner el ducto fuera de servicio, y para evaluar el potencial de daño o condiciones de falla mecánica incipiente. En los últimos años, se ha aceptado unir un sistema de monitoreo sísmico con fuentes de datos internacionales que proporcionan una notificación inmediata de la actividad sísmica en cualquier lugar del mundo, al igual que los cálculos de distribución de intensidad de los temblores. El Departamento de Investigación Geológica de los Estados Unidos es una de estas fuentes de datos. La obtención y recuperación automática de dicha información es posible y cuando se combina con las medidas específicas en sitio provenientes de instrumentos sísmicos, pueden proporcionar una razonable caracterización precisa de los movimientos de la tierra a lo largo de la ruta del ducto. Siguiendo la magnitud de 8.0 grados del terremoto ocurrido en la Región Central del Perú, El Departamento de Investigación Geológico de los Estados Unidos dio un informe sobre una sinopsis del terremoto, así como mapas de intensidad, 30 minutos después del incidente. Este tipo de información está disponible para descargas automáticas y, por lo tanto, es apropiado para la incorporación automática en un esquema de monitoreo sísmico. Se espera que otros institutos nacionales e internacionales pronto tengan una capacidad similar para difundir información sísmica.

4.2.5.6.- Planimetría y Perfil Hidráulico Como parte de los elementos a evaluar, dentro de la Auditoría Integral, se tiene, dentro de la fase de Diseño e Ingeniería, la revisión de la Planimetría y el Perfil Hidráulico, por lo que a continuación se describe lo realizado por el grupo auditor en estos temas. El levantamiento topográfico, en la proyección horizontal o planimetría, en donde se muestra la posición en planta así como la elevación de cada uno de los diferentes puntos del terreno, está reflejada en cada uno de los planos elaborados, de igual forma, esta actividad sólo pudo ser evaluada sobre los documentos designados como planos “as-built” que fueron proporcionados por TGP, en los cuales se pueden apreciar los detalles de las distancias en las escalas escogidas, la representación de los detalles de la ruta o DDV de ambos ductos, quebradas, cruces de ríos y riachuelos, carreteras, poblados, etc., así mismo se representa en Germanischer Lloyd Industrial Services GmbH, Business Segment Oil and Gas

98 / 428

Reporte No.: GLP/GLM/MEMP/726-07 Rev. 0 Fecha: 2007-10-10

ellos y de manera gráfica los relieves de la ruta, mostrando las alturas correspondientes más representativas sobre cada uno de los planos y sobre todo en las zonas de interés o cruces. Así, en términos generales, se observa una sección de la planta, en donde se muestra la ruta del ducto en su condición de “as-built”, los kilómetros de referencia, las instalaciones más cercanas, alturas generales del terreno, los ríos y su dirección de flujo, quebradas, condición de terreno, ubicación de instalaciones superficiales, válvulas principales, etc.; una sección de detalles de tuberías (cañerías), en donde se aprecia la ubicación de cruces e instalaciones, el kilometraje progresivo, la clase de localización para el ducto de gas, el factor de diseño, el diámetro y espesor de la tubería, el tipo de recubrimiento, secciones en que fue dividido el ducto para la prueba hidrostática y el nivel de tapado, y, finalmente, una sección del perfil del terreno, el cual corresponde a los puntos más relevantes a lo largo de cada uno de los ductos. El perfil hidráulico se va generando con los datos del levantamiento topográfico y se fue realizando con ello la condición final de cada uno de los ductos, valores con los cuales se refleja la proyección en cada uno de los planos, en su condición de “as-built”, de igual forma, con los puntos más relevantes de cruces y la referencia de cada kilometraje, anchos de los cruces y alturas de referencia. Desde luego, se observan sólo los resultados de la representación final, los datos de origen en cuanto al levantamiento topográfico, la batimetría y las restantes actividades previas no fueron proporcionados, por lo que sólo se aprecian esta actividad en los planos y a la proyección de la escala referida en los mismos. El perfil hidráulico se ve reflejado y es utilizado en el análisis hidráulico, el cual fue la base para la selección de los espesores de los ductos de líquidos de gas natural y gas natural durante la etapa de diseño de acuerdo a las presiones máximas esperadas.

4.2.5.7.- Cruces Especiales Se consideran dentro del concepto de los Cruces Especiales, todas aquellas áreas que por sus características requerían de una consideración especial durante la construcción, por lo que estas obras corresponden a ríos, bofedales, fallas geológicas y cruces carreteros, de los cuales tenemos lo siguiente en la evaluación de la Auditoría Integral:

4.2.5.7.1.- Cruces de Río El ducto de Camisea cruza muchos valles de ríos y riachuelos. Cuando hay inundación los ríos pueden erosionar sus cauces pudiendo dejar el ducto al descubierto. Una vez al descubierto, el ducto puede estar expuesto a la fuerza de la carga hidráulica, así como también a los efectos causados por el golpear de los sedimentos y rocas de canto rodado, acarreados por el agua de la inundación. Muchos de los afluentes menores (arroyos, cauces, riachuelos, etc.), especialmente los que están a lo largo de la costa y en la parte occidental de la sierra están sujetos a inundaciones repentinas, flujos de detritos y huaycos durante los períodos de lluvia intensa.

4.2.5.7.1.1.- Identificación Los cruces de ríos y riachuelos fueron identificados como una parte de las investigaciones geológicas llevadas a cabo por Golder Associates (2001) y MR & Associates (2002), y en un informe hidrológico posterior de Golder Associates (2002). La identificación de los cruces de río fue realizada por medio de un programa de reconocimiento de campo.

Germanischer Lloyd Industrial Services GmbH, Business Segment Oil and Gas

99 / 428

Reporte No.: GLP/GLM/MEMP/726-07 Rev. 0 Fecha: 2007-10-10

4.2.5.7.1.2.- Calificación (Estimación de la Profundidad de la Erosión) Se llevaron a cabo análisis para estimar la profundidad de cobertura requerida para cada cruce de río de ambos ductos. Los parámetros considerados en la evaluación incluyeron el área de drenaje aportante, las dimensiones del canal de la profundidad del agua, la distribución por tamaño de grano del sedimento, la magnitud de flujo del río, las relaciones de frecuencia, y el grosor general de los depósitos aluviales en un cruce de río. Luego se estableció un modelo de fuerza tractiva (esfuerzo de cizallamiento) para cuantificar la erosión ejercida sobre el ducto en los cruces. Los parámetros de ingreso utilizados en el análisis de erosión comprendieron datos hidrológicos y meteorológicos de un número limitado de estaciones de medición de la corriente de agua y medidores de lluvia en la región del proyecto. Debido a la cantidad limitada de información acerca de los flujos de las corrientes de agua, los hidrólogos del proyecto también recopilaron información de los habitantes del lugar sobre los máximos niveles observados en los ríos. También se llevaron a cabo investigaciones geotécnicas y geofísicas, y análisis de laboratorio para identificar y calificar las características de carga de los sedimentos y espesor de los materiales. Sobre la base de esta información se calcularon inundaciones máximas y peligros de erosión para un período de retorno de 200 años. Sin embargo, los datos meteorológicos limitados para la región acarrearon gran incertidumbre en la determinación de las relaciones entre las precipitaciones pluviales y la escorrentía, máximos flujos, flujos promedios, y el tiempo de los parámetros de máximo flujo que controlan el diseño de la hidrografía de torrentes. Esta gran incertidumbre afectó directamente la confiabilidad de los pronósticos de erosión y del diseño de los sistemas de protección del ducto. El incidente en el KP 50 ilustra cómo la información disponible limitada puede conducir a una subestimación de la profundidad de la erosión y a la exposición del ducto a los efectos provocados por el río. Las anteriores observaciones dieron lugar a la generación del Hallazgo No. CAM/GEO/H-L-A/1/006 (ver Anexo III de este informe). Con la información proporcionada después del 20 de Junio del 2007, se sustenta la forma de cruce de estos ríos con tubería hormigoneada, por lo que este hallazgo se cierra.

4.2.5.7.1.3.- Diseño de Cruces de Río Se han identificado los cruces de río principales y aquellos de menos importancia, y la metodología, utilizada para identificar y calificar los peligros de erosión de los ríos en los cruces con el ducto, es consistente con uno de los enfoques metodológicos comúnmente utilizados para evaluar los peligros de erosión de los ríos. El enfoque metodológico para la atenuación de los peligros de erosión de los ríos generalmente consiste en colocar el ducto debajo de la profundidad de erosión probable, ya sea dentro de una zanja que ha sido cavada y rellenada, o mediante perforación direccionada debajo del cauce del río. Alternativamente, el ducto puede ser protegido por una bóveda de concreto reforzado, relleno con el mismo material y/o un pedraplén. Los cruces de río han sido diseñados según la profundidad de erosión determinada a partir de un modelo hidráulico, más un factor adicional de seguridad. Según los comentarios hechos durante el seminario taller en TGP, los días 24 y 25 de Enero del 2007, se determinó que la mínima profundidad de cobertura fuese de 1 metro, en roca, y de 2 metros en sedimentos. Si se calculaba que la profundidad de erosión era mayor de 2 metros, se diseñaba el cruce para la máxima profundidad de cobertura, más un factor de seguridad. Las anteriores observaciones fueron complemento de la generación del Hallazgo No. CAM/GEO/H-L-A/1/006 (ver Anexo III de este informe). Con la información proporcionada después del 20 de Junio del 2007 y la obtenida del “workshop” de los dás 15 y 16 de Agosto, se sustenta la forma en que están vigilando y monitoreando la precipitación pluvial, por lo que este hallazgo se cierra. Germanischer Lloyd Industrial Services GmbH, Business Segment Oil and Gas

100 / 428

Reporte No.: GLP/GLM/MEMP/726-07 Rev. 0 Fecha: 2007-10-10

Los diferentes cruces de los ductos atravéz del Rio Pisco por razones de trazo fueron construidos aplicando los codigos y buenas prácticas de ingeniería. El incidente en el KP 50 destaca los riesgos potenciales residuales en los cruces de río provenientes de la gran incertidumbre de los análisis hidrológicos. A pesar de que el enfoque metodológico utilizado para calcular el peligro de erosión de los ríos es consistente con la práctica actual de la industria, se debería considerar un método alternativo para verificar los diseños de cruce de río existentes. Se recomienda que se lleve a cabo una evaluación geomorfológica de los cruces de rio para comparar los valores históricos de inundación calculados, con las observaciones de campo de niveles de paleo–inundaciones, y que la profundidad de erosión y los valores de diseño sean evaluados nuevamente para determinar si hay cruces que se encuentran potencialmente en riesgo. También se recomienda que se realicen una geomorfología fluvial aguas arriba y aguas abajo de cruces específicos para comparar la erosión lateral del cauce prevista con la migración lateral potencial del cauce a partir de evidencia geomorfológica. Se debería continuar recolectando información acerca de las precipitaciones pluviales y los flujos de las corrientes de agua, y reevaluar periódicamente los cruces utilizando nueva información. El equipo del proyecto está preocupado por dos áreas especialmente: 1) Erosión lateral de la ribera de partes desprotegidas del ducto a lo largo del Río Pisco 2) Secciones del ducto que se extienden aguas abajo dentro del cauce activo del Río Pisco.

4.2.5.7.2.- Cruces de Bofedal Los bofedales son zonas de terreno pantanoso o cenagoso dentro de depresiones de poca profundidad. Debajo de ellos se extiende depósitos ricos en materia orgánica y son hábitats naturales donde se desea reducir al mínimo la perturbación en el medio ambiente. Sin embargo, debido a restricciones generales de la ruta, fue necesario que los ductos de Camisea atravesaran varios bofedales a lo largo del trazado. La Figura 4.2.5.7.2.1 muestra un ejemplo de bofedal mayor. El corredor del ducto se puede ver al lado izquierdo al frente de la foto.

Figura 4.2.5.7.2.1 – Ejemplo de Bofedal. Las flechas señalan el trazado del ducto

Germanischer Lloyd Industrial Services GmbH, Business Segment Oil and Gas

101 / 428

Reporte No.: GLP/GLM/MEMP/726-07 Rev. 0 Fecha: 2007-10-10

a) Identificación La presencia de bofedales ya era un hecho conocido durante la fase de evaluación del corredor del proyecto, como una parte de la investigación de MR & Associates del Sector Sierra. Sin embargo, hasta donde se sabe, no se prepararon informes específicos para cruces de bofedal. b) Calificación Los bofedales consisten en tierras arcillosas orgánicas saturadas que tienen muy baja capacidad de sustentación y son altamente compresibles. Los bofedales se identificaron y mapearon inicialmente por los equipos de geología de campo. Luego se llevaron a cabo investigaciones para calificar el espesor de los materiales compresibles. Las investigaciones geotécnicas fueron realizadas en dos etapas. La primera etapa comprendió hoyos de prueba, perforaciones con barrenas en espiral, ensayos manuales Pilcon en las paredes de los hoyos y sondeos dinámicos con el Cono Alemán. La segunda etapa fue realizada con sondeos dinámicos utilizando el Cono Peck. En base a las investigaciones de campo, los bofedales fueron calificados, en general, por su profundidad. c) Diseño Si los depósitos compresibles del bofedal tenían menos de 3 metros de profundidad, se excavaba y se sacaba el material para colocar el ducto, y la zanja para el ducto se excavaba a través del bofedal. Luego se instalaba el drenaje para controlar la erosión y el agua del subsuelo. Si los depósitos compresibles del bofedal tenían un espesor mayor de 3 metros, MR & Associates recomendaba que se trace la ruta alrededor de estos depósitos y que el ducto fuera colocado sobre material más sólido. La identificación, calificación y diseño de medidas de atenuación para cruces de bofedal son consistentes con la práctica estándar para este tipo de zonas problemáticas desde el punto de vista geotécnico.

4.2.5.7.3.- Cruces de Fallas Geológicas La rotura por falla de superficie puede ocurrir como resultado de terremotos con magnitud Mw 6.0 o mayor, y puede variar de unos cuantos centímetros hasta más de 10 metros. La deformación permanente del suelo relacionada con estos eventos puede causar una deformación significativa en gasoductos/oleoductos enterrados. Por lo tanto, normalmente se llevan a cabo estudios específicos para identificar y calificar estos peligros en proyectos de ductos. TGP ha proporcionado los informes específicos para sustentar el diseño de los sistemas de los ductos de Camisea (Tabla 11 del Anexo I). Así, Techint S.A.C. contrató a ABS Consulting (ABS) para identificar y calificar los peligros de rotura por falla geológica de superficie a lo largo del corredor de los ductos de Camisea, y para proporcionar el diseño de ingeniería para el cruce de fallas geológicas activas del Holoceno. El alcance del trabajo de ABS comprendió las siguientes tareas principales: a) Interpretación de fotografías aéreas estereográficas, a color y en blanco y negro, para identificar evidencias geomorfológicas de fallas activas y puntos de cruce de la falla con el ducto. b) Reconocimiento de campo de fallas de superficie con actividad sospechosa para verificar la veracidad de las interpretaciones de fotografías aéreas y determinar si había evidencia de actividad tectónica de Holoceno. c) Estimación de los desplazamientos en 3 dimensiones de las fallas activas identificadas en los puntos de intersección con el ducto.

Germanischer Lloyd Industrial Services GmbH, Business Segment Oil and Gas

102 / 428

Reporte No.: GLP/GLM/MEMP/726-07 Rev. 0 Fecha: 2007-10-10

d) La subcontratación de la consultoría APA para desarrollar soluciones de diseño de ingeniería para los desplazamientos de falla activa estimados.

4.2.5.7.3.1.- Escenario Sismotectónico Regional El informe de ABS sobre peligros de rotura por falla de superficie proporciona una descripción del escenario sismotectónico para la región andina en el sur del Perú. El informe describe la región con exactitud por estar situada dentro de una zona de choque activo entre la Placa de Nazca y la de Sudamérica, y afirma certeramente que esta región está sufriendo una tasa elevada de deformación de la corteza terrestre. Sin embargo, al momento de la elaboración del informe de ABS, había poca información exacta para esta alejada parte peruana de los Andes. Como resultado de nuevas investigaciones en la región, hay más información disponible actualmente con respecto a los tipos y tasas de deformación y ubicaciones potenciales de fallas geológicas activas. Esta nueva información es en gran medida el resultado de investigaciones sismológicas y geodésicas recientes (Almendinger, 2005; Devlin e Issacs, 2006), así como también el trabajo reciente realizado como parte del Proyecto Litosfera Internacional (International Litosphere Project, Machare, 2003). Los modelos tectónicos sugieren que cerca de 15 mm al año de deformación deben ser asimilados a través de los Andes peruanos, con una deformación adicional de 75 mm al año asimilados a lo largo de la zona de subducción peruana.

4.2.5.7.3.2.- Identificación de Fallas para el Análisis de Cruces La metodología utilizada para identificar fallas activas del Holoceno comprende una revisión de la literatura existente, una interpretación de fotografías aéreas y un reconocimiento de campo. Se identificó una falla en KP 389, que luego fue actualizado a KP 424, y es denominada “Falla Los Libertadores”. Según el examen de las fotografías presentadas en el informe de ABS y las observaciones efectuadas durante el reconocimiento de campo hecho por el equipo auditor, la falla cerca de KP 424 parece estar ubicada con exactitud. La falla está relacionada con una zona de lecho de roca cizallada, deformada y mineralizada. En un corte de terreno para cruce de camino, se observó la tierra en el contacto de la falla con el lecho de roca cizallada, confirmando la actividad del Holoceno por los vestigios del trazo de la falla (Figura 4.2.5.7.3.2.1). Sin embargo, la zona de la “Falla Los Libertadores” es una zona de falla amplia y difusa, y, según la información proporcionada en el informe ABS, no está claro qué base se utilizó para identificar el punto de intersección exacto con el ducto.

4.2.5.7.3.3.- Caracterización Los valores del parámetro de desplazamiento para el caso de la Falla Los Libertadores en el KP 424 fueron calculados utilizando un vector de movimiento regional de placa, rumbo y buzamiento del plano de la falla, y los valores de magnitud y desplazamiento derivados empíricamente (Well & Coppersmith, 1994). Las relaciones empíricas utilizadas comprenden: la media promedio, la media promedio más 1 sigma, la media máxima, y la media máxima más 1 sigma. Cuando falta información de rotura histórica directa o información paleosísmica, el método indirecto utilizado para estimar los valores de desplazamiento tridimensional, para el diseño del cruce de la falla, es consistente con la práctica estándar para proyectos de gasoductos/oleoductos de envergadura. Un método más conservador, utilizado recientemente en el proyecto del oleoducto, por parte de la BTC en Turquía, fue el excavar zanjas paleosísmicas y recorrerlas a través de las zonas de cruce previstas. Luego se validaron los diseños según los resultados de estas investigaciones (Hengesh, 2004). Germanischer Lloyd Industrial Services GmbH, Business Segment Oil and Gas

103 / 428

Reporte No.: GLP/GLM/MEMP/726-07 Rev. 0 Fecha: 2007-10-10

Figura 4.2.5.7.3.2.1 - Fotografía del contacto tierra-roca a lo largo de la Falla Geológica Los Libertadores

4.2.5.7.3.4.- Análisis de Ingeniería Techint contrató los servicios de ABS Consulting para desarrollar y validar un diseño de cruce para la Falla Los Libertadores. El análisis se informa en el Cálculo N° 1101136.009-C-001 (ABS Consulting 2002). El análisis para dar validez al diseño se hizo para los dos ductos, en los puntos donde la ruta seguida cruza la Falla, en donde se tienen las siguientes características siguientes: • •

Gas Natural, 24 pulgadas de diámetro x 0.438 pulgadas de espesor de pared, 120 barg (1,800 psig). Líquidos de Gas Natural, 14 pulgadas de diámetro x 0.219 pulgadas de espesor de pared, 28 barg (420 psig).

Se afirma que la ruta del ducto cruza la falla geológica con un segmento recto de 300 metros de largo a un ángulo muy oblicuo de 15°, en una dirección que pondrá al ducto en tensión en caso de que haya un desplazamiento de esta falla geológica, de desplazamiento horizontal (strike-slip fault), lateralmente por el lado izquierdo. Hay varios factores que influyen en el diseño para desplazamientos de fallas. De preferencia, la probabilidad anual de que se exceda el desplazamiento de la falla del diseño debe ser consistente con los niveles de riesgo aceptables por el propietario del ducto en cuanto al daño al ducto y las consecuencias. En la práctica, los desplazamientos de fallas geológicas considerados en los diseños están basados en un terremoto característico que puede ocurrir en la falla en cuestión, ya que a menudo no hay información confiable acerca de los intervalos de recurrencia de rotura de la falla geológica. La distribución del desplazamiento de la Falla Los Libertadores varía considerablemente a lo largo de la longitud de la rotura de superficie. El máximo desplazamiento de superficie normalmente ocurre sobre una parte relativamente pequeña del largo total de la Falla y excede en mucho la media o la mediana del Germanischer Lloyd Industrial Services GmbH, Business Segment Oil and Gas

104 / 428

Reporte No.: GLP/GLM/MEMP/726-07 Rev. 0 Fecha: 2007-10-10

desplazamiento. Debido a la distribución irregular del desplazamiento de la falla y a la incertidumbre, con respecto a la distribución del desplazamiento de la falla, basar el diseño de cruces del ducto en la media del máximo desplazamiento de la falla parecería ser demasiado extrema. Expresado en forma simple, esto implica que el diseño de cruce de fallas geológicas debería estar basado en lo que es probable que ocurra si la falla rompe la superficie del terreno, y no simplemente en lo que es posible. Como una directriz general, Nyman (2003) recomendó que los desplazamientos de diseño para los ductos de gas natural y líneas de hidrocarburos líquidos estén basados en la media máxima y la media promedio de los desplazamientos, tal como se presenta en la Tabla 4.2.5.7.3.4.1. Tipo de cruce y ubicación Gasoductos y líneas de hidrocarburos líquidos inflamables o explosivos en áreas de Clase de Localización 4 (ASME B31.8) Gasoductos y líneas de hidrocarburos líquidos en áreas de Clase de Localización 3 (ASME B31.8) Líneas de ductos de hidrocarburos líquidos ubicados en áreas sensibles en cuanto al medio ambiente. Otros gasoductos o líneas de hidrocarburos líquidos no incluidos anteriormente.

Desplazamiento de diseño Media máxima de desplazamiento 2/3 de Media Máxima de desplazamiento 2/3 de Media Máxima de desplazamiento Media Promedio de desplazamiento

Tabla 4.2.5.7.3.4.1 - Directriz Recomendada para Establecer Desplazamientos de Diseño

En el caso de los ductos de Camisea, el cruce de la Falla Los Libertadores está en un lugar retirado de las áreas pobladas; por lo tanto, el cruce cae en la categoría de “área sensible en cuanto al medio ambiente” con respecto a las consecuencias de una rotura del ducto de LGN, lo cual implicaría que el desplazamiento de diseño debería tomarse como 2/3 de la Media Máxima de desplazamiento. Las consecuencias de una fuga de gas natural serían menores y el diseño con la Media Promedio de desplazamiento sería el apropiado. El desplazamiento considerado en el diseño, tanto para el ducto de GN como para el de LGN fue de 0.51 metros, el cual comprende la Media Promedio de desplazamiento dado por una relación empírica de Wells y Coppersmith (1994). Ésta consideración es menor que el valor de diseño recomendado para el ducto de LGN; pero como se analiza después, los resultados de los análisis de elementos finitos no lineales (FEA) demuestran que son adecuados en desplazamientos mayores que el desplazamiento de diseño, puesto como objetivo en el análisis. El equipo auditor tuvo a bien desarollar como ejemplo un análisis de elementos finitos no lineales, de los dos tamaños de ducto, con el software ANSYS, en una forma consistente con las prácticas actuales más avanzadas que se encuentran resumidos en la sección de análisis de los incidentes. Los límites de deformación para la validación del FEA fueron establecidos para dos condiciones: integridad estructural bajo presión y la capacidad de dar servicio continuo, de acuerdo a las recomendaciones generales dadas en las directrices del PRCI (Honegger y Nyman, 2004). Las máximas deformaciones de tensión y compresión calculadas y los límites de deformación relacionados aparecen resumidos en la Tabla 4.2.5.7.3.4.2 a continuación:

Ducto 24 pulgadas GN 14 pulgadas LGN

Capacidad de dar servicio, límite de deformación, % (operación continua) Tensión Compresión 2.0 1.5 2.0 0.6

Integridad Estructural bajo presión, límite de deformación, % Tensión Compresión 4.0 3.2 4.0 2.8

Deformación calculada a partir del análisis de Elementos Finitos Tensión Compresión 0.4 0.02 0.8 0.05

Tabla 4.2.5.7.3.4.2 - Límites de Deformación de Tensión y Compresión para Cruces de Falla Geológica

Germanischer Lloyd Industrial Services GmbH, Business Segment Oil and Gas

105 / 428

Reporte No.: GLP/GLM/MEMP/726-07 Rev. 0 Fecha: 2007-10-10

Las máximas deformaciones de tensión, calculados con el FEA, están resumidos en la Tabla 4.2.5.7.3.4.3 para tres desplazamientos de falla: la Media Promedio y la Media Máxima, tal como se dan en el informe sobre investigación de fallas geológicas de ABS Consulting, y para 2/3 de la Media Máxima. No se muestran las deformaciones máximas de compresión porque son insignificantes (la tensión axial predomina sobre la deformación de flexión en comprensión). En el desplazamiento de falla con la Media Promedio de 0.51 metros, la máxima deformación de tensión es 0.8% y 0.4% para los ductos de 14 pulgadas y de 24 pulgadas, respectivamente, lo cual está muy por debajo del límite de tensión establecido de 4.0% para mantener la integridad estructural bajo presión, y debajo de los límites de deformación de 2.0% para la capacidad de dar servicio. Se afirmó anteriormente que 2/3 de la Media Máxima de desplazamiento podría ser más apropiada como un desplazamiento de diseño para el ducto de LGN. El informe de FEA indica que la deformación máxima de tensión a ese nivel de desplazamiento es 1.1% para el ducto de LGN. De esa manera, es evidente, a partir del FEA, que el trazado del cruce sobre la falla geológica debería ser el adecuado para resistir la situación de deformaciones inducidas de los desplazamientos de diseño postulados, suponiendo que se dieron los pasos apropiados para asegurar que la calidad del metal de la soldadura supere a la del ducto, y la ductibilidad del material del ducto. Desplazamiento de diseño según Wells y Coppersmith (1994) Desplazamiento de Falla, Media Promedio Desplazamiento de Falla, Media Máxima Desplazamiento de Falla, 2/3 de Media Máxima

Desplazamiento Deformación calculado a partir del FEA en % (m) 24 pulgadas GN 14 pulgadas LGN 0.51 0.4 0.8 0.88 1.2 2.2 0.59 0.5 1.1

Tabla 4.2.5.7.3.4.3 - Deformación de Tensión Calculados para el Cruce de la Falla Geológica Los Libertadores

4.2.5.7.3.5.- Trazado de Cruces y Diseño de Zanjas Los requerimientos de la construcción para el cruce de la falla geológica en el KP 389 + 400 (el cual se ha actualizado posteriormente a KP 424) están dados en la especificación de TECHINT 2794-L-SP-00085, Rev. 0. Se hicieron evidentes varias discrepancias a partir de la revisión del trazado del plano, de acuerdo con lo siguiente: •

•

•

•

El trazado del plano del cruce de la Falla se basa en la suposición de que la ubicación de la Falla, dada por el geólogo, es precisa. Si la ubicación de la zona de rotura varía un poco, como de 5 a 10 metros de las huellas encontradas, tal como se muestra en la especificación 2794-L-SP-00085, la falla cruzaría el ducto fuera de la zanja trapezoidal especial, o tan cerca al extremo de la zanja que habría una distancia insuficiente para asimilar un desplazamiento transversal del ducto en la tierra. Se debería haber extendido la zanja de la Falla más allá de un largo de 200 metros, para justificar una ubicación imprecisa de la huella de la Falla. No se mencionan requerimientos de soldadura que correspondan al diseño basado en deformaciones, según la especificación referida. Parece ser que la soldadura estándar del proyecto ha sido utilizada a través de la zona de la Falla. Esto no satisface la premisa básica del diseño basado en deformaciones. La especificación de relleno posterior de la zanja carece de definición. El material excavado de la zanja se debería haber usado como relleno posterior solamente si hubiera cumplido con los requisitos de no ser cohesivo (no arcilloso). No se hace ninguna previsión para sustituir el material excavado por otro si el material excavado contiene arcilla. No se hace mención de drenajes en la zanja o utilización de tela filtro para evitar que la arcilla fina penetre el material granular alrededor del ducto.

Germanischer Lloyd Industrial Services GmbH, Business Segment Oil and Gas

106 / 428

Reporte No.: GLP/GLM/MEMP/726-07 Rev. 0 Fecha: 2007-10-10

No se pudo encontrar ninguna referencia de la zona de cruce especial de Falla en los planos de alineamiento del ducto. Las anteriores observaciones dieron origen a la generación del Hallazgo No. CAM/GEO/HENG-NYMAN/1/007 (ver Anexo III de este informe). Con la información proporcionada después del 20 de Junio del 2007, se sustenta la forma en que fueron analizadas las fallas geológicas y la única que atraviesan los ductos ha sido analizada en su diseño total, por lo que este hallazgo se cierra.

4.2.5.7.3.6.- Comportamiento Bajo Deformaciones Elevadas Es esencial que los ductos en servicio, bajo deformaciones elevadas, tal como es el caso de la rotura de una Falla Geológica, sean construidos prestando especial atención a la ductibilidad del material del tubo o caño; que las propiedades del metal de la soldadura supere a la del ducto y se tenga una alta calidad en la inspección de la soldadura. Los estándares de fabricación para un servicio bajo deformaciones elevadas exceden aquellos para la construcción ordinaria de ductos, de acuerdo con los códigos de la industria, tales como API 1104, para las soldaduras versus el material de ducto. Si la calidad de la soldadura no supera a la del ducto y sin una apropiada ductibilidad en el material del ducto, una falla mecánica podría ocurrir en la soldadura antes de alcanzar la condición necesaria de deformaciones nominales elevadas. El informe del análisis de elementos finitos expresa la necesidad de asegurar “que las especificaciones del material para los ductos y las soldaduras, procedimientos de soldadura, y criterios de aceptación de soldadura permitan que se desarrolle 4% de deformación de tensión”. Sin embargo, el informe continúa diciendo que “la necesidad de estas precisiones especiales es cuestionable para los ductos de Camisea, según los resultados del análisis”. La última afirmación implica que las deformaciones calculadas fueron lo suficientemente bajas para disminuir el requerimiento de condiciones especiales en la soldadura y en el material. Sin embargo, hay preocupaciones potenciales. La primera es que la deformación de tensión se incremente rápidamente a medida que aumenta el desplazamiento de la falla geológica, y si un desplazamiento de diseño de 2/3 de la Media Máxima de desplazamiento de la falla es aceptado para el ducto de LGN, entonces la deformación máxima es 1.2%, cerca de 50% más alto que el reportado para el promedio de medias del desplazamiento de la Falla. Segundo, el ducto de LGN se ha roto en tres lugares diferentes donde había deslizamiento de tierra, en las soldaduras circunferenciales, el conocimiento y la experiencia convencionales sugieren que se deberían haber permitido mayores movimientos por deslizamiento de tierra antes de que se produjera la rotura. No se pudo encontrar ninguna documentación que indica que se habían hecho previsiones especiales, o que se habían dado los pasos necesarios para asegurar el requerimiento de ductibilidad y resistencia de la soldadura. Además, en el seminario taller sobre peligros geológicos que tuvo lugar en las oficinas de TGP el 24 y 25 de Enero del 2007, ninguna de los representantes del ducto presentes pudo proporcionar la seguridad que esto se había hecho. Por lo tanto, se concluye que no se prestó atención para asegurar el desempeño bajo deformaciones elevadas en los cruces de falla geológica, y que si el desempeño del ducto, en las tres fallas mecánicas que se produjeron por deslizamiento de tierra, pueden ser tomadas como un indicador de la integridad estructural de la soldadura bajo situaciones de deformación de moderadas a elevadas, entonces hay una preocupación de que el ducto de LGN no sea capaz de resistir roturas de falla geológica de superficie, como se pretende. Las anteriores observaciones fueron complemento a la generación del Hallazgo No. CAM/GEO/HENGNYMAN/1/007 (ver Anexo III de este informe).

Germanischer Lloyd Industrial Services GmbH, Business Segment Oil and Gas

107 / 428

Reporte No.: GLP/GLM/MEMP/726-07 Rev. 0 Fecha: 2007-10-10

4.2.5.7.4.- Peligro de Movimiento de Suelo Los temblores de tierra fuertes representan sólo un pequeño peligro para ductos modernos de acero soldado, bien construidos. Los ductos de este tipo tienen la suficiente resistencia longitudinal y capacidad de flexión para acomodar los efectos de la oscilación del terreno causados por la propagación de ondas sísmicas a través de columnas de roca o tierra (O’Rouke y Liu, 1999). Sin embargo, los efectos de los temblores de suelo deben ser tomados en cuenta para las instalaciones de superficie accesorias al ducto, tales como estaciones de bombeo, y las instalaciones de comunicación, mantenimiento y control. El peligro por movimiento de suelo se estima normalmente utilizando un método llamado análisis de peligro sísmico probabilístico (PSHA). Al utilizar este método, se calcula el peligro según lo siguiente: 1) Desarrollando un modelo de fuente sísmica para una región que describa cada fuente sísmica significativa en términos de la magnitud máxima de los terremoto posibles y la recurrencia de ellos. 2) Identificando las ecuaciones apropiadas para la atenuación del movimiento del suelo en la región en cuestión. 3) Calculando la incidencia en el peligro geológico de cada fuente del modelo para un período dado. TGP ha proporcionado los informes específicos para sustentar la identificación y calificación de movimientos de suelo debido a terremotos para que sirva de base en el diseño del sistema de ductos de Camisea (Tabla 11 del Anexo I).

4.2.5.7.4.1.- Identificación y Calificación de las Fuentes Sísmicas El consultor evaluó el escenario sismotectónico de la región del proyecto y desarrolló un modelo de fuente sísmica para ser utilizado en el cálculo del peligro. El modelo considera fuentes de falla de la corteza terrestre de poca profundidad, sismicidad histórica, y fuentes de terremotos de subducción. A pesar de que el método general es consistente con el método actual para calificar fuentes sísmicas, algunos aspectos del estudio están desactualizados con respecto a la práctica estándar actual. Por ejemplo, el consultor utilizó la relación empírica desarrollada por Slemmons (1982) para calcular la magnitud de terremotos potenciales a partir del largo de la falla. Esta fórmula sobreestima significativamente el tamaño del terremoto si se compara con las formulas más recientes desarrolladas por Wells y Coppersmith (1994), o al utilizar la ecuación para calcular el momento sísmico. Otra diferencia importante entre el método del consultor y la práctica estándar actual es el tratamiento de la incertidumbre. Los estándares de práctica actuales abordan más explícitamente tanto la incertidumbre epistemológica (incertidumbre basada en el conocimiento) implícita en el modelaje de fuentes sísmicas e incertidumbre aleatoria (incertidumbre del azar natural), en los modelos de atenuación de movimiento de suelo debido a terremotos.

4.2.5.7.4.2.- Modelos de Atenuación de Movimientos de Suelo El consultor seleccionó ecuaciones de atenuación tanto para las zonas de la corteza terrestre de poca profundidad como para las zonas de subducción, para el cálculo de fuertes movimientos de suelo producidos por terremotos. Esto es apropiado, dado el escenario tectónico del proyecto Camisea. Sin embargo, las ecuaciones de movimiento de suelo utilizadas en el análisis están desactualizadas y han sido superadas por varios otros modelos más recientes de movimiento de suelo. Germanischer Lloyd Industrial Services GmbH, Business Segment Oil and Gas

108 / 428

Reporte No.: GLP/GLM/MEMP/726-07 Rev. 0 Fecha: 2007-10-10

4.2.5.7.4.3.- Cálculo de Movimiento de Suelos A pesar de que ciertos aspectos de la metodología del consultor para calcular fuertes movimientos de suelo producidos por terremotos están desactualizados, los resultados obtenidos parecen ser razonables. De hecho, el uso de la ecuación de Slemmons (1982) para calcular la magnitud, a partir del largo de la falla, lleva a un estimado de magnitud más conservador comparado con el estimado de Wells y Coppersmith (1994). Sin embargo, la utilización de ecuaciones de atenuación más antiguas podrían en realidad subestimar el peligro de movimiento de suelo para la región debido a las diferencias en la manera en que la incertidumbre aleatoria se aborda actualmente en los modelos de movimiento de suelos. Futuros proyectos que requieran una evaluación del movimiento del suelo deberían utilizar técnicas de modelaje de movimientos de suelo y de calificación de la fuente sísmica más actualizadas.

4.2.5.7.5.- Peligro de Licuefacción La deformación permanente del suelo inducida por la licuefacción puede representar un peligro importante para ductos enterrados. La licuefacción típicamente ocurre en sedimentos sin cohesión, de grano fino, durante períodos de fuerte vibración del suelo, provocada por terremotos. Estos depósitos se encuentran normalmente restringidos a un rango estrecho de ambientes geológicos, y, por lo común, se identifican a través de un proceso de tamizado. TGP no ha proporcionado ningún informe específico para sustentar la identificación y calificación de los peligros de licuefacción que sirva de base para el diseño de los ductos de Camisea. a) Identificación El potencial de peligros de licuefacción fue mencionado en el informe de geología básica de Golder Associates (2001); pero no se completó ningún análisis específico. MR & Associates afirmó que no habían peligros de licuefacción en la Sierra o en la Costa; por eso no se llevó a cabo ningún análisis. Los peligros de licuefacción no se analizaron en ninguno de los documentos técnicos de cambio de ruta. b) Caracterización A pesar de que no se prepararon informes específicos para abordar los peligros de licuefacción, el Equipo de Auditoría concluyó que todos los cruces de río observados durante el reconocimiento de campo eran sistemas de alta energía con grano grueso, para los cuales el peligro de licuefacción sería bajo (Youd, 1978). Sin embargo, el informe de geología básica de Golder Associates (2001) menciona específicamente el potencial de licuefacción cerca del KP 135; pero las condiciones descritas (tierra con barro y grava) no parecen conducentes a peligros de licuefacción. c) Diseño Debido a la aparente inexistencia de depósitos susceptibles de licuefacción, este tipo de peligro es en general bajo y los diseños estándares de cruce de río deberían atenuar la mayor parte del riesgo de licuefacción en las zonas de cruce de río. Las anteriores observaciones dieron origen a la generación del Hallazgo No. CAM/GEO/HENG/3/008 (ver Anexo III de este informe). Con la información proporcionada después del 20 de Junio del 2007, se sustenta la forma en que fue analizado el fenómeno de licuefacción, por lo que este hallazgo se cierra.

Germanischer Lloyd Industrial Services GmbH, Business Segment Oil and Gas

109 / 428

Reporte No.: GLP/GLM/MEMP/726-07 Rev. 0 Fecha: 2007-10-10

Nota:

El día 15 de Agosto 2007 ocurrió un sismo de fuerte intensidad (approx. grado 8 de la escala de Richter) con epi-centro en la zona costera de Pisco, observandose el fenómeno de liquefacción en algunas areas en la zona afectada. Se debe investigar si este fenómeno afectó a los ductos en su trazo costero, si ello ocurrió en que grado y debiéndose tomar medidas de rehabilitación o mitigación.

4.2.5.7.6.- Cruces de Carreteras y Líneas Ferroviarias La documentación relacionada con cruces de carretera y líneas ferroviarias proporcionadas para revisión fueron planos de trazo y perfil y planos de detalles para los cruces de carreteras principales y secundarias. Los planos indican que todos los cruces deben ser hechos con ductos sin encamisado. La información en los planos indica que se han usado ductos con espesor de pared adicional para el cruce de carreteras principales mientras que para el cruce de carreteras secundarias no se ha utilizado cambio de espesor. Los detalles típicos indican las profundidades mínimas de cobertura, tanto para cruces a cielo abierto como para aquellos de cruce perforados, como sigue: • •

2.0 metros en la corona de la carretera. 1.5 metros debajo de cunetas y bajiales a lo largo del borde de la carretera.

Se proporcionó la especificación de construcción 2794-L-SP-00045 “Lowering & Backfilling”, el cual contempla las actividades para el relleno posterior de la zanja para revisión. Este documento fue revisado y está complementado con otros, descritos en su interior, al mismo le falta el formato de control o registro. El uso de cruces sin encamisado requería tomar en cuenta cuidadosamente los esfuerzos a las que se someten los ductos sin encamisado, así como también a la protección contra la corrosión. Podrían ser de especial interés los efectos de fatiga del material debido a las cargas cíclicas provenientes de las cargas pesadas de las ruedas de los vehículos. TGP proporcionó posteriormente los cálculos para su revisión; por lo que, la descripción de su análisis sobre lo adecuado del diseño se refiere más adelante. Sin embargo, basado en la experiencia del equipo auditor, parece ser que los cruces de carretera, tal como han sido representados en los planos de TGP, han sido diseñados de acuerdo con la práctica estándar, y de acuerdo con la Práctica Recomendada por API 1102 (API, 1993). Los planos para las cruces de casi todas las carreteras principales indican el uso de ductos con espesor de pared más grueso que aquel usado fuera del cruce y en zona adyacente a él. En algunos cruces no hay cambio en el espesor, y no se sabe si eran carreteras secundarias que no requerían ductos de pared más gruesa, o si se habían especificado ductos de pared más gruesa fuera del cruce por razones desconocidas, y que continuó por el cruce sin cambio alguno. Durante la revisión de planos se notó que el espesor de pared del ducto no se especificó en varios planos (2794-L-RC-00-058, -061, -062 y –063). Por lo tanto se recomienda que dichos planos sean actualizados y verificados conforme a lo establecido en los cálculos correspondientes. Hay un detalle en el Plano 2794-L-RC-00-008 para el cruce Los Libertadores: el ducto se muestra revestido en hormigón. No se nota ninguna razón para el uso de un recubrimiento de hormigón en el plano o en planos típicos. Si se necesita el recubrimiento de hormigón para dar resistencia, y resulta que es solamente recubrimiento de hormigón tipo estándar usado como lastre en cruces de ríos y planicies de inundación, entonces se deberá de verificar que el hormigón utilizado es adecuado para su propósito. Los recubrimientos de hormigón para cruces de río se diseñan normalmente con una resistencia limitada, lo suficiente para soportar acarreo y colocación de cargas solamente; pero, en general, no se puede confiar en ellos para una integridad estructural en el largo plazo. Si se someten a cargas cíclicas de importancia, el recubrimiento se podría desprender de tal manera que se perdería el soporte estructural suplementario. Si el recubrimiento de hormigón se hubiera necesitado verdaderamente para proporcionar la capacidad de soportar cargas externas, Germanischer Lloyd Industrial Services GmbH, Business Segment Oil and Gas

110 / 428

Reporte No.: GLP/GLM/MEMP/726-07 Rev. 0 Fecha: 2007-10-10

se habría diseñado desde el punto de vista de la ingeniería, para este propósito, o se habría usado un encamisado. Para concluir, el diseño de cruces de carretera parece cumplir con API RP 1102 para los cruces sin revestimiento de hormigón y es consistente con la práctica estándar. Se proporcionaron posteriormente, para nuestra revisión, los cálculos justificatorios para confirmar la profundidad de la cobertura y la especificación del relleno posterior de la zanja, para las condiciones de carga externa; por lo que, más adelante se hace la revisión al diseño en cuanto si es estructuralmente adecuado. Las pocas discrepancias de diseño que notamos en nuestra revisión son de importancia limitada; pero debería explicarse la razón del uso de ductos recubiertos con hormigón en uno de los cruces.

4.2.5.7.7.- Efectos de la Propagación de Ondas Sísmicas Las deformaciones debido a la propagación de ondas están relacionadas con la incoherencia entre los movimientos de suelo sísmicos en dos puntos diferentes a lo largo de una estructura lineal. Los gasoductos y oleoductos enterrados, bien construidos, generalmente no han sido afectados por la propagación de ondas sísmicas. Esto se ha visto confirmado por la no existencia de un solo caso reportado de falla mecánica de gasoductos u oleoductos atribuible solamente a la propagación de ondas sísmicas. a) Antecedentes Las ondas de un cuerpo, incluyendo las ondas de compresión y de cizallamiento, se propagan radialmente desde la fuente de liberación de energía del terremoto (hipocentro) hacia la roca circundante y el medio de tierra. Las ondas de compresión provocan deformaciones axiales de compresión y tensión en el suelo en dirección radial, alejándose del hipocentro. Las ondas de cizallamiento provocan deformaciones de cizallamiento en el suelo, perpendiculares a estas líneas radiales. Cuando las ondas de compresión y las ondas de cizallamiento son reflejadas por la interacción con la superficie del suelo, se generan ondas de superficie (ondas de Love y Rayleigh). Excepto a muy grandes distancias del epicentro, la magnitud de las ondas de superficie son mucho menores que las ondas de un cuerpo. Para propósitos de ingeniería, es una práctica aceptada considerar que los movimientos de suelo fuertes (mayores de 0.1 g) son generados por ondas de cizallamiento. El resto de este análisis aborda sólo propagación de ondas de cizallamiento. Un ducto enterrado en el suelo que está sujeto al paso de estas ondas sufrirá deformaciones longitudinales y de flexión a medida que se ajusta a las deformaciones del suelo relacionadas. En la mayoría de los casos, estas deformaciones son relativamente pequeñas, y los gasoductos/oleoductos soldados, en buenas condiciones, normalmente no sufren daño. Las ondas sísmicas que se propagan también provocan la subida de las deformaciones de la membrana circunferencial y las deformaciones de cizallamiento en ductos enterrados; pero estas deformaciones son aún más pequeñas y pueden ser omitidas. b) Cálculo de la Deformación del Suelo Un método relativamente simple, basado en un enfoque metodológico desarrollado por Newmark (1965), puede ser utilizado para obtener un estimado del límite superior de la deformación del suelo debido a la propagación de una onda sísmica con forma constante (onda sinusoidal). La deformación máxima del suelo εg está dada por:

εg =

V max αε ⋅ c

Germanischer Lloyd Industrial Services GmbH, Business Segment Oil and Gas

111 / 428

Reporte No.: GLP/GLM/MEMP/726-07 Rev. 0 Fecha: 2007-10-10

Donde: Vmax = c= αε=

Velocidad del suelo horizontal máxima en la dirección de propagación de la onda. Velocidad de propagación aparente de la onda sísmica, es decir la componente de la velocidad de la onda de cizallamiento en la roca base paralela al ducto bajo consideración. Coeficiente de deformación del suelo correspondiente al ángulo más crítico de incidencia y el tipo de la onda sísmica (2.0 para ondas de cizallamiento (ASCE, 1984)).

La velocidad de propagación aparente es la inversa de la “lentitud”, un término utilizado en sismología. La lentitud es una función de la geometría de la fuente al lugar y la velocidad de propagación de la onda a lo largo de toda la trayectoria de propagación. Estudios de matrices de información de movimientos fuertes y débiles muestran que la velocidad aparente de la propagación de la onda de cizallamiento, normalmente está en el rango de 2.0 a 3.5 Km/seg. (Abrahamson, 1992). Por lo tanto, la velocidad de propagación aparente de 2 Km/seg. puede ser tomada generalmente como un estimado de límite inferior que proporcionará un estimado máximo de la deformación del suelo. Si no se produce deslizamiento del ducto con respecto a la tierra circundante, entonces la deformación axial máxima en el ducto es igual a la deformación máxima del suelo. El coeficiente de deformación del suelo corrige esta deformación del suelo por los efectos de la orientación del ducto con respecto a los movimientos propios de las ondas. Si ocurren deslizamientos, entonces las deformaciones longitudinales del ducto serán menores que la deformación del suelo; por lo tanto, la suposición de que la deformación del ducto es igual que la deformación del suelo es un límite superior conservador, especialmente para suelos muy blandos. Las ondas de cizallamiento también producen curvatura en el suelo, la cual se transfiere a un ducto enterrado como deformación de flexión. El efecto de curvatura es muy pequeño y es omitido. c) Análisis del Ducto Techint contrató los servicios de ABS Consulting para verificar las deformaciones inducidas en las secciones de los ductos de Camisea por el paso de ondas sísmicas. El análisis se informa en el Cálculo N° 110 1136.007 (ABS Consulting, 2002 b). El cálculo cubre sólo las deformaciones sísmicas en las secciones del ducto fuera de cualquier zona de PGD, tales como las zonas de cruce de falla geológica y de peligro de deslizamiento de tierra. La verificación se hizo para tres diámetros diferentes de tubos del ducto de GN, 18, 24 y 32 pulgadas, y para dos diámetros del ducto de LGN, 10 y 14 pulgadas. ABS tomó en cuenta un rango de velocidades de cizallamiento de 150 a 600 m/seg. y velocidades de onda Rayleigh de 139.5 a 558 m/seg. ABS tabuló las aceleraciones de suelo máximas en puntos separados a lo largo de la ruta del ducto, de planialtimetrías de aceleraciones máximas; trabajo desarrollado por Vector Perú (2001). Luego, ABS calculó las velocidades de suelo máximas correspondientes, según relaciones aceptadas de escala para la velocidad como una función de la aceleración. A partir de entonces, era cuestión de calcular la deformación del suelo en puntos separados a lo largo de los ductos utilizando los siguientes parámetros con la ecuación para la deformación del suelo dada anteriormente: • • •

Velocidad máxima de partículas. Velocidades de las ondas de cizallamiento y de las ondas Raleigh para las condiciones generales de suelo en cada ubicación. Presiones de operación.

De acuerdo con la práctica usual, las deformaciones del ducto se tomaron como si fueran iguales a las deformaciones del suelo y pueden asumirse que son de tensión o de compresión. Las deformaciones en el Germanischer Lloyd Industrial Services GmbH, Business Segment Oil and Gas

112 / 428

Reporte No.: GLP/GLM/MEMP/726-07 Rev. 0 Fecha: 2007-10-10

ducto fueron luego comparados con los límites de deformación para desplazamiento de suelo permanente. En todos los casos, las deformaciones calculadas estaban muy por debajo de los límites de deformación para la capacidad de dar servicio y la integridad estructural bajo presión. La velocidad de propagación de ondas utilizada en el cálculo de ABS corresponde a la velocidad de las ondas en los suelos de superficie. La velocidad aparente de las ondas que debería haberse utilizado, es la velocidad de las ondas de cizallamiento en la roca base. Es apropiado utilizar las velocidades de las ondas en la roca, ya que las ondas de cizallamiento se propagan desde gran profundidad (hipocentro del terremoto) y los movimientos de suelo más fuertes provienen de las ondas de cizallamiento. Una velocidad mínima de onda de cizallamiento es de cerca de 2 Km/seg., la cual es de 3 a 13 veces más rápida que las velocidades de onda utilizadas en el cálculo. Como quiera que la deformación en el ducto es inversamente proporcional a la velocidad de la onda, el cálculo de ABS se excedió en la predicción de la deformación por factores de por lo menos de 3 a 13. Como un segundo punto, el cálculo de ABS hace referencia a los criterios de deformación para la integridad estructural bajo presión y la capacidad de dar servicio propuestos para las zonas de PGD. Esto no es apropiado porque las zonas de PGD están limitadas en cuanto al largo, mientras que el cálculo de propagación de ondas sísmicas aplica la sección completa del ducto en la región de fuerte vibración del suelo. Si, por coincidencia, las deformaciones fueran lo suficientemente grandes para acercarse a los límites de la integridad estructural bajo presión, se sugeriría que muchos kilómetros de ducto podrían ser dañados y se necesitaría inspección y reparación. Por lo tanto, es mejor considerar las deformaciones cercanas al punto de cedencia como una condición limitante para evitar daño muy extendido. Esta observación es simplemente académica; las condiciones de deformación en los ductos son demasiado bajas para que este tema sea preocupante para los ductos del Proyecto Camisea. Finalmente, considerado que la situación de deformación inducida es de mínimas consecuencias para los ductos de GN y LGN, habría sido adecuado, simplemente, realizar el cálculo de propagación de ondas en un paso simple utilizando la velocidad de suelo máxima, más elevada, en cualquier lugar del ducto con una velocidad de propagación de ondas, de 2 Km/seg. A pesar de la lista de discrepancias y observaciones presentada anteriormente, el cálculo de ABS proporciona un límite superior conservador y un cálculo riguroso de los efectos de propagación de las ondas, y demuestra concluyentemente que las condiciones de deformación del ducto debido a la propagación de ondas sísmicas están bien por debajo de los límites de deformación comúnmente aceptados; de hecho, las deformaciones están normalmente debajo del punto de cedencia.

4.2.5.8.- Obras de Arte Con el objeto de atender la construcción de ambas líneas, aplicando “Las Mejores Prácticas Recomendadas de Ingeniería” y los nuevos conceptote de “Estado del Arte”, durante la fase de diseño y construcción, y como consecuencia de lo complicado de la configuración del terreno, se tuvieron que construir obras especiales, las cuales son consideradas como “Obras de Arte”, entre ellas las condiciones de cruce de la Falla Geológica, en donde hubo la necesidad de consideraciones especiales, recomendadas desde el estudio de origen, los cruces de áreas de bofedales, en donde se buscó la zona más propicia y la modificación de la consideración general en su diseño, los cruces carreteros, como aquellos que ya no pudieron ser a cielo abierto, los cruces de ríos, en donde las condiciones de construcción exigían una pendiente muy pronunciada en la que en la parte inferior implicaba una obra muy complicada, recurriendo al cambio de cruce aéreo a través de un puente estructural creado exprofeso para tal condición en el Río Comerciato, el cruce direccional, etc., además de ya empezar a vivir y soportar condiciones extremas de deslizamientos de terreno que provocaron cargas externas y deformación sobre las líneas de tubería, lo que demandó en una fase inicial la construcción de dos túneles, los cuales resultaron de la necesidad de mitigar los deslizamientos ocurridos y que estaban impactando la confiabilidad operativa de los sistemas de transporte, hasta llegar a la falla en una de las Germanischer Lloyd Industrial Services GmbH, Business Segment Oil and Gas

113 / 428

Reporte No.: GLP/GLM/MEMP/726-07 Rev. 0 Fecha: 2007-10-10

secciones, lo que demandó la construcción de un nuevo túnel en esa zona de deslizamientos. Es importante hacer notar, que se entregaron todos los detalles de las consideraciones de los cruces, así como los estudios que debieron haber determinado las cargas a soportar y los anclajes necesarios. Estas obras han sido ejecutadas según las necesidades de construcción de ambas líneas, los documentos de soporte de las mismas fueron evaluadas según lo entregado por TGP para cada caso, en términos generales son aceptables estas disposiciones y condiciones de ejecución.

4.2.5.9.- Análisis de Esfuerzo (“Stress Analysis”) Para efecto de evaluar el comportamiento de los ductos con relación a sus esfuerzos se realizaron evaluaciones independientes, por lo que se tomaron en cuenta los siguientes conceptos y consideraciones por parte del equipo de especialistas de GL, tanto del área mecánica como de peligros geotécnicos:

4.2.5.9.1.- Área Mecánica El objetivo de esta parte de la Auditoria Integral es verificar que los ductos, tanto de LGN como GN, tienen suficiente flexibilidad para absorber expansiones o contracciones, de modo tal que los valores de los esfuerzos equivalentes totales no sobrepasen a aquéllos recomendados por los códigos ASME B31.4 y ASME B31.8.

4.2.5.9.1.1.- Documentos de Referencia Los documentos que han servido de base para la evaluación de este tema, por parte del Área Mecánica de GL, son: No. Documento 2794-L-CA-00004 2794-L-CA-00005

-

Titulo o Descripción SAN ANTONIO – TOCCATE ROAD NG 32” PIPELINE INSTALLATION AT TUNNELS # 1 AND # 2 STRESS REPORT. SAN ANTONIO – TOCCATE ROAD LGN 14” PIPELINE INSTALLATION AT TUNNELS #1 AND # 2 STRESS REPORT. ANÁLISIS DE FLEXIBILIDAD ÁREAS: 11, 13, 16, 18, 19, 22, 51, 52, 53, 54, 56, 57, 58 y 61 (ARCHIVOS DE ENTRADA SALIDA DEL CAESAR II)

Rev. A A -

Tabla 4.2.5.9.1.1.1 – Documentos de Referencia

4.2.5.9.1.2.- Desarrollo El criterio seguido por Germanischer Lloyd para la revisión de este apartado de la auditoria, se basó en los siguientes aspectos, los cuales son básicos para el correcto análisis de flexibilidad de todo ducto:

4.2.5.9.1.2.1.- Expansión y flexibilidad Un ducto debe diseñarse con la suficiente flexibilidad para absorber una posible expansión o contracción que pudiera ocasionar esfuerzos en el material del mismo, momentos flexionantes de importancia en las juntas,

Germanischer Lloyd Industrial Services GmbH, Business Segment Oil and Gas

114 / 428

Reporte No.: GLP/GLM/MEMP/726-07 Rev. 0 Fecha: 2007-10-10

fuerzas o momentos elevados en los puntos de conexión de equipos o en los puntos de guía o anclaje en los soporte de las tuberías. Deben realizarse los respectivos análisis, en donde exista duda de la adecuada flexibilidad del sistema y como buena práctica de ingeniería en aquellos sitios en donde se tengan obras especiales tales como cruzamientos con puentes, túneles, llegada a instalaciones superficiales, en las líneas principales a las entradas y salidas de estaciones de compresión o bombeo. En los ductos superficiales, la flexibilidad se debe obtener mediante el uso de codos, omegas y cambios de dirección o utilizando juntas de expansión para absorber los cambios térmicos que pudieran presentarse. Si se utilizan juntas de expansión, se deben instalar anclas de resistencia y rigidez suficiente para soportar las fuerzas en los extremos debidas al efecto térmico u otras causas. La expansión térmica de los ductos enterrados puede causar movimientos en los puntos terminales, cambios de dirección y cambio de dimensiones, acercándose o rebasando los esfuerzos permisibles, por lo que dichos movimientos puedan reducirse a través de anclajes comúnmente denominados como “muertos de anclaje”.

4.2.5.9.1.2.2.- Determinación del Esfuerzo Equivalente Es muy importante que en este tipo de análisis se consideren y se calculen el valor de los esfuerzos máximos equivalentes que se presenten en aquellos puntos críticos del ducto. El esfuerzo equivalente está dado mediante la siguiente expresión en base al esfuerzo combinado de Von Misses (ASME B31.8, sección A842.22):

Seq= Sh2 − Sl⋅ Sh+ Sl2 +3⋅ Ss2 Donde: Sh = Esfuerzo circunferencial debido a la presión del fluido, en N/mm2 (lb/pulg2), de acuerdo a la fórmula de Barlow.

Sh = SL =

P⋅ D 2⋅ t Esfuerzo longitudinal, en N/mm2 (lb/pulg2).

Existen diferencias fundamentales en las condiciones de carga para tramos de tubería restringida y aquellos tramos superficiales no sujetos a una restricción importante a esfuerzos axiales. Por lo tanto, es necesario especificar las diferentes expresiones para el cálculo del esfuerzo longitudinal. Ductos Restringidos: El esfuerzo longitudinal debido a efectos combinados por aumento de la temperatura y presión del fluido, debe calcularse con la siguiente ecuación (ASME B31.4, sección 419.6.4):

S L = E ⋅ α ⋅ (T2 − T1 ) − ⋅ν ⋅ S h Ductos no Restringidos: Para aquellos tramos de tubería que no tengan una restricción axial importante, el esfuerzo longitudinal debe calcularse de acuerdo con la siguiente expresión:

Germanischer Lloyd Industrial Services GmbH, Business Segment Oil and Gas

115 / 428

Reporte No.: GLP/GLM/MEMP/726-07 Rev. 0 Fecha: 2007-10-10

Sl = Ss =

Ss =

Sb =

Sb =

Sh + Sb 2 Esfuerzo cortante, en N/mm2 (lb/pulg2).

Tr 2 ⋅ Fs + 2⋅Z A Esfuerzo de flexión equivalente, en N/mm2 (lb/pulg2).

( ii ⋅ M i ) 2 + ( i o ⋅ M o ) 2 2

En donde las variables anteriores corresponden a: Mi =

P= D= t= T1 = T2 = E= α=

Momento de flexión en el plano del miembro (para miembros que tengan orientación importante tales como codos o tees; para éstos últimos, los momentos en el cabezal y en tramos de ramal deben considerarse por separado), en N-mm (lb-pulg). Factor de intensificación del esfuerzo bajo flexión en el plano del miembro. Momento de flexión fuera de o transversal al plano del miembro, en N-mm (lb-pulg). Factor de intensificación del esfuerzo bajo flexión fuera de o transversal al plano del miembro. Presión interna, en N/mm2 (Psi). Diámetro exterior nominal del tubo, en mm (pulg.). Espesor de pared de acero del tubo, en mm (pulg.). Temperatura en el momento de la instalación de la tubería, en °C (°F). Temperatura máxima o mínima de operación, en °C (°F). Módulo de elasticidad del acero, en N/mm2 (lb/pulg2). Coeficiente lineal de expansión térmica, en mm/mm/°C (pulg/pulg/°F).

ν= FS = Tr = A= Z=

Relación de Poissón = 0.30 para el acero. Fuerza cortante aplicada al ducto, en N (lbs). Torsión aplicada al ducto, en N-mm (lb-pulg). Área de la sección transversal del tubo, en mm2 (pulg2). Módulo de sección del tubo, en mm3 (pulg3).

los ii = Mo = Io =

4.2.5.9.1.2.3.- Análisis de Flexibilidad por Medio de Análisis del Elemento Finito En el caso específico de los ductos de LGN y GN del sistema de transporte de CAMISEA, el diseñador realizó el análisis de flexibilidad de las áreas 11, 13, 16, 18, 19, 22, 51, 52, 53, 54, 56, 57, 58 y 61, de los tramos de tubería pertenecientes a los túneles 1 y 2, así como del tramo correspondiente al cruce con puente en el Río Comerciato.

Germanischer Lloyd Industrial Services GmbH, Business Segment Oil and Gas

116 / 428

Reporte No.: GLP/GLM/MEMP/726-07 Rev. 0 Fecha: 2007-10-10

La información recibida y revisada por GL, para este rubro de la auditoria, abarcó únicamente archivos de las entradas y salidas de programa CAESAR II versión 4.30 y en algunos casos se incluyó el arreglo del modelo en donde se mostraban los tipos de restricciones o soportes del modelo realizado. Por lo que en el sentido estricto, esta información forma parte fundamental de un análisis de flexibilidad; sin embargo; no está completa para poder considerarse un reporte completo. En la información revisada, se aprecia que los esfuerzos de los nodos para los diferentes casos de combinaciones de carga, se encuentran por debajo de los límites de esfuerzos permisibles indicados por los códigos ASME B31.4 y ASMEB31.8. Sin embargo debido a que solo se tienen los archivos de entrada y salida de CAESAR, no fue posible verificar a detalle que combinaciones de carga se consideraron en los análisis. Es muy importante mencionar que en los análisis de flexibilidad de los ductos se han considerado casos de carga que son previsibles por diseño y típicos en la industria del gas y del petróleo, como pueden ser expansiones térmicas, prueba hidrostática, terremoto, peso propio de la tubería, etc., por lo que casos inusuales de cargas no previstos como deslaves del terreno, socavaciones o asentamientos no fueron considerados.

4.2.5.9.1.3.- Conclusiones Al finalizar la revisión de la información relativa a los análisis de flexibilidad del ducto, se concluye que de manera general los resultados de los análisis de esfuerzos realizados en CAESAR II reportan resultados satisfactorios; sin embargo, en la manera en que los resultados fueron entregados no nos permite asegurar un cumplimiento total de dichos cálculos.

4.2.5.9.1.4.- Recomendaciones En base a la información revisada y a las buenas prácticas de ingeniería, se recomienda que un reporte completo de un Análisis de Esfuerzos, incluya como mínimo lo siguiente: • • • • • • • • • • • • •

Datos específicos del ducto a analizar, así como las condiciones operativas. Consideraciones y premisas del análisis. Plots del arreglo de la tubería a analizar. Condiciones de Frontera del modelo (soportes, anclajes, apoyos, restricciones, etc). Propiedades mecánicas del suelo (ductos enterrados), que incluyan tipo de suelo, ángulo de fricción interna, cohesión del terreno, densidad, etc. Plots del modelo en donde se aprecien los nodos considerados. Casos de carga a considerar (incluir análisis estático y dinámico). Combinaciones de carga consideradas (incluir análisis estático y dinámico). Listados de fuerzas, momentos y esfuerzos en los elementos del modelo, así como su factor de utilización con respecto al código aplicable (ASME B31.4 ó 31.8). Plots de deformaciones de los ductos. Plots de las cargas de los ductos. Rediseño del modelo (en caso de aplicar). Conclusiones.

Germanischer Lloyd Industrial Services GmbH, Business Segment Oil and Gas

117 / 428

Reporte No.: GLP/GLM/MEMP/726-07 Rev. 0 Fecha: 2007-10-10

4.2.5.9.2.- Peligros Geotécnicos El objetivo de esta parte de la Auditoría Integral es verificar que los ductos, tengan un comportamiento adecuado ante los problemas geotécnicos, relativos al deslizamiento de tierras, por lo que se hacen diferentes consideraciones, de acuerdo con lo que sigue:

4.2.5.9.2.1.- Premisa de Diseño para Zonas de PGD Los movimientos de suelo, tales como los deslizamientos de tierra, someterán a los ductos enterrados a estados de deformación bien en exceso de las condiciones cubiertas por los estándares de la industria y las normas técnicas. Cuando una ruta de ducto cruza un área con peligro geológico potencial, se necesita un diseño de ingeniería especial para asegurar que el ducto tenga la resistencia adecuada, ductibilidad, resistencia a la fractura y calidad de construcción para: • •

Soportar completamente el movimiento de suelo previsto, sin rotura, por ejemplo, pérdida de la integridad estructural bajo presión; o Soportar una acumulación de movimiento de suelo lento hasta una amplitud en la cual el monitoreo rutinario pueda detectar la ocurrencia de una situación anómala de manera anticipada a la rotura del ducto.

Las áreas de peligro de deslizamiento de tierra en la ruta de los ductos de Camisea encajan en esta última categoría. En general, no es práctico diseñar los cruces de ducto por zonas de PGD, (condiciones de deformación elevada) de acuerdo a las tensiones permitidas por las normas técnicas comunes para las condiciones de operación y cargas externas. En vez de eso, el enfoque metodológico alternativo aceptado es recurrir al método de diseño basado en deformaciones que permite que ocurran localmente grandes deformaciones en el ducto, siempre y cuando se asegure la integridad estructural bajo presión, por ejemplo, se permita un daño al ducto, pero se evite la rotura del ducto y la fuga de su contenido. Esto implica que el riesgo de deformación permanente localizada en la pared del ducto, y la reparación posterior, o reemplazo de la sección del ducto dañada, es aceptable si se toma en cuenta la baja probabilidad de ocurrencia de deformación del suelo durante la vida operativa del proyecto, comparada con otros riesgos del proyecto más generales.

4.2.5.9.2.2.- Metodología de Elementos Finitos No Lineales El análisis de los efectos de la interacción suelo-ducto, en zonas de PGD, requiere la utilización de procedimientos analíticos que puedan considerar el comportamiento inelástico del ducto, el comportamiento no lineal de la masa de tierra circundante y los grandes efectos de desplazamiento. Los procedimientos de elementos finitos no lineales son, en general, apropiados para este tipo de análisis. Se necesitan criterios de deformación en tensión y comprensión, aplicables a cargas de desplazamiento controlado y apropiados para asegurar la integridad estructural bajo presión, así como también se necesita prestar atención a la soldadura y a la inspección de ella para asegurarse que las soldaduras circunferenciales puedan cumplir con el requisito de comportamiento inelástico en el ducto de la línea. Un ducto en zona de PGD, a ser analizado con el procedimiento de elementos finitos, se divide en un número de elementos de tipo “tubular”, rectos o curvos, los cuales pueden tener variaciones en su longitud a lo largo del ducto. El segmento de ducto utilizado en el modelo debe ser lo suficientemente largo para caracterizar su comportamiento en la zona de PGD; por ejemplo, debería extenderse más allá de los puntos de anclaje Germanischer Lloyd Industrial Services GmbH, Business Segment Oil and Gas

118 / 428

Reporte No.: GLP/GLM/MEMP/726-07 Rev. 0 Fecha: 2007-10-10

virtual, a cada lado de la PGD (los puntos donde la fricción axial del suelo es la suficiente para oponerse a las fuerzas axiales generadas por el desplazamiento relativo o distorsión de la masa de tierra). El comportamiento inelástico del ducto es simulado especificando una curva no lineal esfuerzo–deformación para el acero del ducto. Los elementos de ducto justifican el comportamiento esfuerzo–deformación no lineal, pero no incluyen el efecto del pandeo por compresión o la formación de arrugas en la pared del ducto. Por lo tanto, es necesario utilizar criterios de deformación de compresión basados en ensayos que normalicen las deformaciones axiales sobre cierta longitud de ducto, abarcando las secciones de ducto arrugadas o pandeadas (por lo común sobre una distancia equivalente a uno o dos diámetros del ducto). La interacción suelo–ducto puede ser representada en un modelo por medio de soportes elásticos no lineales discretos orientados en las direcciones axial, horizontal y vertical. La metodología para el cálculo de soportes elásticos de suelo ya ha sido establecida (ASCE, 1984; ALA 2001; Honegger y Nyman, 2004). El desplazamiento del suelo es aplicado en el modelo de elementos finitos como desplazamientos relativos de la base de los soportes elásticos de suelo dentro de la zona de PGD, o desplazamientos relativos a horcajadas sobre una zona de rotura de falla geológica o movimiento de una masa de deslizamiento de tierra cuesta abajo. Las propiedades físicas de la restricción del suelo (soporte elástico) deben ser definidas en forma consistente con las condiciones de campo; por ejemplo, las propiedades de fuerza-desplazamiento deben ser representativas del suelo en el lugar o del relleno especial de la zanja tal como sea aplicable a la situación de PGD siendo evaluada.

4.2.5.9.2.3.- Criterios de Deformación para Ductos Enterrados Sujetos a PGD Un ducto sujeto a PGD sufre cargas externas generadas por los movimientos del suelo con respecto al ducto. El ducto deja de experimentar cargas externas una vez que se haya deformado lo suficiente para equiparar el movimiento del suelo. Este tipo de carga se denomina comúnmente como de ‘‘desplazamiento controlado”. Otro tipo de situación de carga, dependiente del desplazamiento, es cuando los efectos de compresión axial debidos a PGD, o expansión térmica, provocan pandeo del ducto con levantamiento, mediante el cual el ducto enterrado se desplaza verticalmente hacia arriba hasta sobresalir del suelo. En algunos casos, la componente elástica de la deformación de compresión en el ducto proporcionará suficiente energía para aumentar la deformación del ducto posterior al pandeo y se puede requerir de una investigación más detallada de los efectos de la deformación local. Sin embargo, la restricción del suelo limita la cantidad máxima de desplazamiento que el ducto puede sufrir. A esta situación de formación de cargas se le denomina “limitada por el desplazamiento”. Para los ductos que experimentan formación de cargas de desplazamiento controlado o de desplazamiento limitado, es apropiado basar el diseño en límites de deformación que permitan la cedencia y distorsión de la pared del ducto, pero manteniendo la integridad estructural bajo el límite de presión; sin embargo, el estado de deformación relacionado podría alcanzar tal extremo que se requeriría cambio de una sección del ducto o su reparación.

4.2.5.9.2.3.1.- Límites de Deformación en Tensión Para ductos nuevos, construidos de acero con tubería de resistencia intermedia (X65 y menor), que utilizan especificaciones de soldadura e inspecciones similares a aquellos utilizados en operaciones de tendido de ductos en el mar, se puede lograr, en general, capacidades de deformación en tensión de 4% antes de que haya una pérdida de la integridad estructural bajo presión. Para proyectos en los cuales una falla mecánica del ducto podría tener graves consecuencias, puede ser necesario llevar a cabo ensayos de probetas del material del ducto y de la soldadura para demostrar su capacidad de alcanzar el nivel deseado de desempeño bajo deformación en tensión. Germanischer Lloyd Industrial Services GmbH, Business Segment Oil and Gas

119 / 428

Reporte No.: GLP/GLM/MEMP/726-07 Rev. 0 Fecha: 2007-10-10

4.2.5.9.2.3.2.- Límites de Deformación en Compresión Se han llevado a cabo ensayos combinados a escala completa de compresión axial y flexión y análisis de elementos finitos por varias universidades y organizaciones dedicadas a ensayos; pero las comparaciones directas entre los resultados de los ensayos se han complicado por las diferencias existentes en las condiciones de carga, técnicas de medición y objetivos de los ensayos. Parece que no se han llevado a cabo ensayos controlados especiales que apliquen deformaciones de compresión axial y de flexión hasta un punto tal que haya pérdida de la integridad estructural bajo presión. Además, parece que nunca ha habido un programa de ensayos que examine la variación en el comportamiento para condiciones idénticas de carga en el ducto, propiedades de la soldadura, tamaños de ducto y estados de límite. En un informe de ensayos de la Universidad de Alberta (Mohareb, 1994), se observó que una relación de deformación de flexión bajo compresión correspondiente a 15% de ovalamiento de la sección transversal del ducto, era un límite inferior conservador de la mayoría de los resultados de ensayos disponibles para el público (Nyman, 2003), y ha sido utilizado como un límite de deformación bajo compresión apropiado para la integridad estructural bajo presión en las evaluaciones de gasoductos/oleoductos enterrados. Este criterio de deformación del límite inferior está dado por:

ε c = 1.76

t ≤ 0.04 D

Donde: t= D=

Espesor de pared del ducto Diámetro exterior del ducto.

El límite que no debe excederse de 0.04 de deformación (4% de deformación) fue añadido como un límite superior razonable. En ausencia de ensayos de flexión de ductos específicos al proyecto, este criterio de deformación es recomendable como un límite inferior razonable para poder satisfacer requerimientos importantes de materiales y soldadura, como se analiza después en este informe. Los ductos sometidos a deformación bajo compresión axial o flexión hasta el límite mencionado, probablemente mostrarán un pandeo bien formado hacia afuera en la pared del ducto. Si la reacción del ducto está limitada por el desplazamiento, como podría ocurrir si el ducto sufre pandeo con levantamiento, bajo una carga axial de compresión, debería evaluarse el potencial de que la deformación se localice en el pandeo.

4.2.5.9.2.3.3.- Soldadura y Materiales Los límites de aceptación de deformación, dado en las secciones anteriores, especialmente la deformación de tensión, se basan en dos suposiciones importantes: 1) Los ductos se someten a una inspección de campo meticulosa que incluya el 100% de la inspección radiográfica o ultrasónica de las soldaduras, a través de las zonas de PGD. 2) La especificación de los materiales de la soldadura y de los procedimientos aseguran una suficiente resistencia y tenacidad de la soldadura para desarrollar un límite de elasticidad elevado en todo el espesor de la pared del ducto (comúnmente denominado equiparación de la soldadura). La especificación del procedimiento de soldadura también debe justificar el rango esperado de los límites de elasticidad o puntos de cedencia del acero del ducto.

Germanischer Lloyd Industrial Services GmbH, Business Segment Oil and Gas

120 / 428

Reporte No.: GLP/GLM/MEMP/726-07 Rev. 0 Fecha: 2007-10-10

Además de la resistencia, tenacidad a la fractura y soldabilidad, una propiedad física importante del ducto para el diseño basado en deformación es la relación (Y/U): límite de cedencia (Y) a resistencia final (U) del ducto y de la zona afectada por el calor durante la soldadura (HAZ por sus siglas en ingles). Esta relación aritmética, junto con la forma de la curva esfuerzo-deformación, determina la cantidad de deformación plástica que puede ser tolerada sin que haya falla mecánica en el material del ducto y la zona adyacente a la soldadura circunferencial. Una relación aritmética del orden del 75% sería ideal y en general se puede alcanzar para ductos de bajo límite de elasticidad. Ductos con un límite de resistencia más elevado (calidad X70 o mayor) que se especifica normalmente para minimizar el peso del ducto y el costo, tiene probablemente una relación Y/U de 85% a 90% o quizás mayor. La selección de ductos de menor resistencia, tal como X60, necesariamente con pared más gruesa, es una alternativa razonable para garantizar una relación Y/U baja en zonas sísmicas donde se requiera una alta capacidad de resistir deformaciones. Se debería especificar un proceso de soldadura que reduzca al mínimo tanto el número como el tamaño de las imperfecciones. La presencia de pequeñas imperfecciones o defectos en el depósito de la soldadura, especialmente aquellos que tienen una geometría plana y están ubicados cerca a la raíz o a la corona de la soldadura, dañan fuertemente la capacidad del material para distribuir deformaciones plásticas uniformemente. Si se especifica un metal de soldadura que tiene una resistencia de fluencia más elevada que el del metal del ducto, se reducen al mínimo las posibilidades de que se concentren las deformaciones dentro del material de la soldadura. Los requerimientos en cuanto a la calidad de sanidad de soldadura (criterios de aceptación de defectos) comprendidos en las normas técnicas de soldadura basada en esfuerzos, quizás no sean los adecuados para diseños basados en deformaciones. El especificar un tamaño de defecto admisible presupone un sistema de inspección capaz de detectar y clasificar por tamaño los defectos que permanecen en la soldadura. Se ha establecido que el ancho del defecto y su distancia a la superficie del ducto son los parámetros críticos. Las técnicas de radiografía convencionales no son adecuadas para cualquiera de estas mediciones y, generalmente, se necesita utilizar un procedimiento de inspección ultrasónica mecanizado, tal como el que comúnmente se utiliza para el tendido de ductos en el mar. Se puede lograr una precisión de cerca de 1 mm en las mediciones de los anchos de los defectos en ductos con espesor de pared menor de 25 mm. El efecto neto de un procedimiento especial de soldadura y una inspección exhaustiva de las soldaduras quizás conduzca a una tasa elevada de rechazos de soldaduras, de esa manera reduciendo la productividad e incrementando el costo por soldadura. Sin embargo, en general, esto es económicamente viable si se toma en cuenta la longitud relativamente limitada de la sección del ducto que necesita un diseño basado en deformaciones para la mayoría de los proyectos.

4.2.5.9.2.4.- Resumen Los ductos de acero soldado son capaces de trasladar altos esfuerzos de tensión siempre que el ducto esté fabricado de acero dúctil y la calidad de la soldadura supere el metal base; es decir, la soldadura debe tener suficiente resistencia para mejorar la capacidad de esfuerzo requerido de la tubería de acero .Este requerimiento típicamente significa que el esfuerzo o resistencia última a la tensión de la soldadura debe exceder el esfuerzo o resistencia última a la tensión de la tubería, incluyendo la variación permisible esperada de las propiedades de tensión. En otras palabras, los valores inferiores del límite de la resistencia de la soldadura deben exceder los valores superiores del límite del esfuerzo o resistencia última a la tensión de la tubería. Si la calidad de la soldadura por arriba del metal base no es satisfecha, entonces es probable que el ducto rompa en una soldadura circular antes de desarrollar un amplio alargamiento por tensión en el ducto para soportar el desplazamiento del terreno. La calidad de la soldadura por arriba del metal base requiere de una atención cuidadosa en la selección de los electrodos consumibles, procedimiento de soldadura, inspección de soldadura y criterios de aceptación de la calidad de la soldadura. Germanischer Lloyd Industrial Services GmbH, Business Segment Oil and Gas

121 / 428

Reporte No.: GLP/GLM/MEMP/726-07 Rev. 0 Fecha: 2007-10-10

4.2.5.10.- Aplicación de Normas En los conceptos generales, las normas específicas para cada ducto han sido aplicadas; sin embargo, ha habido ciertos puntos donde este concepto no se ve reflejado al 100%, esto se puede ver en los planos de trazo y perfil, en los cuales el factor de diseño para las partes aéreas y válvulas se sigue manifestando como 0.72, siendo que en esas partes se debe reflejar el factor de 0.60, de acuerdo con ASME B31.8, párrafo 840.41 y 841.121; sin embargo, es importante hacer notar que, en los detalles de los cruces aéreos, se puede apreciar el cambio de espesor, por lo que se usó el factor de diseño de 0.60; no obstante, en los planos de trazo y perfil, tales como el 2794-L-AS-10-002 y 2794-L-AS-10-021, entre otros, no se indica ese factor de diseño en las válvulas y cruce aéreo. Lo anterior dio lugar a la generación del Hallazgo No. CAM/MECH/AVI/3/001 (ver Anexo III de este informe). Este hallazgo no ha sido soportado, sólo se argumenta que en los planos de Cruces Especiales si están reflejados esos factores, siendo que la observación es sobre los planos indicados, por lo que sigue abierto. Por otra parte, en las condiciones tan especiales de la ruta y DDV, cada uno de los Códigos aplicables (B31.4 en su párrafo 402.1 y B31.8 en su párrafo 841.13), aunque en el caso de las fallas ocurridas estaríamos refiriéndonos al primero, por corresponder al ducto de líquidos, nos indican que el diseñador debe proveer razonable protección para prevenir daños a los ductos de condiciones externas inusuales, de tal forma que se dé la seguridad operativa a los ductos considerando que se prevengan éstos, y de acuerdo con algunas de las actividades de evaluación en la Auditoría Integral, algunos puntos se han quedado como insuficientes, una solución podría ser la consideración de un mayor espesor para futuros proyectos y para tramos localizados en las áreas de deslizamiento de tierra, así como utilizar un WPS con electrodos de propiedades especificadas dentro del rango de las propiedades mecánicas nominales del material base, de tal forma que produzcan soldaduras con propiedades iguales o superiores a las propiedades del material base a unir, según B31.4 en su párrafo 434.8.3; por lo que, además se debió considerar el realizar las pruebas de tenacidad en el proceso de soldadura, lo cual daría una mayor seguridad en el comportamiento mecánico, sobre todo en los mismos sitios de deslizamiento de tierra, ya que el material ha demostrado, en algunos casos, no haber alcanzado la deformación esperada y tuvo un comportamiento de falla frágil, lo cual debe ser analizado en su comportamiento en la zona afectada por el calor y en la evaluación radiográfica, tomando en consideración indicaciones del tipo socavado interno y externo, faltas de penetración y faltas de fusión, como concentradores de esfuerzos. Por otra parte, en ASME B31.4, en el párrafo 434.8.8, se indica que cuando se apliquen temperaturas de precalentamiento por arriba de la temperatura ambiente, el método de calentamiento debe ser especificado, condición que no se ve reflejada en los WPS propuestos, por lo que se generó el Hallazgo No. CAM/WELD/AVI/3/001 (ver Anexo III de este reporte). Por otra parte, en cuanto a la calificación de los soldadores, en los Códigos y Especificaciones aplicables se indica que éstos deben estar calificados antes de realizar cualquier soldadura en la tubería o componentes a ser unidos, situación que no se cumplió del todo, ya que hubo soldadores que se calificaron con juntas de campo, o juntas definitivas de la construcción, además de no demostrar que todos los soldadores realizaron la prueba de calificación de habilidad, de acuerdo con algunas listas de campo entregadas por TGP como parte de los soportes documentales, es importante hacer notar que se tiene una referencia de soldadores calificados que llegó a un número consecutivo de 560 soldadores, de los cuales 107 no reflejan registro alguno, de estos últimos se tienen unas relaciones en los que 6 aparecen enlistados como soldadores trabajando en frentes como soldadores calificados, estos 6 reflejan un porcentaje aproximado del 1% del total de soladores que presentaron su prueba de habilidad. La falta de los registros de calificación de estos seis soldadores dio lugar al levantamiento de un hallazgo.

Germanischer Lloyd Industrial Services GmbH, Business Segment Oil and Gas

122 / 428

Reporte No.: GLP/GLM/MEMP/726-07 Rev. 0 Fecha: 2007-10-10

Ver Hallazgo No. CAM/WELD/AVI/3/004 en el Anexo III de este reporte. Con la información entregada después del 20 de Junio del 2007, por parte de TGP, en la que se soporta la calificación de los soldadores, se cierra este hallazgo. Con la información entregada después del 20 de Junio del 2007, por parte de TGP, en la que se soporta la calificación de los soldadores, se cierra este hallazgo en cuanto a la calificación de los soldadores. Adicionalmente, ASME B31.8 indica en su párrafo 823.3, que los soldadores deben recalificarse al menos una vez cada año, TGP no entregó alguna evidencia de recalificación de los soldadores, por lo que mantuvo sólo la calificación de origen. Así mismo, en la interpretación de integridad de la soldadura se tienen diferencias en la evaluación de algunas indicaciones, tales como socavados; por lo que, con la evaluación de GL determinó que ella no está conforme a lo indicado en ASME B31.8, en su párrafo 826.2, incisos c, d y f, y B31.4, en su párrafo 434.8.5, inciso b, en los cuales se remite al API 1104. De acuerdo con esta evaluación fueron aceptadas durante la fase de construcción varias juntas con indicaciónes de no aceptables, como se refleja en el cápitulo de la evaluación radiográfica de este informe. En el taller realizado en las instalaciones de TGP, en Lurín, el día 20 de Agosto del 2007, referente a la interpretación de imágenes radiográficas, con la asistencia del personal de la COMISION, quedó de manifiesto la no coincidencia en la interpretación. Incluso entre los mismos representantes técnicos de TGP hubo diferencias en su interpretación de una misma indicación de socavado. En cuanto a la evaluación de juntas con falta de penetración, en el mismo 20 de Agosto del 2007, se concluyó que las juntas evaluadas, con esas indicaciones si son juntas aceptables. Como resultado del taller, GL volvió a evaluar los reportes de su calificación, haciéndose las correciónes aplicables a los resultados, conforme se describe en el Capítulo 4.5.4.6. Adicionalmente y con la intervención reciente de los Inspectores de Nivel III de TGP y GL en un taller técnico de la evalución radiográfica, se analizó el impacto de este tipo de indicaciones y se concluyó que éstas son indicaciones de bajo riesgo. Luego tomando en cuenta que los ductos están en operación y que la prueba hidrostática fue satisfactoria, la criticidad de estas juntas, en relación a la interpretación radiográfica, es baja, por lo que no se requiere acción correctiva alguna en la actualidad. Siendo recomendable que se respete las lecciones importantes a aprender para futuros proyectos emitidas durante la última reunión TGP/GL relacionados con el control, ejecución, procedimientos y documentación de los trabajos de soldadura. En cuanto a otros conceptos de cumplimiento o no referente a las normas, reglamentos, especificaciones y mejores prácticas internacionales de ingeniería aplicables, es importante indicar que se manifiestan en cada uno de los apartados correspondientes. Adicionalmente, el personal de inspección/supervisión debe contar con las calificaciones y experiencia necesaria en la construcción de ductos de transporte de hidrocarburos, lo cual no fue del todo sustentado oportado, por lo que se manifiesta como una observación en estos términos en los apartados correspondientes. En la documentación entregada después del 20 de Junio del 2007, por parte de TGP, se han recibido los soportes necesarios, por lo que estas observaciones o hallazgos se han ido cerrando dentro del área específica de evaluación por cada uno de los especialistas que han intervenido en esta Segunda Adenda de ampliación del Contrato de Auditoría. Por otra parte, en las actividades de reparación o sustitución de secciones de tubería, ASME B31.4, en su párrafo 451.6, manifiesta la calificación de soldadores de acuerdo al párrafo 434.8.3 o API 1107, la recomendación se hace en función de aplicar el proceso a un ducto conteniendo líquidos, por lo que se debe

Germanischer Lloyd Industrial Services GmbH, Business Segment Oil and Gas

123 / 428

Reporte No.: GLP/GLM/MEMP/726-07 Rev. 0 Fecha: 2007-10-10

tener la habilidad y experiencia para realizar trabajos en tales condiciones, actualmente API 1104 contempla las condiciones establecidas en API 1107.

4.2.5.11.- Cálculos Hidráulicos-Programa (Software) Utilizado Para poder cubrir este apartado, de acuerdo con los Términos de Referencia establecidos, se ha hecho el análisis por separado de cada uno de los sistemas de transporte del Proyecto Camisea, de acuerdo con lo siguiente:

4.2.5.11.1.- Sistema de Transporte de Líquidos de Gas Natural Para poder evaluar este concepto fue necesario contar con los datos de origen, considerados por Techint, para efecto de valorar su corrida de cálculos y ver los resultados obtenidos, por lo que esta actividad se dividió en los siguientes conceptos:

4.2.5.11.1.1.- Objetivo Analizar el resultado de los Estudios Hidráulicos Transitorio y Estacionario, realizado por la Compañía TECHINT para TGP, así como los datos de entrada y resultados obtenidos, mediante el software utilizado (STONER), para la realización de los estudios antes mencionados y poder detectar cualquier posible desviación a las normas de diseño aplicables y la posible falla en la operación del Sistema de Transporte de Líquidos de Gas Natural, generada durante las transiciones de flujo ocasionadas por cierre de válvulas, falla de equipo (paro de bombas), así como algún problema de cavitación en el estado estacionario del sistema de transporte de líquidos de gas natural.

4.2.5.11.1.2.- Alcance Revisión del estudio Hidráulico del Sistema de transporte de Líquidos de Gas Natural, del cual forma parte los perfiles hidráulicos (Estacionario y Transitorio), Sumarios de datos generados durante las corridas de software y suministro de datos para las corridas de software.

4.2.5.11.1.3.- Documentos de Referencia Los siguientes documentos fueron empleados como referencias para efecto de realizar la evaluación de esta partida: No. 1 2 3 4 5

No. Documento 2794-R-ME-00002 2794-R-ME-0003 -

Titulo ó Descripción Design Basis Hydraulic Criteria and Calculation Anexo 1 - Plano General GN y LGN.pdf Anexo 2 - Diagrama de flujo GN y LGN.pdf Anexo 3 - Listado de diámetros y espesores.pdf

Rev. 2 2 -

Tabla 4.2.5.11.1.3.1 – Documentos de referencia

Germanischer Lloyd Industrial Services GmbH, Business Segment Oil and Gas

124 / 428

Reporte No.: GLP/GLM/MEMP/726-07 Rev. 0 Fecha: 2007-10-10

4.2.5.11.1.4.- Documentos Revisados La documentación proporcionada y que sirvió como base para la evaluación, por parte del personal de GL, fue: No. No. Documento Titulo ó Descripción Rev. 1 2794-R-ME-0003 Hydraulic Criteria and Calculation 2 2 2794-R-ME-00003_s002 4 3 2794-R-ME-00003_s003 2 4 STONER_Annex_B72 2 5 STONER_Annex_B73 Rev2_CASE640 (abril-2006).xls 6 STONER_AnnexB71 Rev2(Abril-2006).doc 7 STONERparte1.doc 8 STONERparte2.doc 9 STONER_Annex_B74_CASE715* 10 CARPETA R0715* (Válvulas XV5xxxx) 11 CARPETA R0640* (Válvulas XV5xxxx) * Documentos entregados después del 20 de Junio, incluye las válvulas del ducto de LGN y estaciones de bombeo PS1 a PS 4. Tabla 4.2.5.11.1.4.1 – Documentos Revisados

En una fase inicial no se contó con toda la información necesaria para evaluar todos los escenarios del estado transitorio del ducto de LGN, así como tampoco los de operación normal y arranques establecidos, por lo que se generó el Hallazgo No. CAM/MECH/AVI/1/002, ver Anexo III de este reporte. Con la información entregada, después del 20 de Junio del 2007, se pudo corroborar los diferentes escenarios de análisis y se considera este hallazgo cerrado.

4.2.5.11.1.5.- Consideraciones De GL Los siguientes datos obtenidos, de la información proporcionado por TGP, fueron parte de las consideraciones más relevantes aplicadas por GL, para su evaluación: 1. Poliducto de 557.3 Km de longitud (*). 2. Punto de mayor elevación de 4827 m ubicado en el Km. 361.74 (*). 3. Se consideraron 2 escenarios: a) El flujo de diseño del poliducto es de 70000 BPD con una densidad de 640 Kg/m3, y b) El flujo de diseño para el poliducto de 40000 BPD que solo se presentaría en el arranque de la operación con componentes pesados, con una densidad del fluido de 715 Kg/m3 (*). 4. Tiempo de cierre de válvulas de bloqueo: 10 pulg, 0.83 min. (50 seg.), 14 pulg, 1.17 min. (70 seg.). Nota:(*) De acuerdo al documento “Technical Specification–Hydraulic Criteria and Calculation” (2794-R-ME-0003 Rev. 2)

4.2.5.11.1.6.- Metodología De Revisión De GL GL, en base a su experiencia en revisión de estudios de esta índole, determinó y dio seguimiento a la siguiente metodología:

Germanischer Lloyd Industrial Services GmbH, Business Segment Oil and Gas

125 / 428

Reporte No.: GLP/GLM/MEMP/726-07 Rev. 0 Fecha: 2007-10-10

•

• •

•

•

•

Se identificó el arreglo del sistema (estaciones de bombeo, válvulas de seccionamiento, válvulas check, etc.), perfil, elevaciones, longitud y diámetros en base al Diagrama de Flujo, Diagramas de Tubería e Instrumentación y Planos de Trazo y Perfil. Se identificaron las condiciones de operación y de diseño del Sistema de Transporte de LGN, así como los diferentes escenarios establecidos para el sistema hidráulico en base a su operación. Se establecieron los criterios de rechazo y aceptación del estudio hidráulico, basados en las condiciones de diseño del ducto, que básicamente consistió en verificar que la máxima presión de operación generada durante las transiciones provocadas por falla de equipo y cierre de válvulas (con el tiempo de cierre establecido) a lo largo de todo el trayecto del ducto, no rebase el 10 % de la Presión Interna de Diseño de acuerdo a ASME B31.4 (apartado 402.2.4), así como el verificar que se analizaron todos los casos de operación establecidos para el diseño del sistema y la congruencia con las condiciones de operación establecidas para el sistema, de acuerdo a los requerimientos del proyecto y el perfil de la trayectoria. Se realizó un análisis de las gráficas de comportamiento del sistema hidráulico, en conjunto con la tabulación de resultados obtenidos de las simulaciones, en el que se observó que la curva generada por las transiciones ocasionadas por falla de equipo y cierre de válvulas permaneciera siempre por debajo de la curva de máxima presión de operación permitida para garantizar la ausencia de posibles fallas en el ducto. Para el caso del estado estacionario y a través de un programa propio de GL, se realizó un cálculo independiente de la velocidad y caída de presión generada en el ducto, para ratificar los resultados obtenidos en los cálculos hidráulicos del estado estacionario del Sistema de Transporte de LGN. Se obtuvieron comentarios y conclusiones.

4.2.5.11.1.7.- Comentarios GL Los siguientes comentarios se han derivado de la evaluación realizada para cada uno de los regimenes considerados: a) Régimen Estacionario No se observan listados los accesorios a lo largo de la tubería, en el cual se muestre la consideración de las válvulas check. b) Régimen Transitorio Se observó con los resultados de las corridas para el cierre de las diferentes válvulas y paro de bombas, que no se excede en ningún punto de la tubería el 10% de la Presión Interna de diseño como lo establece ASME B31.4 NOTAS: 1 2

Se recomienda corregir las unidades de las altitudes, ya que se indican Km y se refieren a m, en el documento STONER_Annex_b73_Rev.2_CASE640 (abril-2006).xls MAX PRESS VS MAOP. Se recomienda corregir que en la columna “Nominal diameter” indicado en el documento STONER_Annex_B73_Rev2_CASE640 (abril-2006).xls, titulado TRANSIENT STUDY SUMMARY, se refiere al diámetro exterior del ducto y no al diámetro nominal.

c) Conclusiones 1. De acuerdo a los datos suministrados en los documentos en Excel de las carpetas R0715 y R0640 listados en el punto “Documentos Revisados” de este apartado, no se observó que la presión de Germanischer Lloyd Industrial Services GmbH, Business Segment Oil and Gas

126 / 428

Reporte No.: GLP/GLM/MEMP/726-07 Rev. 0 Fecha: 2007-10-10

operación máxima generada durante el transporte de NGL, rebasara la Presión de diseño interna a lo largo del ducto. 2. Debido a que se consideró que el caso crítico durante las transiciones de flujo es cuando se rebasa el 10 % de la Presión interna de diseño de acuerdo a ASME B31.4, este estudio es considerado solo para fines de diseño, sin embargo, durante la operación continua del poliducto, en el que se pudiese presentar un problema de corrosión y erosión, la consideración del máximo 10% de la presión interna de diseño se verá afectada debido a la disminución del espesor, por lo que se recomienda realizar una corrida de diablos para determinar el grado de corrosión del poliducto y realizar un nuevo estudio transitorio, considerando la disminución de espesores (en caso de aplicar) y las condiciones actuales de operación del poliducto, para determinar la necesidad de instalar dispositivos (cámaras de aire) para absorber los incrementos de presión debido a las transiciones ocasionadas por cierre de válvulas o falla de equipo. 3. El software utilizado “Stoner Pipeline Simulator” para la simulación del régimen transitorio del sistema de transporte de LGN, es considerado como un software confiable con resultados confiables, debido a que es un software reconocido mundialmente y es aplicable a estudios de régimen transitorio de la magnitud de este sistema. 4. Se ratificó que los resultados del cálculo de la velocidad y caída de presión en el ducto mostrado en el estudio hidráulico del estado estacionario del sistema, son correctos de acuerdo con las condiciones de operación y diseño establecidos.

4.2.5.11.2.- Sistema de Transporte de Gas Natural Para poder evaluar este concepto fue necesario contar con los datos de origen, considerados por Techint, para efecto de valorar su corrida de cálculos y ver los resultados obtenidos, por lo que esta actividad se dividió en lo siguientes conceptos:

4.2.5.11.2.1.- Objetivo Analizar el resultado del Estudio hidráulico del Sistema de Gas Natural realizado por la Compañía Techint para detectar cualquier posible falla en la operación del Sistema de Transporte de Gas Natural, mediante el análisis de las condiciones de operación del gasoducto a los diferentes flujos establecidos, en base a los documentos suministrados del estudio hidráulico estacionario del ducto de gas natural elaborado por la Compañía TECHINT para TGP.

4.2.5.11.2.2.- Alcance Revisión del estudio hidráulico Estacionario del Sistema de transporte de Gas Natural, del cual forman parte los perfiles hidráulicos y Sumarios de datos generados durante las corridas de software de la Compañía Techint.

4.2.5.11.2.3.- Documentos de Referencia Los documentos fueron empleados como referencias para efecto de realizar la evaluación de esta partida se encuentran en la tabla 4.2.5.11.1.3.1.

Germanischer Lloyd Industrial Services GmbH, Business Segment Oil and Gas

127 / 428

Reporte No.: GLP/GLM/MEMP/726-07 Rev. 0 Fecha: 2007-10-10

4.2.5.11.2.4.- Documentos Revisados La documentación proporcionada y que sirvió como base para la evaluación por parte del personal de GL, fue: • •

HYDRAULIC CRITERIA AND CALCULATION Doc. 2794-R-ME-0003 Rev. 2 2794-R-ME-00003_s001 Rev5.xls

4.2.5.11.2.5.- Consideraciones De GL Los siguientes datos obtenidos, de la información proporcionado por TGP, fueron parte de las consideraciones más relevantes aplicadas por GL, para su evaluación: 1. Gasoducto de 729.27 Km de longitud, de los cuales 207.931 Km son con un diámetro de 32 pulg., 309.935 Km de 24 pulg. y 211.404 Km de 18 pulg.(*) 2. Punto de mayor elevación de 4827 m ubicado en el Km. 361.74. 3. Capacidad del ducto en una primera etapa: 215 MMSCFD; capacidad del ducto en una etapa final: 1179 MMSCFD. (*) 4. Condiciones de Entrada del Gasoducto en Malvinas: 147 bares (g) y 45 ° C para todos los casos. 5. Factores de diseño usados: Clase 1, Div. 2: 0.72; Clase 2: 0.60, Clase 3: 0.50. Nota:

(*) De acuerdo al documento “Technical Specification–Hydraulic Criteria and Calculation” (2794-RME-0003 Rev. 2)

4.2.5.11.2.6.- Metodología De Revisión De GL GL, en base a su experiencia en revisión de estudios de esta índole, determinó y dio seguimiento a la siguiente metodología: •

•

•

•

•

•

Se identificó el arreglo del sistema (estación de compresión, estación de control de presión, válvulas de seccionamiento, etc.), perfil, elevaciones, longitud y diámetros en base al Diagrama de Flujo, Diagramas de Tubería e Instrumentación y Planos de Trazo y Perfil. Se identificaron las condiciones de operación y de diseño del Sistema de transporte de Gas Natural, así como los diferentes escenarios establecidos para el sistema hidráulico en base a la operación del mismo. Se establecieron los criterios de rechazo y aceptación del estudio hidráulico, basados en las condiciones de diseño del ducto, que básicamente consistió en verificar que la velocidad generada durante el flujo de gas no rebasara 20 m/s, así como el verificar que la presión máxima de operación alcanzada no rebasara la presión de diseño del gasoducto. Se realizó un análisis de las gráficas de comportamiento del sistema hidráulico, en conjunto con la tabulación de resultados obtenidos de las simulaciones, en el que se observó que la curva de la máxima presión de operación generada en el gasoducto permaneciera siempre por debajo de la curva de Presión de Diseño. A través de un programa propio de GL, se realizó un cálculo independiente de la velocidad y caída de presión generada en el gasoducto, para corroborar resultados obtenidos en los cálculos hidráulicos del Sistema de Transporte de Gas Natural. Se obtuvieron comentarios y conclusiones.

Germanischer Lloyd Industrial Services GmbH, Business Segment Oil and Gas

128 / 428

Reporte No.: GLP/GLM/MEMP/726-07 Rev. 0 Fecha: 2007-10-10

4.2.5.11.2.7.- Comentarios GL Las siguientes conclusiones se han derivado de la evaluación realizada para los regimenes considerados: 1. No se observó que la presión de operación máxima alcanzada por el sistema rebasara la presión de diseño de la tubería. 2. Se ratificó que el resultado del cálculo de la velocidad y caída de presión en el gasoducto mostrado en el estudio hidráulico del sistema, son correctos de acuerdo con las condiciones de operación y diseño establecidos.

4.2.5.12.- Cumplimiento del Título II del Anexo I del Reglamento de Transporte de Hidrocarburos por Ductos Los conceptos bajo los cuales se realizó la verificación del Cumplimiento del Título II del Anexo I del Reglamento de Transporte de Hidrocarburos por Ductos, se reflejan en las diferentes disciplinas evaluadas, no obstante, a continuación se refleja con mayor detalle lo relacionado a aquellos puntos con los que no se dio cumplimiento en las diferentes fases de desarrollo del Proyecto Camisea, según lo siguiente: a) Criterios de Diseño El Articulo 14°, refiere a los requerimientos a cumplir en la fase de diseño, y en su c) se indica que las tuberías del Sistema de Transporte de Gas Natural deben ser diseñados considerando el control de fractura, de acuerdo a las pruebas estipuladas en ASME B31.8 y en los requerimientos suplementarios SR5 de la norma API 5L. b) Programa de Gerencia de Calidad El Artículo 15°, refiere el Programa de Gerencia de Calidad, TGP no contó con tal programa, y, bajo su perspectiva, declara que delegó todo este concepto a las contratistas, desde la fase del diseño, la procura, la construcción, las pruebas preoperacionales, con la empresa TECHINT, y hasta la actual actividad de la operación y el mantenimiento, con la empresa COGA. c) Tendido de la Línea El Artículo 16°, se refiere a las condiciones del tendido de la línea y cruces, y en su inciso b) se indica que en caso de que la línea sea construida paralelamente a otra línea de transporte de hidrocarburos, se ubicará a una distancia tal que permita realizar apropiadamente trabajos de mantenimiento y reparación, en algunos cruces de ríos no se refleja una adecuada separación y cuando se cruzan las líneas entre sí, la cota de profundidad no refleja que haya una separación adecuada entre ellos, en algunos planos se observa que ambas líneas están propiamente en contacto. d) Certificación de Tuberías y Equipos El Artículo 24°, se refiere a la certificación de tuberías y equipos, e indica que las tuberías y equipos principales del Sistema de Transporte deben ser probados y certificados en fábrica, condición que no se corroboró del todo en la fase inicial, como consecuencia de la falta de documentos de soporte. Es importante mencionar que durante la fase de la Segunda Adenda de este contrato, TGP ha proporcionado, después del 20 de Junio del 2007, el resto de los certificados de los materiales, los cuales corresponden a las cantidades requeridas por el proyecto; sin embargo, los certificados correspondientes al proceso de Germanischer Lloyd Industrial Services GmbH, Business Segment Oil and Gas

129 / 428

Reporte No.: GLP/GLM/MEMP/726-07 Rev. 0 Fecha: 2007-10-10

conformado y soldado mediante proceso ERW no cuentan con todas las pruebas requeridas por la especificación aplicable, tal es el caso de las pruebas de doblez guiado y aplastamiento, lo cual sigue siendo un pendiente y sólo modifica el hallazgo de origen en cuanto a la falta de certificados.

4.2.5.13.- Revisión de Diagramas de Tuberías e Instrumentación (DTI´s) Como una parte del desarrollo de la evaluación de la ingeniería desarrollada, personal de GL realizó la revisión de los Diagramas de Tuberías e Instrumentos, de acuerdo con lo siguiente:

4.2.5.13.1.- Objetivo de la Revisión Detectar cualquier posible omisión o desviación de los Diagramas de Tuberías e Instrumentación generados por la Compañía TECHINT para TGP para los Sistemas de Transporte deGN y de LGN con respecto a los códigos, normas y estándares y/o buenas prácticas de ingeniería aplicables a este tipo de proyectos.

4.2.5.13.2.- Alcance de GL. Realizar la revisión de los Diagramas de Tuberías e Instrumentación de los Sistemas de Transporte de Gas Natural (GN) y Líquidos de Gas Natural (LGN), contemplados en la Auditoría Integral del Proyecto Camisea.

4.2.5.13.3.- Documentos de Referencia. Lo siguiente normativa, la cual es la recomendada a nivel local e internacional, fue empleada como referencias para efecto de realizar la evaluación de esta sección: No. 1 2 3 4 5 6 7 8 9

Norma ASME B31.8 ASME B31.4 ASME/ANSI B16.5. API-RP-520 P1 API-RP-520 P2 API-STD-526 ANSI/ISA-S5.1 IEC-61508 IEC-61511

Titulo GAS TRANSMISSION AND DISTRIBUTION PIPING SYSTEMS”. PIPELINE TRANSPORTATION SYSTEMS FOR LIQUID HYDROCARBON AND OTHER LIQUIDS PIPE FLANGES AND FLANGED FITTINGS SIZING, SELECTION AND INSTALLATION OF PRESSURE-RELIEVING DEVICES IN REFINERIES, PART 1 - SIZING AND SELECTION SIZING, SELECTION AND INSTALLATION OF PRESSURE-RELIEVING DEVICES IN REFINERIES, PART 2: INSTALLATION FLANGED STEEL PRESSURE RELIEF VALVES INSTRUMENTATION SYMBOLS AND IDENTIFICATION FUNCTIONAL SAFETY OF ELECTRICAL /ELECTRONIC/ PROGRAMMABLE ELECTRONICSAFETY-RELATED SYSTEMS, PART-1, 2 &3 FUNCTIONAL SAFETY - SAFETY INSTRUMENTED SYSTEMS FOR THE PROCESS INDUSTRY SECTOR

Tabla 4.2.5.13.3.1 – Normativa

Los diagramas de tuberías e instrumentación incluidos en la tabla 103 del Anexo I son los documentos que fueron proporcionados por TGP, los cuales fueron revisados en esta sección.

Germanischer Lloyd Industrial Services GmbH, Business Segment Oil and Gas

130 / 428

Reporte No.: GLP/GLM/MEMP/726-07 Rev. 0 Fecha: 2007-10-10

4.2.5.13.4.-. Metodología. La metodología que GL tiene establecida para la revisión de los diagramas de tuberías e instrumentación (DTI´s) se describe a continuación de manera general. a) Definición de la Normativa aplicable Primeramente, el especialista de GL define y recopila la normativa aplicable a estos Sistemas de Transporte para la revisión de los DTI¨s, esta normativa se describe en el punto 4.2.5.13.3. de este reporte. b) Revisión y consulta de la información de referencia •

•

Antes de iniciar la revisión de los DTI´s, el especialista de GL debe revisar las Base de Diseño de este proyecto (“DESIGN BASIS” Technical Specification 2794-R-ME-00002 Rev. 2, revisado de manera parcial) con el objetivo de conocer los parámetros y criterios que se establecieron para el diseño de estos sistemas de transporte. Posteriormente, el especialista de GL revisará los Diagramas de Flujo de Proceso (para este caso se consideraron los diagramas 2794-R-DP-10001 Rev. 4 y 2794-R-DP-50001 Rev. 4) con el objetivo de conocer de manera general tanto la secuencia lógica de proceso como los sistemas y equipos mayores, válvulas de seccionamiento de cada unos de los Sistemas de Transporte. Es importante mencionar que esta revisión de los DFP´s deberá estar acompañada de la revisión del documento de Descripción de Proceso (01 OT ET 002 Rev. 0, revisado de manera parcial), así como de los Balances de Materia y Energía, estos no fueron revisados ya que no se proporcionaron en su momento.

c) Revisión de los DTI´s La revisión de los DTI´s se basó principalmente en lo siguiente: •

Corroborar que en los DTI´s se siga la secuencia lógica de proceso establecida en los DFP´s y en la Descripción de Proceso, así mismo, que todas las líneas de proceso y servicios auxiliares estén identificadas definiendo su diámetro, servicio, número de línea y especificación de tuberías.

•

Es importante mencionar que la revisión de los DTI´s debe ir acompañada de la revisión también del documento de filosofía de operación (2794-R-MN-00001 Rev.1 & 2794-R-MN-00001 Rev. 1) con lo cual se podrá corroborar cuales son las condiciones normales, anormales de operación y cuales serán las condiciones de emergencia, así como las medidas a realizar en cada una de ellas. De igual forma a través de la filosofía de operación se corrobora que la instrumentación indicada en los DTI´s cumpla con lo especificado en dicha filosofía.

•

Se revisa que la especificación de tubería mostrada para cada una de las líneas de proceso y servicios auxiliares sea adecuada para el servicio propuesto para el proyecto, así mismo, se revisa que la presión de diseño de estas líneas sea mayor que la presión máxima de operación de cada línea (en base a lo indicado en los balances de materia y energía). Es importante mencionar que las especificaciones de tuberías definidas en el documento de PIPING CLASS – SPECIFICATION INDEX, 2794-P-SP-00001 Rev.1, deben ser revisadas a detalle con el fin de corroborar que los materiales de tuberías, válvulas y accesorios, los espesores o cédulas de tuberías, libraje de válvula y accesorios, etc., cumplen con los requerimientos normativos y con los rangos de presión y temperatura de diseño y con el tipo de servicio para el cual estas líneas serán utilizadas.

•

Se revisa que toda la instrumentación cumpla con los requerimientos normativos en cuanto a su representación y su operación para el monitoreo y/o control de las variables de proceso (presión, temperatura, flujo, nivel, etc.) en cada uno de los Sistemas de Transporte, ejemplo de esta

Germanischer Lloyd Industrial Services GmbH, Business Segment Oil and Gas

131 / 428

Reporte No.: GLP/GLM/MEMP/726-07 Rev. 0 Fecha: 2007-10-10

instrumentación son los indicadores transmisores de presión y temperatura (PIT, TIT), válvulas de control de presión (PCV´s), alarmas por alta o baja presión (PAH o PAL), etc. Así mismo se verifica, que se hayan indicado los puntos de ajuste de las alarmas de control de proceso y que todo esto corresponda de igual forma a lo indicado en el documento de Filosofía de Operación. •

Se revisa que los Sistemas Instrumentados de Seguridad (Sistema de Paro de Emergencia y Sistema de Detección de Gas y Fuego) cumplan con los requerimientos establecidos en la normativa aplicable (IEC-61508 y IEC-61511).

•

Otro punto importante de revisión es cuando se prevea un incremento de presión en alguna línea, sistema y equipo o se tenga una transición de tubería (de un mayor rango de presión a un menor rango de presión), para estos casos, se debe corroborar que se tengan los dispositivos de seguridad correspondientes (Válvulas de Seguridad (PSV´s) y/o discos de ruptura), para la protección de los Sistemas de Transporte. El especialista de GL debe llevar a cabo un análisis independiente de estas PSV´s, para corroborar que su dimensionamiento y selección cumple con la normativa (API-520 y API-526) y con los requerimientos del proyecto, no se proporcionaron las hojas de datos ni las memorias de cálculo correspondientes, documentación que fue entregada después del 20 de Junio del 2007.

•

Dentro de esta revisión se verifica que se haya indicado la posición normal de las válvulas de aislamiento, principalmente aquellas que deben estar Normalmente Cerradas (NC), Cerradas con Candado (LC) y Abiertas con Candado (LO).

•

Se verifica que las características de los equipos indicadas en los DTI´s correspondan a los requerimientos del proceso, principalmente en cuanto a sus condiciones de operación y diseño. Lo anterior debe ser verificado con respecto a las bases de diseño, filosofía de operación y balances de materia y energía, lo cual fue realizado de forma parcial.

•

Para los sistemas de drenaje y desfogue se verifica que en los DTI´s se muestre la pendiente de las líneas con lo cual se asegure que los líquidos dentro de este sistema no se acumulen y fluyan hacia un lugar seguro (tanque KO drum, por ejemplo). Se verifica que se indique en los DTI´s que los desfogues a la atmósfera de material peligroso (combustible y/o tóxico) descarguen a un lugar seguro para el personal e instalaciones.

•

El especialista de GL corrobora en base a lógica de proceso en los DTI´s, que las líneas de entrada y salida de cada DTI corresponda al DTI referenciado.

•

Finalmente, para el caso específico de válvulas de seccionamiento en los ductos de GN y LGN se verifica el espaciamiento entre ellas y requerimientos específicos en base a la normativa aplicable, así mismo, se verifica que el espesor de pared en cada sección de los ductos en base a la presión de diseño definida en los estudios hidráulicos correspondientes de los sistemas de transporte.

4.2.5.13.5.- Resultados GL Como resultado a la revisión de GL a los DTI´s a continuación se enlistan los comentarios generales y más representativos. Los siguientes comentarios son aplicables para ambos Sistemas de Transporte (GN y LGN), a menos que se indique lo contrario: 1.

Se están mezclando las señales del Sistema de Proceso y del Sistema de Paro de Emergencia (ESD) para muchas válvulas de corte (XV´s & MOV´s), por lo que se requiere el soporte técnico correspondiente que respalde este arreglo en base a la IEC-61511. Adicionalmente, se requiere indicar la posición a falla segura de estas válvulas.

Germanischer Lloyd Industrial Services GmbH, Business Segment Oil and Gas

132 / 428

Reporte No.: GLP/GLM/MEMP/726-07 Rev. 0 Fecha: 2007-10-10

2.

Indicar en todos los DTI´s la posición normal de operación de las válvulas de aislamiento, principalmente aquellas que deberán estar NC (normalmente cerradas), LC (cerradas con candado), ya que por ejemplo las válvulas de drenaje, válvulas de las líneas de pateo de las trampas de diablos, válvulas de by-pass, etc., se muestran como normalmente abiertas cuando deben estar normalmente cerradas.

3.

Indicar en todos los DTI´s los valores de los puntos de ajuste (“set points”) de las alarmas mostradas para una mejor interpretación y compresión de la operación de estos Sistemas de Transporte (GN y LGN). Así mismo, indicar los puntos de ajuste de todas las válvulas de control de presión (PCV´s) y válvulas de relevo de presión (PSV´s).

4.

En base al apartado 846.2 “Location of Valves” inciso (c) del ASME B31.8, se deberán instalar válvulas de desfogue (blowdown) en cada sección del ducto de GN que esté entre válvulas de seccionamiento.(1)

5.

Para el Gasoducto (GN) como para el ducto de LGN se deberá indicar claramente cuales válvulas de seccionamiento estarán enterradas y cuales serán aéreas, así mismo, indicar claramente la instalación de muertos de anclaje y bridas aislantes (monolíticas) a través de toda la trayectoria de ambos ductos.

6.

Indicar que todas las trampas de diablos deberán estar aterrizadas (eléctricamente).

7.

Indicar en todos los DTI´s correspondientes a drenajes, los valores de la pendiente (slope) para todas las líneas y cabezales de drenaje.

8.

Indicar que las líneas de los gases de combustión de los motores de los Generadores (G-0101 A/B, G0201 A/B, G-0301 A/B, G-401 A/B) y de las Bombas Principales (PE-5101 A/C, P5201 A/C, P5301 A/C, P5401 A/C), deberán estar aisladas térmicamente para la protección del personal. (2)

9.

Para la estación de control de presión #1, verificar los puntos de ajuste de las PSV´s-57502, 57507 y 57508 (108.8 barg) ya que es mayor que la presión de diseño de la tubería D1A (102 barg). Ver DTI2794-R-DP-57002 Rev. 5. (2)

10. Para la estación de control de presión #2, verificar los puntos de ajuste de las PSV´s-58502, 58507 y 58506 (163.2 barg) ya que es mayor que la presión de diseño de la tubería E1A (153 barg). Ver DTI2794-R-DP-58002 Rev. 4. (2) 11. En los sistemas de acondicionamiento y distribución de gas combustible de las Estaciones de Bombeo #1, #2 y #3, se hace referencia a una especificación de tuberías D1G, sin embargo, esta especificación no fue proporcionada ni tampoco se muestra en el documento de Piping - Class – Specification Index 2794-P-SP-00001 Rev. 1. (2) 12. Con respecto a las Estaciones de Bombeo Nos. 1, 2, 3 y 4, proporcionar la información técnica sobre la cual no se consideró necesario el instalar válvulas PSV´s a la descarga de cada bomba P-5101 A/C, P5201 A/C, P-5301 A/C y P-5401 A/C, considerando principalmente la presión de shut off de estas bombas vs. la presión de diseño de las tuberías E1A o D1A (según aplique en cada estación de bombeo). (2) 13. En base a lo indicado en el diagrama 2794-R-DP-08002 Rev. 4 “P&ID – Gas and NGL Pressure Control Station - Instrument Gas Module and Distribution”, instalar válvulas PSV´s entre los calentadores catalíticos de gas y los filtros instalados en el patín U-0801. Notas: (1) Aplicable solo al Sistema de Transporte de GAS (NG). (2) Aplicable solo al Sistema de Transporte de Líquidos (NGL).

4.2.5.14.- Evaluación del Análisis de Riesgo En esta sección se describen los resultados de la evaluación que llevó a cabo GL del análisis de riesgo del proyecto. Germanischer Lloyd Industrial Services GmbH, Business Segment Oil and Gas

133 / 428

Reporte No.: GLP/GLM/MEMP/726-07 Rev. 0 Fecha: 2007-10-10

4.2.5.14.1.- Objetivos Los objetivos son los siguientes: • •

• • •

Revisión de la información recibida. Revisión de la técnica aplicada en el análisis de identificación de riesgos. o Criterios de selección de nodos. o Identificación de los dispositivos de seguridad. Cumplimiento de la metodología descrita Desarrollo de HAZOP o Recomendaciones generadas. Jerarquización del riesgo.

4.2.5.14.2.- Revisión de información a) Información recibida La información y documentación evaluada es la siguiente: •

Design Basis Technical Specification 2794-R-ME-00002 Rev. 2 CAMISEA NATURAL GAS AND NGL TRANSPORTATION SYSTEM

•

Descripción del sistema del Sistema de Transporte de Gas Natural y Líquidos de Gas Natural Rev. 0 – Compañía Operadora de Gas del Amazonas S.A.C./Transportadora de Gas Perú, S.A.

•

TECHINT INTERNACIONAL/TGP, Camisea Natural Gas and NGL Transportation System, Peru. Hazards and Operability Study Report. Volume 1 y 2. o Alcance y objetivos. o Resumen Ejecutivo. o Detalles de Hojas de Trabajo. o Listas de recomendaciones o Reportes de planos (Distribución y DTI´s). o Lista de recomendaciones

Se revisaron aspectos de diseño tales como que el criterio de distancia máxima de 30 Km entre las válvulas esféricas de la línea principal estuviera de acuerdo al código ASME B 31.8, Clase 1 División 2; considerando los medios para corte de flujo para las estaciones de bombeo, observándose sólo variaciones en algunos tramos sin considerarse significativas. La información recibida no incluye el detalle de filosofía de operación, cartas de seguridad, ni calibración de válvulas de alivio de presión, alarmas e interruptores. b) Los objetivos del Estudio HAZOP de la Cía. SEAL Internacional fueron • •

Analizar el diseño y distribución del sistema para identificar riesgos asociados a la seguridad, medio ambiente y operación de las instalaciones proyectadas. Reducir tiempos muertos y costos por mantenimiento.

Germanischer Lloyd Industrial Services GmbH, Business Segment Oil and Gas

134 / 428

Reporte No.: GLP/GLM/MEMP/726-07 Rev. 0 Fecha: 2007-10-10

•

Generar recomendaciones que minimicen la probabilidad y severidad de las consecuencias para eliminar riesgos modificando el diseño.

4.2.5.14.3.- Revisión de la técnica aplicada en el análisis de identificación de riesgos. La descripción hecha en el documento de TECHINT Internacional Junio 2002 Volumen 1 de la metodología propuesta para el análisis de identificación de riesgos de las instalaciones a través de HAZOP considera aspectos y lineamientos normalmente aplicados. a) Definiciones El estudio fue valorado tomando las definiciones contenidas en la Metodología y descritas textualmente a continuación: •

• •

Nodo. Es una parte de un diagrama de proceso (usualmente DTI) en el cual, son analizadas las desviaciones de los parámetros de proceso. Los nodos son puntos donde los parámetros de proceso tienen intenciones de diseño identificadas. Los nodos son usualmente secciones de tubería o recipientes/equipo. Los nodos son seleccionados normalmente por el líder del grupo antes del inicio de las reuniones HAZOP. Algunos cambios en la selección del nodo se pueden esperar durante el proceso HAZOP debido al proceso de aprendizaje que acompaña el estudio. Intención. En la que establecen literalmente “La intención se define como se espera que los nodos operen en el sistema. Dando el punto de referencia para el desarrollo de las desviaciones”. Parámetros. Un parámetro es un aspecto del proceso que describe en términos físicos, químicos lo que pasa. Los parámetros por lo general son clasificados como específico o general. Los Parámetros específicos son aquellos que describen los aspectos físicos del proceso. Los Parámetros Generales son aquellos que describen los aspectos de intención de diseño que permanecen después de que los parámetros específicos fueron analizados.

b) Tablas utilizadas para determinar el riesgo Los criterios establecidos para jerarquizar los riesgos se presentan en las siguientes tablas: Severidad 1 Negligible - Damage 10 Days. Tabla 4.2.5.14.3.1 - Severidad

Probabilidad 1 2 3 4

Unlikely = Once in life of facility. Remote = Once every 20 years. Occasìonal = Once every 3 years. Frequent = One or more occurences per year.

Tabla 4.2.5.14.3.2 – Probabilidad Grado de Riesgo A Acceptable Germanischer Lloyd Industrial Services GmbH, Business Segment Oil and Gas

135 / 428

Reporte No.: GLP/GLM/MEMP/726-07 Rev. 0 Fecha: 2007-10-10 Grado de Riesgo C Acceptable with Controls N Not Desirable U Unacceptable Tabla 4.2.5.14.3.3 – Grado de Riesgo

Conforme a los objetivos del estudio HAZOP propuestos para el análisis, detallado anteriormente, se observa que en las tablas utilizadas para la determinación del riesgo, no incluyen los criterios de afectación a los receptores de personal, sociedad y medio ambiente.

4.2.5.14.4.- Cumplimiento de la Metodología descrita. Conforme a la descripción de la metodología HAZOP de SEAL Internacional, en el análisis realizado, se observa lo siguiente: • • •

Se cumple con el requisito de que el estudio haya sido realizado por un grupo multidisciplinario integrado por un líder y personal de las compañías operadoras de gas y constructoras. El análisis HAZOP realizado involucra nodos multifuncionales contrario a la descripción de la metodología y definiciones (Nodo – Intención). En las hojas de trabajo HAZOP no se incluye la descripción detallada de la intención de diseño del nodo en evaluación, así mismo, no se indican las condiciones de operación.

4.2.5.14.5.- Desarrollo de HAZOP Conforme a la revisión de las Hojas de Trabajo y Análisis HAZOP de los Sistemas de Transporte de Líquidos de Gas Natural y Gas Natural, se presentan las siguientes observaciones: a) No se detalla la intención de diseño ni las variables de operación para facilitar el análisis del nodo seleccionado, además de que se seleccionan secciones de la instalación con intenciones de diseño múltiples en las que las variables de proceso cambian significativamente de tal manera que se incrementa la complejidad del análisis. Como en el Nodo 1. “NGL Pipeline - Malvinas Pump Station #1” en el que se incluyen: ducto de transporte, enfriador de mínimo flujo, sistema de medición, sistema de bombeo, filtros y trampas de envío de dispositivos de inspección o limpieza. b) La operación de los sistemas de transporte de Líquidos de Gas Natural (LGN) y Gas Natural (GN) son independientes, por lo que, debieron analizarse en estudios separados. c) Durante el desarrollo del análisis de los escenarios no se incluyen las protecciones (Salvaguardas) primarias y secundarias especificas de la desviación, por ejemplo: en el escenario 1.1 No Flujo, no menciona los FIT´s, FIC y alarmas por alto y bajo flujo existentes que indican señal en tableros locales, cuarto de control remoto (SCADA). d) Existen elementos de proceso que no fueron analizados por la forma en que fueron seleccionados los nodos, como en el caso, de los filtros proyectados antes del sistema de medición FIT-51001 y FIT-51002 (DTI-2794-R-DP-51001), que debieron ser evaluados en escenarios de mayor y menor presión diferencial, desviación que no fue analizada. e) Se observan incongruencias en el análisis de escenarios con variables de proceso relacionadas, como es el caso del flujo (mayor, menor y no), con la presión, como se muestra en el Nodo 1 en el que se detalla el No flujo y considera que la Baja Presión no es de interés.

Germanischer Lloyd Industrial Services GmbH, Business Segment Oil and Gas

136 / 428

Reporte No.: GLP/GLM/MEMP/726-07 Rev. 0 Fecha: 2007-10-10

f)

Consideran que la mayor presión sólo puede ser generada por factores climáticos, sin embargo, no analiza la mayor presión que se puede presentar por obstrucciones o en la descarga de las bombas (por ejemplo: Nodo 1) g) Los escenarios de Menor Presión en el Nodo 1 presentan serias repercusiones ya que puede ser condicionante de daño en el sistema de bombeo. El análisis realizado en el estudio la menciona como sin consecuencias de interés, de esta manera no se incluyeron las protecciones primarias y secundarias, tales como: PIT´s, PSV´s, PI´s, PSL´s, PALL´s, etc. h) Menciona causales de desviaciones con situaciones que no son capaces de provocarlas, tales como en el Escenario 15.4 Reverse/Misdirected Flow, donde se manifiesta que estas desviaciones son generadas por la apertura de drenes o el desfogue de PSV´s, situación que no se presenta ya que el flujo que se desviaría es mucho menor comparado al transportado por la línea principal; siendo que estas causas están asociadas a escenarios de Menor Presión. i) La forma como fueron analizados los escenarios muestra una colocación inversa entre escenarios y causas, como en el Nodo 3, Escenario 3.14 Corrosión/Erosión, en el que la desviación debería ser una fuga causada por la corrosión o erosión del material. Los comentarios anteriores se consideran como fallas graves a la aplicación de la metodología propuesta por el facilitador/líder a lo largo del estudio, situaciones que afectan el análisis y consecuentemente los resultados de ambos sistemas de transporte. Recomendaciones generadas Las recomendaciones surgen de un grupo multidisciplinario integrado tanto por personal de TECHINT y Transporte de Gas Perú (TGP) debidamente acreditado; sin embargo, como ya se mencionó en la sección 3, al no tomar en cuenta las protecciones existentes, se observó que el grado de riesgo fue sobre-evaluado.

4.2.5.14.6.- Jerarquización La jerarquización de los escenarios es un proceso en el que se toman en consideración las salvaguardas existentes en cada escenario analizado, con los que se evalúa la afectación de la consecuencia conjuntamente con la frecuencia, lo cual, permite determinar el grado de riesgo. Como se comenta en los incisos anteriores, la forma de seleccionar los nodos y su análisis limitó la identificación de los elementos considerados en la ingeniería para la reducción de la frecuencia y mitigación de las afectaciones, lo que trajo como consecuencia una posible sobreevaluación del riesgo de cada escenario. De acuerdo al procedimiento propuesto en la página 10 punto 4 y como una práctica normal, la jerarquización de los escenarios de riesgo se debieron haber representado en una Matriz de Riesgo, preferentemente utilizando una gráfica por cada receptor de impacto (personal, sociedad, medio ambiente, instalación y producción) y para cada sistema de transporte, lo que permitiría visualizar de una manera gráfica el nivel de riesgo resultante para cada instalación y receptor; lo cual no fue aplicado en el estudio.

4.2.5.14.7.- Resultados En seguida se hace un resumen de los resultados obtenidos, por el personal de GL, de la evaluación del análisis de riesgo:

Germanischer Lloyd Industrial Services GmbH, Business Segment Oil and Gas

137 / 428

Reporte No.: GLP/GLM/MEMP/726-07 Rev. 0 Fecha: 2007-10-10

a) La metodología propuesta inicialmente para el Análisis HAZOP es la recomendada en el AIChE. b) La aplicación de la metodología presentó desviaciones, que generó resultados con una tendencia a la sobre-evaluación de escenarios y recomendaciones, al omitirse las protecciones consideradas desde el diseño original. c) Las recomendaciones emitidas deberán considerarse como necesidades identificadas por el grupo de trabajo integrado por áreas de ingeniería y operación de los sistemas de transporte. d) Finalmente no se considera adecuado haber realizado una evaluación conjunta de ambos sistemas de transporte por ser completamente independientes en su operación.

4.2.6.- Conclusiones La construcción de los Sistemas de Transporte de Hidrocarburos del Proyecto Camisea se realizó sobre un Corredor seleccionado previamente, este corredor cruza cerca de 500 Km de terreno extremadamente difícil en las secciones de la Selva y de la Sierra. La combinación de terreno empinado y montañoso, alta precipitación pluvial y la sismicidad de las montañas de los Andes impuso un rango de peligros geológicos severos (especialmente el deslizamiento de tierra y la erosión del cauce de los ríos), lo cual limita el número de rutas viables para el ducto dentro del corredor. Por otro lado, las condiciones del desierto, a lo largo del segmento de la Costa, impusieron diversos tipos de peligro geológico (por ejemplo: migración de dunas); pero en general representaron peligros menos importantes para el ducto; no obstante, en cualquier construcción se debe realizar un análisis de riesgo pormenorizado así como buscar aplicar las Mejores Prácticas Internacionales de Ingeniería, con lo que se han evitado las condiciones más peligrosas y se han hecho esfuerzos para reducir al mínimo los peligros geológicos a lo largo de la ruta de los ductos; sin embargo, desde el punto de vista y experiencia del grupo auditor, faltó profundidad en algunos estudios (por ejemplo los Estudios Geologicos, Análisis de Riesgos, ) y criterios aplicados, como consecuencia de no visualizar los fenómenos en áreas ocultas por la selva, seguimiento a ríos, quebradas, arroyos, etc., y utilizar referencias de escalas de imágenes satelitales no apropiadas para visualizar toda la problemática de esta área.

4.2.6.1. Observaciones y Conclusiones Sobre Peligros Geotécnicos. El sistema de ductos fue construido a través de la selva, altas montañas y el desierto; todas estas regiones presentan condiciones únicas y desafiantes. El equipo de auditoría de peligros geológicos ha observado que el terreno montañoso accidentado, las restricciones del medio ambiente y los desafíos logísticos están dentro de las condiciones más difíciles que algún proyecto de ducto haya tenido que superar. En concreto, las áreas de peligro de deslizamiento de tierra activo y potencialmente activo tienen un carácter dominante a lo largo de la parte de la ruta en terreno empinado y requerían una evaluación meticulosa anticipada y más profunda para el desarrollo de la ingeniería y construcción del ducto. Esta petición de auditoría fue originada básicamente debido a una serie de roturas que ocurrieron a lo largo del ducto de LGN, en su sección de 14 pulgadas, en los años 2005 y 2006. Estas roturas indican que, a pesar de que el ducto fue construido a través de estas condiciones desafiantes y dentro un plazo aproximado de 36 meses, lo anterior de acuerdo con las declaraciones hechas en sitio, por responsables de TGP, en las instalaciones de Lurín y durante las reuniones y talleres de intercambio técnico, en donde se indicó que las fechas hito fueron 9 de Diciembre del 2000: Firma del Contrato BOOT con el Estado Peruano, Marzo del 2001: Se adjudicó el contrato EPC a la empresa TECHINT, Marzo del 2001 a Marzo del 2002: Se realizaron estudios, ingeniería y procura, Abril del 2002: Se inicia la construcción, Mayo del 2004: Se termina la construcción y Agosto del 2004: Inicio de la operación; por lo que, alcanzar esta meta no estaba libre de riesgos. Como en cualquier proyecto, hay un balance adecuado entre riesgo aceptable y el tiempo, costo y esfuerzo que se emplean en la reducción de los riesgos, a un nivel aceptable. La percepción del riesgo Germanischer Lloyd Industrial Services GmbH, Business Segment Oil and Gas

138 / 428

Reporte No.: GLP/GLM/MEMP/726-07 Rev. 0 Fecha: 2007-10-10

aceptable difiere entre los propietarios, operador, las entidades normativas, las organizaciones del medio ambiente, propietarios de tierra y el público en general. La auditoría de peligros geológicos y cruces especiales ha identificado varios hallazgos, los cuales están resumidos en el Anexo III. Estos hallazgos están relacionados con tres temas primordiales: • •

•

Fue un error general no reconocer los peligros de deslizamiento de tierra como un riesgo dominante que requería atención especial en cuanto a fijación de ruta y diseño de atenuación. El calendario del proyecto (36 meses desde la fase de diseño y hasta la terminación de la construcción) forzó al contratista o empresas subcontratadas a no evaluar con la profundidad requerida las investigaciones geológicas de campo y los análisis geotécnicos que pudieron haber proporcionado una evaluación más exhaustiva de los peligros geológicos, y, de esa manera, haber reducido el riesgo de falla mecánica en el ducto. Fue un error no reconocer la necesidad de diseñar cruces en áreas de peligro geológico; a saber, deslizamientos de tierra; para ser capaz de resistir deformaciones elevadas sin rotura, por medio de una especificación adecuada de soldadura y materiales; es decir, considerando las propiedades mecánicas del material base, incluso el requerimiento de pruebas de tenacidad, de tal forma que los electrodos elegidos, en base a sus especificaciones, igualen o superen las propiedades mecánicas especificadas del metal base, considerando los requerimientos adicionales de una especificación a la cual se le requirió el nivel de producto PSL2, lo cual permitirá soportar más cargas externas, con la combinación de soldaduras de mayor propiedades.

Los principales hallazgos de esta parte de la auditoría se resumen más abajo.

4.2.6.1.1. De selección de la Ruta El proceso de selección de ruta de los Sistemas de Transporte del Proyecto Camisea comprendió varias etapas: 1. Un corredor de ducto predeterminado por el Gobierno Peruano El Gobierno proporcionó al contratista un corredor de tres kilómetros de ancho. La selección de la ruta final, se consideraba aceptable en cualquier lugar dentro de este corredor, cumpliendo con las directrices de los códigos y estándares sobre medio ambiente relevantes. El Contratista era responsable de la verificación de la viabilidad y lo adecuado de la ruta; las relocalizaciones fuera de este corredor estaban permitidas, pero fue una alternativa muy poco atractiva debido al tiempo requerido para un Estudio de Impacto Ambiental (cerca de 8 meses) y la probabilidad de encontrar condiciones igualmente desfavorables, desde el punto de vista, tanto de las condiciones del medio ambiente como de los peligros geológicos. No se llevaron a cabo investigaciones adicionales en forma independiente por parte de TGP, para verificar la validez de la selección del corredor. 2. Investigaciones a nivel de reconocimiento físico del corredor del ducto de 3 Km. de ancho seleccionado previamente Durante esta fase de trabajo, el contratista llevó a cabo un análisis topográfico, una interpretación de fotografías aéreas, investigaciones básicas de geología, y geotécnicas a nivel de reconocimiento, para identificar y clasificar las condiciones básicas a lo largo del corredor, y para identificar restricciones potenciales. Se clasificaron y categorizaron los peligros geológicos y otros temas de la viabilidad de las construcciones, sólo a un nivel de relatividad (bajo, mediano y alto).

Germanischer Lloyd Industrial Services GmbH, Business Segment Oil and Gas

139 / 428

Reporte No.: GLP/GLM/MEMP/726-07 Rev. 0 Fecha: 2007-10-10

El nivel de detalle de la información proporcionada en los informes de Golder Associates (2001) y MR Asociates (2002) era adecuado para la evaluación preliminar de la ruta, planeamiento y análisis de restricciones, a nivel general. Sin embargo, estos informes no estaban suficientemente detallados para la identificación de deslizamientos de tierra activos que daban señales sutiles de movimientos episódicos, ni para el diseño y la ingeniería necesarios para trazar la ruta sorteando el peligro, detener el movimiento del suelo o hacer un diseño de ingeniería del ducto para soportar el movimiento. 3. Microruteo y Construcción La Mejor Práctica Internacional indica que este tipo de trabajo para ductos en una región remota, cruzando terrenos desafiantes, podría requerir típicamente de 2 a 3 años de investigación geológica. El tiempo asignado para las investigaciones geológicas de la pre-construcción aparenta haber sido en el orden de 3 a 4 meses o solo un poco mas del 10% del tiempo normalmente requerido antes de la construcción de tales tipos de trabajos civiles. El desarrollo del proyecto pasó directamente de las investigaciones a nivel de reconocimiento hacia el microruteo y la construcción, sin el beneficio de un estrechamiento posterior de la franja de la ruta y estudios de definición de peligros geológicos. El equipo de auditoría esperaba que se le proporcionaran los resultados de estudios de peligros geológicos detallados que documentaran las ubicaciones y las características de las áreas de cruce con peligro específico (por ejemplo, deslizamiento de tierra, cruce de río, peligro de rotura de la falla geológica, etc.), y análisis de ingeniería llevados a cabo para cruzar las áreas peligrosas. Sin embargo, sólo se llevaron a cabo investigaciones a nivel de detalle moderado para las cruces de río y cruces de falla geológica. No se elaboraron informes específicos que documentaran cómo otros peligros (por ejemplo, deslizamientos de tierra) iban a ser identificados y calificados, y cómo ellos deberían haber sido tomados en cuenta en la selección y diseño de la ruta final. Se observó que los ductos no fueron construidos simultáneamente, lo cual no fue conforme a lo establecido en los Contratos BOOT. La conclusión del equipo de auditoría es que el proceso de selección de ruta del ducto avanzó desde un nivel muy general hacia un nivel muy específico, sin el beneficio, ya sea de investigaciones de peligros geológicos específicos, o un análisis de ingeniería adecuado.

4.2.6.1.2. Identificación de Peligros Geológicos Los deslizamientos de tierra son peligros geológicos dominantes en terrenos montañosos y forman la más grande contribución a todo el riesgo de peligros geológicos a lo largo de la ruta del ducto en una montaña. Un inventario de deslizamientos de tierra pre-existentes (ambos activos e inactivos) y sitios de posibles deslizamientos de tierra futuros es un punto esencial de inicio para minimizar los riesgos de deslizamientos de tierra. Sin embargo el proyecto entró en construcción sin un inventario fidedigno de deslizamiento de tierra característicos a lo largo del derecho de vía, incluyendo huaycos y flujo canalizados de detritos. Cuando los sistemas de ductos experimentan fallas relacionadas con deslizamiento de tierra, generalmente ha sido observado que ocurren más frecuentemente en los primeros años de vida del ducto y disminuye en numero, a medida que las acciones correctivas son implementadas (Sweeney y otros, 2004). La causa principal de este escenario de falla es generalmente debido a la falla para evitar los deslizamientos de tierra pre-existentes e inadecuado diseño del drenaje superficial, medidas de control de la erosión y de los terraplenes. La frecuencia de roturas a menudo declina con el tiempo, a medida que los defectos son corregidos, a no ser que la ruta inicial no haya sido concluida a un nivel consistente con las Mejores Prácticas Internacionales. Germanischer Lloyd Industrial Services GmbH, Business Segment Oil and Gas

140 / 428

Reporte No.: GLP/GLM/MEMP/726-07 Rev. 0 Fecha: 2007-10-10

La frecuencia de rotura, a lo largo del ducto de LGN de Camisea, ha sido de 3/1,000 Km/año, en los dos primeros años de funcionamiento, la cual es comparable al rendimiento de los gasoductos/ oleoductos de “viejo estilo” en los Andes (2.8/1,000 Km/año). Es probable que, en todo sentido, el programa de control de erosión y los trabajos preventivos en los deslizamientos de tierra reduzcan la frecuencia de rotura en los años futuros. Sin embargo, será irrealista esperar que ya no haya más roturas, debido a que, ductos Andinos construidos con la mejor práctica de ingeniería geológica moderna (por ejemplo, posterior a 1982), aún experimentan una frecuencia de rotura de aproximadamente 0.33/1,000 Km/año. Entonces puede ser considerado que esta cifra es probablemente una meta realista del futuro comportamiento de los ductos de Camisea. No obstante, bebe ser recordado que el derecho de vía del ducto de Camisea todavía está expuesto a cualquier evento severo, tal como un gran terremoto o a soportar el fenómeno de El Niño, y de esta manera el rango de falla de los ductos de Camisea podría permanecer excediendo el objetivo de 0.33 rupturas/1,000 Km/año. Es importante hacer mención de que las fallas sólo han ocurrido sobre el ducto de LGN; por lo que, para el ducto de GN, en este momento, no hay antecedentes de fallas, lo cual se debe a la condición de ser de un diámetro y espesor mayor, lo que le permite soportar mayores cargas externas; sin embargo, no hay que olvidar que, de alguna manera, está siendo sometido a los mismos esfuerzos de deslizamientos de tierra. Por lo anterior, se deben estar aplicando las mismas medidas de control y mitigación, de lo contrario, puede ser que en el transcurso del tiempo se den roturas por las cargas externas, con características similares a las observadas en el ducto de LGN. Durante toda la vida del sistema de ductos, los cambios climáticos podrían tener un impacto significativo en la frecuencia de movimientos de tierra e inundaciones extremas (por ejemplo, la exposición al riesgo cambiará con el tiempo). Las proyecciones actuales muestran sólo un pequeño cambio o aumento en la amplitud del fenómeno de El Niño en los próximos 100 años (IPCC, 2001). Sin embargo, aún con un pequeño cambio, o sin cambio alguno, en la amplitud de El Niño, es probable que el calentamiento global del planeta conduzca a mayores extremos entre sequía y fuertes lluvias, incrementándose por lo tanto la frecuencia de inundaciones extremas.

4.2.6.1.3.- Diseño del Ducto El éxito de un proyecto de ductos se juzga en gran medida por lograr evitar las roturas y por mantener el servicio sin interrupción. Debido a las cinco fallas mecánicas (incluyendo la más reciente del 02 de Abril del 2007) relacionadas con peligros geológicos y a la amenaza latente de fallas similares adicionales, el Proyecto de Camisea es deficiente en la forma en que los peligros geológicos, especialmente los desplazamientos permanentes de tierra, fueron tomados en cuenta en el diseño y la construcción. Los ejemplos comprenden: •

Riesgos de deslizamientos de tierra a lo largo del derecho de vía pudieron haber sido minimizados durante la construcción con el diseño e implementación de mejores medidas de estabilidad. Sin embargo, no hubo un programa sistemático de trabajos para mejorar la estabilidad de las características de los deslizamientos de tierra pre-existentes o laderas inestables a lo largo de la ruta. Como resultado, el ducto fue expuesto a imprevistos movimientos de tierra, lo que contribuyó con los incidentes en los KP 8 + 850, KP 126, KP 200 + 750 y en el movimiento (no reportado) en el KP 185.

•

Inadecuada identificación y calificación de los peligros geológicos, incluyendo la falta de información adecuada sobre fallas geológicas, cruces de río y deslizamientos de tierra. Se reconoce que los datos acerca de caudales de ríos y riachuelos están dispersos para la región; sin embargo, el fenómeno de erosión en KP 50+900 fue mucho más profundo de lo previsto.

Germanischer Lloyd Industrial Services GmbH, Business Segment Oil and Gas

141 / 428

Reporte No.: GLP/GLM/MEMP/726-07 Rev. 0 Fecha: 2007-10-10

•

La presencia de bofedales fue reconocida durante la etapa de evaluación del corredor en el proyecto, sin embargo, a saber no fueron preparados informes específicos para los cruces de bofedal.

•

Si un deslizamiento de tierra potencialmente activo debe ser cruzado, debe ser reconocido que solo es cuestión de tiempo antes de que los desplazamientos lleguen a ser suficientemente grandes para causar ruptura al tubo. Dependiendo de las circunstancias geotécnicas y medioambientales, el deslizamiento puede moverse cuesta abajo lentamente por unos cuantos años o incluso décadas antes que ocurra la rotura del ducto. De este modo es importante que el ducto esté diseñado para soportar grandes movimientos antes de la rotura. En otras palabras, el objetivo es para que el ducto se acomode a un grado de desplazamiento suficiente que proporcione un aviso anticipado antes que suceda una rotura.

•

No se hizo intento alguno de hacer diseños con principios de ingeniería para las zonas de cruce con deslizamiento de tierra potencial para lograr un comportamiento de deformaciones elevadas. Esto habría implicado una evaluación de elementos finitos no lineales de la interacción tierraducto, selección de materiales y soldadura para garantizar buena ductibilidad y soldaduras que superen la calidad del ducto y el monitoreo de comportamiento. Un diseño para deformaciones elevadas permitiría que el ducto soporte grandes movimientos antes de que se produzca una falla mecánica y proporcionaría tiempo valioso para detectar movimientos de suelo y aplicar las medidas correctivas necesarias para detener el movimiento y/o proteger el ducto.

•

La Falla, localizada cerca del KP 424, parece estar ubicada con precisión y con la actividad del Holoceno el trazo de la falla fue confirmada. Sin embargo, la zona de falla de Los Libertadores es una zona amplia y difusa de fallas y, tomando como base la información proporcionada en el informe ABS, no está claro que bases se utilizaron para identificar el punto de intersección exacto con el ducto.

•

El plano del trazo cruzando la Falla Los Libertadores está basada en la suposición de que la ubicación geológica de la falla es precisa. Si la ubicación de la zona de la rotura varía un mínimo de 5 a 10 m en la localización marcada, la falla podría interceptar la parte externa del ducto de la zanja especial trapezoidal o tan cerca del borde de la zanja que no habría suficiente distancia para que se acomode el desplazamiento transversal al ducto en el suelo. La zanja en la falla debía haber sido extendida más allá de los 200 m de longitud teniendo en cuenta una ubicación no precisa del trazo de la Falla.

•

Los requerimientos de soldadura acorde con el diseño basado en la deformación no están mencionados en la especificación. La soldadura estándar del proyecto ha sido usada a través de la zona de la falla. Esto no satisface la premisa básica del diseño basándose en la deformación.

•

No existe una documentación que indique que las provisiones especiales se llevaron acabo o que tomaron los pasos para asegurar la resistencia de la soldadura y ductibilidad como requisito. Además, ninguno de los representantes del ducto que asistieron al seminario taller sobre los peligros geológicos, realizado en TGP los días 24 y 25 de Enero del 2007, pudo asegurar que esta acción se realizó. Por eso, se concluye que no se dio ninguna atención para asegurar un alto desempeño de deformación en los cruces de fallas y que el desempeño del ducto en las tres fallas causadas por los deslizamientos de tierra puedan tomarse como un indicador de la integridad de la soldadura bajo moderadas condiciones de alta deformación, entonces hay la preocupación de

Germanischer Lloyd Industrial Services GmbH, Business Segment Oil and Gas

142 / 428

Reporte No.: GLP/GLM/MEMP/726-07 Rev. 0 Fecha: 2007-10-10

que la línea de NGL no está en condiciones de soportar una ruptura de falla de superficie como fue requerido. •

Las especificaciones de relleno carecen de definición. El material excavado de la zanja estaba para ser usado como relleno solo si cumplía con los requerimientos para no tener cohesión (por ejemplo: sin barro). No se realizó ninguna previsión para conseguir un material de relleno sustituto si el material excavado contenía arcilla.

•

No se menciona drenaje de la zanja o si se usa una malla filtrante para evitar que finas partículas de arcilla de material granular ingrese alrededor del ducto.

•

Fue imposible encontrar una referencia para una zona cruzando una falla especial en las hojas del alineamiento del ducto.

•

Las ecuaciones de movimiento de tierra, aplicadas en los análisis, están desactualizadas y han sido sustituidas por más recientes modelos de movimientos de tierra. Sin embargo, el uso de ecuaciones de atenuación pasadas pueden en realidad subestimar el peligro de movimiento de tierra para la región, debido a las diferencias en la forma de incertidumbre aleatoria que está ahora tratada en los modelos de movimiento de tierra.

•

Para el proyecto Camisea, TGP no ha provisto informes específicos que sustenten la identificación y representación de los peligros de licuefación para el diseño de los sistemas de ductos de Camisea. No se discutieron los peligros de la licuefación en ningunos de los documentos del reruteo.

•

La no existencia de un programa de monitoreo de deslizamientos de tierra al inicio del funcionamiento de los ductos de Camisea. Dependiendo del riesgo relativo de las diversas características de las laderas a lo largo del ducto, el monitoreo podría haber tomado la forma de una inspección visual de acuerdo a los atributos geotécnicos pertinentes, indicadores superficiales de inspección, fotografía aérea digital, inclinómetros, piezómetros y, en casos extremos, medidores de deformaciones en el ducto enterrado. La ocurrencia de estas fallas ha inducido al Proyecto Camisea a emprender comprensivos esfuerzos para monitorear áreas potencialmente peligrosas. Esto debe continuar debido a que los ductos de Camisea (como están construidos) tienen poca capacidad para absorber movimientos de terreno.

•

La no existencia de un programa efectivo de corridas de instrumentos inteligentes para monitorear la posición exacta del ducto, curvatura, e integridad estructural de la sección transversal del ducto. Durante los primeros 16 meses no se llevaron a cabo inspecciones internas. A causa de esto, datos fundamentales en relación al estado “as built” de los ductos no pudo ser recabado. Incluso, aún cuando se hayan llevado a cabo inspecciones internas tiempo después, es extremadamente difícil el distinguir los efectos del tendido de la línea (en su condición de “as-built”) de los efectos que se desarrollan durante el tiempo de operación. El proyecto está tratando de desarrollar un programa efectivo de inspección interna (ILI en inglés); pero a la fecha solamente se ha terminado la inspección de detección de pérdidas de espesor del ducto de LGN para determinar la integridad de la sección transversal. En cuanto a la posición de los ductos, así como de verificación de curvatura, no se han desarrollado datos confiables hasta el momento. No se han efectuado corridas de inspección periódica para detectar cambios ocurridos. El estado actual del programa de ILI se analiza en otra sección del presente informe de auditoría. Se perdió una oportunidad

Germanischer Lloyd Industrial Services GmbH, Business Segment Oil and Gas

143 / 428

Reporte No.: GLP/GLM/MEMP/726-07 Rev. 0 Fecha: 2007-10-10

valiosa de monitorear el desempeño del ducto y posiblemente detectar los efectos del movimiento del suelo antes de que ocurra una falla mecánica, debido al error de no empezar la ILI desde el inicio del funcionamiento de los ductos. Lo anteriormente descrito dio lugar a la generación del Hallazgo No. CAM/GEO/HENG/1/001 (ver Anexo III de este informe), el cual sigue abierto debido a que no se han sustentado y concluido las actividades de inspección con equipo instrumentado.

4.2.6.1.4.- Comportamiento del Ducto El objetivo es construir y operar un ducto libre de incidentes. Durante sus primeros años de servicio, el Sistema de Ductos Camisea no tiene un comportamiento a la par con ductos similares modernos construidos en los Andes u otras regiones difíciles del mundo. De hecho, como se indicó anteriormente, su frecuencia de fallas ha sido aproximadamente 10 veces más alta que aquéllos de otros ductos modernos bien construidos. Lo anterior fuertemente influenciado por la falta de profundidad en los estudios previos de los peligros geológicos, geotécnicos e hidrológicos, en donde lo estimado ha quedado muy por debajo del comportamiento real del terreno en los deslizamientos de tierra y en la formación de represas, que al reblandecer el terreno en donde se forman, terminan en huaycos de elevada energía, arrasando y arrastrando rocas que, por efecto de la erosión en el lugar donde están enterrados los ductos, pueden sufrir impactos y considerables daños mecánicos. Se hace notar que el ducto de GN ha estado sujeto a los mismos movimientos de tierra que el ducto de LGN, pero no ha tenido ruptura alguna. No obstante, deberá considerarse que siempre que la intervención sea requerida para el ducto de LGN, similar medida deberá ser aplicada al ducto de GN como una medida preventiva.

4.2.6.1.5.- Análisis y Respuesta a los Incidentes TGP y sus contratistas y consultores han hecho una considerable labor en respuesta a los incidentes en el ducto y restauraron el servicio dentro de un corto período de tiempo. Sin embargo, la necesidad de hacer lo más práctico, dadas las circunstancias, puede haber afectado la recolección de datos suficientes para evaluar completamente la causa raíz de los incidentes y para que se convierta en un factor de control de las medidas correctivas tomadas. Por ejemplo, en el KP 200 + 750, el primer intento para atenuar la situación fracasó debido al error de no reconocer la causa primaria de la falla mecánica (falla por asentamiento profundo de material coluvial de la ladera). En forma similar, en el KP 50 + 900, la altura escogida del cruce con puente aéreo estaba basada solamente en la altura de la inundación observada para ese fenómeno en particular, antes que en un pronóstico bien fundamentado del nivel máximo de inundación que se podría experimentar durante la vida del ducto. La investigación de los incidentes, de las cinco primeras fallas, estuvo restringida principalmente a un examen metalúrgico. Dada la necesidad de determinar la capacidad de comportamiento del ducto bajo deformaciones elevadas, con respecto a situaciones de deslizamiento de tierra futuras que podrían surgir, habría sido muy valioso determinar concluyentemente, por medio de simulación numérica, los niveles de deformación de tensión alcanzados en el momento de la rotura y llevar a cabo ensayos de placa ancha (wide plate) de las soldaduras circunferenciales del ducto, retiradas de la zona de la falla mecánica, en un intento para determinar la resistencia final de la soldadura en comparación a la resistencia del material del ducto. La prueba de placa ancha (wide plate) es preferida sobre la prueba de cupón de tensión debido a que provee una indicación del promedio de resistencia sobre una muestra más ancha conteniendo fallas naturales o artificiales introducidas para propósitos de evaluación.

Germanischer Lloyd Industrial Services GmbH, Business Segment Oil and Gas

144 / 428

Reporte No.: GLP/GLM/MEMP/726-07 Rev. 0 Fecha: 2007-10-10

4.2.6.1.6.- Programa de Operación y Mantenimiento El ducto fue comisionado y empezó su funcionamiento en el año 2004. A partir de esa fecha, ha habido varios problemas geotécnicos; algunos han causado falla mecánica en el ducto de LGN, mientras que otros no (por ejemplo: el KP 185). Como resultado de estos problemas, se ha implementado un programa de monitoreo y atenuación. El propósito de este programa es consistente con la Mejor Practica Internacional para ductos que atraviesen montañas con respecto al monitoreo. El programa de monitoreo abarca una combinación de patrullaje del ducto (marcha lenta) a lo largo de todo el derecho de vía, veinte equipos de vigilancia operan en la sección de la Selva durante la temporada de lluvias, inspecciones por especialistas, como los consultores externos (ejemplo. Dr García e IGL), inspecciones topográficas, y el uso de instrumentos en sitios selectos. Cada equipo se responsabiliza de monitorear casi 20 Km de ruta del ducto caminando por la ruta y evaluando las características geotécnicas visibles que pueden ser un indicador del movimiento de la tierra. Los equipos que monitorean el campo también registran las medidas de los piezómetros, inclinómetros, indicadores de superficie y de los indicadores de deformación. En casos donde las observaciones y medidas indiquen una amenaza geotécnica al ducto, el cuerpo de especialistas y/o consultores geotécnicos externos son convocados para un reconocimiento e intervención posterior, como sea requerido. No es posible hacer comentarios sobre la integridad de las inspecciones visuales, los equipos de vigilancia o de la investigación en práctica. El programa de monitoreo del indicador de deformación podría ser mejorado con respecto a la prevención de mayores incidentes. El proyecto Camisea en gran medida se soporta en el monitoreo de los indicadores de deformación “como una advertencia anticipada” de las condiciones incipientes de falla en los lugares de deslizamiento de tierra, considerado como de muy elevado riesgo de movimiento. Durante los días 15 y 16 de Agosto del 2007, en el seminario taller realizado en Lurín, TGP informó que estaban conduciendo el monitoreo de indicadores de deformación en siete lugares y que la intervención sería requerida si el cambio de la deformación excediese a 500 micro deformaciones (Micro Strain (equivalente a 15 ksi de tensión). TGP por lo general coloca los sensores de indicadores de deformación a una distancia de30 a 100 metros. Existen varios factores claves que deben tomarse en cuenta para el monitoreo de los indicadores de deformación: •

• • • •

•

Las medidas de la deformación representan el cambio de la deformación de una condición arbitraria de una “línea base” de deformación, que comúnmente se establece como la medida inicial de la deformación realizada en el momento de la instalación del indicador de deformación. Las medidas de deformación no dan indicación de la condición de la deformación residual en el momento de la instalación. Los ductos que pasan por las zonas de desplazamiento de tierra tal como derrumbes estarán sujetas a tensiones axiales y/o compresión y flexión. La deformación del ducto longitudinal puede variar significativamente por una zona de deformación permanente de tierra. Las deformaciones por lo general serán más grandes en ubicaciones donde el ducto cruza de una masa de tierra estable a una masa de tierra moviéndose. Los ductos sujetos a una compresión axial pueden arrugarse en un modo de levantamiento o arruga en una curva de campo o una curva de fábrica, causando la localización de la deformación en la arruga que puede estar en un orden de magnitud mayor que de la deformación nominal en la sección recta del ducto. Para el monitoreo perceptivo de la deformación del ducto con una visión para determinar la cantidad de desplazamiento de tierra que se pueda tolerar antes que se requiera una intervención, es necesario establecer limites reales en la capacidad tensil de la deformación de soldaduras circunferenciales a través de la prueba tratada en la sección 4.8.5 b.6.

Germanischer Lloyd Industrial Services GmbH, Business Segment Oil and Gas

145 / 428

Reporte No.: GLP/GLM/MEMP/726-07 Rev. 0 Fecha: 2007-10-10

Considerando la gran variación de distribución de movimiento de tierra y de la limitación del suelo que pueda ocurrir por una zona de peligros geológicos, es irrazonable pensar que el comportamiento del ducto puede ser confiablemente caracterizado con unos cuantos indicadores de deformación a menos que una avaluación de ingeniería sobre el comportamiento del ducto y la geometría del deslizamiento haya sido realizado de antemano y usado los resultados para guiar la localización estratégica de los indicadores de deformación. El actual estado de práctica para las evaluaciones de interacción del tubo-suelo solicita el uso de gran desplazamiento, y de técnicas de análisis del elemento finito no lineal. De esta manera un programa integrado de simulación numérica combinado con una modesta red de indicadores de deformación puede ser usado para monitorear el comportamiento del ducto. La necesidad de la intervención podría entonces ser correlacionada a las lecturas de los indicadores particulares de deformación que indiquen una posible condición de sobre deformación en algún lugar de la configuración del ducto pero no necesariamente en la ubicación donde es tomad la medida. También habría una opción para usar el modelo numérico para volver a calcular la distribución de la deformación y de la tensión en la configuración del ducto desde las deformaciones medidas en puntos discretos. Se entiende que TGP tiene comprometido el análisis del elemento finito de la configuración del ducto enterrado, pero el software usado por TGP (CAESAR II software que analiza la tensión del ducto) no tiene la capacidad requerida para manejar el comportamiento plástico de un ducto y los efectos de grandes desplazamientos. Si se ha usado para simular un problema con una considerable plasticidad, el software podría dar una indicación errónea de los niveles de seguridad de la deformación del ducto y descalificar todo el comportamiento.

4.2.7.- Recomendaciones La experiencia en los Andes indica que la frecuencia de roturas de aproximadamente 0.33/1000Km/año, sería el esperado a lo largo de ductos de Camisea dentro de las próximas décadas. Así es importante que un concertado y continuo esfuerzo sea hecho para identificar y mitigar los problemas potenciales de los peligros geológicos antes que tengan un efecto adverso en los ductos. Indudablemente, el esfuerzo evolucionará y mejorará con el tiempo a medida que se gane experiencia con el monitoreo y mantenimiento del derecho de vía y de los ductos. Basados sobre la visión ganada en esta auditoria, se hacen las siguientes recomendaciones para mejora de los peligros geológicos de los procesos de mitigación del Proyecto Camisea: Peligros Geológicos-Identificación, Representación y Monitoreo 1.

Deslizamiento de tierra y Monitoreo de Erosión del Suelo El objetivo del detallado programa de monitoreo de deslizamiento de tierra y de erosión del suelo debería conseguir suficiente información preventiva contra las amenazas de los peligros geológicos, a medida que se desarrollen, para ser capaces de emprender las medidas correctivas antes que los ductos se vean adversamente afectados. La efectividad del programa de monitoreo podría incrementarse aplicando lo siguiente: a) Ampliando la vigilancia del especialista en la zona de la Selva para que se convierta en una operación de ronda anual, si bien es cierto a una frecuencia reducida durante las temporadas secas. b) El uso de equipo de vigilancia en la zona de la Sierra, en especial después de prolongados terremotos y durante los períodos de lluvias torrenciales o de rápido derretimiento de la nieve.

Germanischer Lloyd Industrial Services GmbH, Business Segment Oil and Gas

146 / 428

Reporte No.: GLP/GLM/MEMP/726-07 Rev. 0 Fecha: 2007-10-10

c) La vigilancia a distancia (por ejemplo: aérea) y el monitoreo en tierra de la actividad del desplazamiento de tierra fuera del derecho de vía para advertir la presencia de huaycos potenciales y la actividad de flujo de dentritos en una zona de captación. d) Estableciendo una relación entre la intensidad de las precipitaciones y la actividad de deslizamiento de tierra especialmente en la zona de la Selva y e) Monitoreando los cruces de los ríos y la erosión lateral del canal integrado al programa de monitoreo. 2.

Evaluación y Atenuación del Deslizamiento de tierra a) Los deslizamientos no pronosticados probablemente se presenten en alguna zona de Selva y partes de la Sierra. Basado en las lecciones aprendidas de las cuatro fallas del ducto relacionadas con el deslizamiento de tierra, una evaluación sistemática de los peligros del deslizamiento de tierra debería ser dirigida por el Proyecto y revisado por un panel consultivo técnico conformado por especialistas de reconocimiento internacional en peligros geológicos de ductos. b) Para situaciones donde el ducto fue dirigido sobre potenciales áreas peligrosas de deslizamientos de tierra, no se dio ninguna consideración a las modernas propuestas de diseño basado en la deformación donde el ducto pueda resistir las condiciones de la deformación inducida muy por arriba de la cedencia. Desde que hay poco conocimiento con respecto a la capacidad del ducto para soportar los movimientos de tierra, se debe tomar en cuenta el monitoreo comprensivo para identificar las áreas de deslizamiento de tierra. Cuando se identifican tales áreas, el movimiento de tierra inmediatamente debe ser detenido u otras medidas (por ejemplo: zanjas de alivio) se deben considerar de inmediato para proteger al ducto contra los niveles de daño ocasionados por la deformación. c) Podrían presentarse situaciones en la zona de Selva y Sierra donde la estabilización de los deslizamientos de tierra no es una opción efectiva de costo o posible, y el re-ruteo puede ser una de las opciones consideradas como parte de los trabajos de atenuación/remediación. d) El programa de los trabajos de remediación debe ser extendido para que abarque otras fuentes de riesgo de los peligros geológicos tales como, la erosión del lecho de la corriente de agua de los ríos, así como la erosión lateral del río, y es esencial que el Proyecto Camisea quede comprometido con el programa de mantenimiento

3.

Cruces de Río a) La evaluación geomorfológica de los cruces de río debe ser conducida para comparar los valores de las inundaciones históricas calculados contra las observaciones de campo, la “línea base” de datos batimétricos debe ser reunida en los cruces mayores, la geomorfología fluvial de la corriente aguas arriba y aguas abajo debe ser completada para comparar las erosiones anticipadas del canal con las observaciones de campo, los datos de las precipitaciones y del flujo de corriente de agua deben continuar ser reunidas y cruzando reevaluaciones periódicamente utilizando nuevos datos. La reevaluación periódica de los diseños de los cruces debe ser conducida como datos nuevos que se mantengan siempre disponibles. b) La causa exacta de la falla del cruce del río en el KP 50 + 900 puede nunca ser conocida. Sin embargo, se sabe que la profundad de erosión excedió la profundidad estimada de erosión que se determinó en los estudios anteriores. Las cuencas colectoras de agua y ríos con características hidráulicas similares al KP 50

Germanischer Lloyd Industrial Services GmbH, Business Segment Oil and Gas

147 / 428

Reporte No.: GLP/GLM/MEMP/726-07 Rev. 0 Fecha: 2007-10-10

+ 900 deben ser examinados para revalidar los cálculos de las profundidades de la erosión. Un monitoreo y atenuación debe realizarse donde sea necesario y practicable. Ingeniería de Ductos-Atenuación y Remediación Recomendaciones relacionadas a la ingeniería para atenuar y remediar los peligros geológicos del ducto: 1. Capacidad del esfuerzo de tensión de la tubería: Las pruebas en las placas anchas (wide-plate) curveadas deben ser consideradas para determinar la capacidad de tensión máxima de las soldaduras típicas de la tubería. La capacidad máxima a la tensión podría estar incluida en las simulaciones numéricas para determinar la capacidad del desplazamiento del ducto bajo varios escenarios de movimiento de tierra. Las probetas se podrían obtener de los segmentos no deformados del ducto recuperado de los lugares donde ocurrieron los incidentes. 2.

Simulación numérica para Aumentar el Monitoreo de los Indicadores de Deformación: El monitoreo de los indicadores de deformación es un recomendable primer paso de ingeniería para evaluar el comportamiento de la tubería en zonas con peligros geológicos. Es fuertemente recomendado que el proceso de evaluación sea aumentado con la simulación numérica (análisis del elemento finito) capacidad que propiamente se debe tomar en cuenta para grandes desplazamientos, comportamiento no lineal del ducto enterrado.

3. La selección de los lugares que requieran de acciones correctivas debe basarse prioritariamente en la probabilidad de una falla en el ducto y de la severidad de las consecuencias potenciales 4. Inspección en línea: Una valorable oportunidad para monitorear el comportamiento del ducto y posiblemente para detectar los efectos del movimiento de tierra antes de la falla se perdió debido a la falla para instituir una inspección en línea al inicio de la operación. La implementación exitosa de un programa de inspección con herramientas inteligentes es necesario sobre una base expedita. 5. Análisis de Incidente a. Ampliar las investigaciones de la falla para incluir la simulación numérica de las fallas del ducto y la prueba de la placa ancha (wide-plate) de una población representativa de soldaduras circunferenciales. La investigación debería ser revisada por un panel de consejeros técnicos con experiencia en fallas de ductos. b. El análisis de la causa de la raíz debería completarse para cada falla y debería hacerse un esfuerzo para aplicar las lecciones aprendidas al sistema total de los ductos .El análisis de la causa raíz debe dirigirse a las investigaciones de pre-construcción, fallas geotécnicas plan de acción para el ducto, atenuación y monitoreo. 6. Cruces de Fallas (Falla Los Libertadores) a. Los limites de error potencial en la ubicación de la zona de ruptura de falla beberían ser evaluados y las dimensiones y posición de la zanja de la Falla y la ubicación de las curvas del ducto justo fuera de la zona de la Falla debería ser reconciliada contra la ubicación de la marca del trazo de la Falla y con los resultados del análisis de elemento finito. Si fuese necesario, la zanja cruzando la Falla debería extenderse para cumplir los requerimientos inherentes a las condiciones del análisis de demarcación. b. El relleno de la zanja en el cruce de la Falla debería ser validado para dar consistencia a los postulados del análisis. c.

La capacidad de las soldaduras circunferenciales del ducto para trasladar las esfuerzos máximos longitudinales calculados en el análisis del elemento finito del cruce de la Falla para diseñar el nivel de desplazamiento de la ruptura de la Falla deberían ser revisados y tomar acciones correctivas si fuese necesario

Germanischer Lloyd Industrial Services GmbH, Business Segment Oil and Gas

148 / 428

Reporte No.: GLP/GLM/MEMP/726-07 Rev. 0 Fecha: 2007-10-10

7. Plan de Respuesta de Emergencia en caso de Terremoto a.

Un sistema de monitoreo sísmico consistente de instrumentos estratégicamente localizados a lo largo de la ruta de los ductos es necesario con el propósito de detectar y señalizar la ocurrencia de los movimientos de tierra causados por fuerte terremoto a lo largo de la ruta de los ductos. El sistema debería tener la capacidad para adquirir datos técnicos de los institutos sismológicos nacionales y de todo el mundo, y estos datos junto con los datos de los instrumentos locales se podrían usar para una rápida evaluación posterior al terremoto y brindar un plan de acción.

b.

Es necesario un plan de acción y de recuperación cuando se presenta un terremoto. El plan debe considerar múltiples y concurrentes emergencias del sistema de ductos, cierres de caminos, corte de la energía eléctrica, perdida de comunicaciones, y desorganización general, incluyendo el impacto sobre el personal de los ductos viviendo en las áreas estremecidas. Las áreas de peligros geológicos potenciales tales como los deslizamientos de tierra y cruces de Fallas deberían ser destinadas para evaluación de acuerdo a su ubicación con respecto al fuerte estremecimiento de la tierra.

Adicionalmente y con relación a los temas hasta aquí evaluados, se hacen las siguientes recomendaciones: •

•

•

El levantamiento topográfico, en una segunda fase de levantamientos más a detalle, debió haber permitido generar los planos de detalle de puntos de inflexión y de puntos donde se instalaron curvas inducidas o de doblado en sitio, documentos que no fueron proporcionados para su evaluación, todos estos documentos deben de permanecer y estar disponibles hasta un período definido; por lo que, se recomienda que en las bases de concursos se establezca dicho período o un procedimiento de control de documentos en donde se indique el plazo y cuales documentos se deben mantener. Es recomendable levantar registros de las pláticas y capacitación al personal y a la comunidad. Es conveniente reforzar el programa de medidas preventivas en las que se refuercen aspectos de mantenimiento, seguridad, capacitación y comunicación, para evitar futuros impactos negativos sobre el ambiente y las comunidades vecinas. Con relación a los criterios de clasificación de la localización de áreas, es importante hacer notar que las secciones que han quedado como partes aéreas, como los hay en el Cruce del Río Comerciato, y con relación a lo referido en los planos de trazo y perfil, clasificados como “as-built”, no han indicado los factores de diseño correctos; a pesar de que, en el diseño y construcción se utilizó el factor adecuado, lo que fue corroborado; así, en estas construcciones aéreas se observa un factor de diseño de 0.72 en el plano de trazo y perfil, siendo que ahí debería ser de 0.60, según lo indica el párrafo 840.4 Intent de ASME B31.8; así como los cruces especiales, ríos, ensambles de válvulas principales deben reflejar un factor de diseño de 0.6 en las Localizaciones de Clase 1, lo cual no está reflejado en los planos “as-built”, por lo que, se recomienda revisar todos los documentos relacionados y modificar los mismos, ver Hallazgo No. CAM/MECH/AVI/3/001 en Anexo III, por lo que, se recomienda revisar todos los documentos relacionados y modificar los mismos, este hallazgo no ha sido modificado, por lo que permanece abierto. Por otra parte, se observa que los ductos, al no haber sido construidos simultáneamente, reflejan cruces de tubería entre ellos mismos, lo cual representa una condición de obra especial, por lo que se debe reflejar la profundidad a la cual quedan ambas tuberías, condición que tampoco se refleja adecuadamente en los planos de trazo y perfil, en la condición de “as-built” correspondientes, siendo recomendable actualizarlo y todos los documentos relacionados, por lo anterior se generó el Hallazgo No. CAM/ING/AVI/2/001, en el Anexo III, siendo recomendable actualizarlos asi como todos los documentos relacionados, este hallazgo no ha sido modificado, por lo que permanece abierto.

Germanischer Lloyd Industrial Services GmbH, Business Segment Oil and Gas

149 / 428

Reporte No.: GLP/GLM/MEMP/726-07 Rev. 0 Fecha: 2007-10-10

•

•

•

•

•

Las consideraciones de los accidentes topográficos se han visto reflejadas en cada uno de los planos proporcionados, los cuales corresponden a la versión de planos “As-built”, en los mismos se muestra su ubicación, el área que abarca dentro del DDV y las condiciones en que finalmente se realizó la actividad de la construcción de ambas líneas, en algunos casos se establecieron recomendaciones sobre los mismos en los estudios previos al desarrollo de la Ingeniería del proyecto, por lo que éstas deben quedar reflejadas en su condición final o de cómo quedó construido. Algunas de estas condiciones fueron atendidas de acuerdo con “Las Mejores Practicas Internacionales de Ingeniería”; sin embargo, existen puntos críticos que están reflejando su alto riesgo y su inestabilidad en el terreno, por lo que los estudios y las medidas aplicadas no fueron suficientes, siendo recomendable realizar estudios más profundos desde el inicio del proyecto y reaccionar de inmediato ante cualquier aviso o señal que se vaya dando en cualesquiera de las fases subsecuentes y que manifiesten un riesgo o peligro al ducto. Se recomienda revisar los procedimientos de soldadura propuestos, calificados y aprobados para el material a unir cuya especificación tenga el requerimiento de cumplir con el nivel de producto PSL2, ya que deben ser considerado el cumplimiento con las propiedades de impacto, con el objeto de demostrar su comportamiento no frágil, adicionalmente, las soldaduras debieran pasar todas las pruebas de sanidad y calidad requeridas para este tipo de materiales y considerar igualar o estar por arriba de las propiedades de los materiales base en áreas de mayor riesgo (por ejemplo: deslizamiento de terreno), en donde se debe considerar una soldadura de calidad superior, con el objeto de que pueda mejorar el comportamiento para soportar una deformación por cargas externas. Con relación a la planimetría y perfil hidráulico, se puede ver, en los documentos proporcionados, la condición general aceptable del proyecto en su condición “as-built”; sin embargo, es necesario contar con los detalles de punto de inflexión y grados de fabricación de curvas que están faltantes en la información proporcionada, es factible que un grupo de topografía permaneciera de manera constante en sitio y que se fueran generando registros en ese instante y liberando así la necesidad de generar esos documentos durante el desarrollo de la ingeniería; sin embargo, es recomendable que estos datos se reflejen en los documentos finales y permanezcan por un período determinado. Los datos meteorológicos limitados para la región acarrearon gran incertidumbre en la determinación de las relaciones entre las precipitaciones pluviales y la escorrentía, máximos flujos, flujos promedios, y el tiempo de los parámetros de máximo flujo que controlan el diseño de la hidrografía de torrentes. Esta gran incertidumbre afectó directamente la confiabilidad de los pronósticos de erosión y del diseño de los sistemas de protección del ducto. El incidente en el KP 50 ilustra cómo la información disponible limitada puede conducir a una subestimación de la profundidad de la erosión y a la exposición del ducto a los efectos provocados por el río, estos datos se deben actualizar y servir de referencia, por lo que se recomienda tomar en cuenta el evento sucedido y aplicar en sus nuevos estudios. Se recomienda que se lleve a cabo una evaluación geomorfológica de los cruces de rio para comparar los valores históricos de inundación calculados, con las observaciones de campo de niveles de paleo–inundaciones, y que la profundidad de erosión y los valores de diseño sean evaluados nuevamente para determinar si hay cruces que se encuentran potencialmente en riesgo. También se recomienda que se realicen una geomorfología fluvial aguas arriba y aguas abajo de cruces específicos para comparar la erosión lateral del cauce prevista con la migración lateral potencial del cauce a partir de evidencia geomorfológica. Se debería continuar recolectando información acerca de las precipitaciones pluviales y los flujos de las corrientes de agua, y reevaluar periódicamente los cruces utilizando nueva información. El equipo del proyecto está preocupado por dos áreas especialmente: 1)

Erosión lateral de la ribera de partes desprotegidas del ducto a lo largo del Río Pisco.

Germanischer Lloyd Industrial Services GmbH, Business Segment Oil and Gas

150 / 428

Reporte No.: GLP/GLM/MEMP/726-07 Rev. 0 Fecha: 2007-10-10

•

•

•

•

•

•

•

•

2) Secciones del ducto que se extienden aguas abajo dentro del cauce activo del Río Pisco. La información geológica, sismológica y geodésica debería ser evaluada de nuevo para determinar si hay evidencia adicional de fallas activas. Si hay sólo una falla activa a través de todo la sección transversal de los Andes que cruza el ducto de Camisea, el consultor debería tomar en cuenta y evaluar cómo las montañas andinas están siendo levantadas actualmente, dado que esta única falla es del tipo de deslizamiento longitudinal (strike slip) de baja actividad, ubicada cerca al punto elevado de las montañas. El consultor también debería abordar el tema de si otras fallas activas delimitan la transición del borde nororiental del Oroclinal Boliviano y el levantamiento Shira, y evaluar en particular las fallas potencialmente activas que han sido identificadas en otros informes del proyecto tales como el de Golder Associates (2001) y el de Vector Associates (2001). Para estas fallas activas, se recomienda que los procedimientos de soldadura correspondan a un diseño basado en deformaciones, según la especificación referida del material base. Parece ser que el procedimiento de soldadura estándar del proyecto ha sido utilizado a través de la zona de la Falla. Esto no satisface la premisa básica del diseño basado en deformaciones. Futuros proyectos que requieran una evaluación del movimiento del suelo deberían utilizar técnicas de modelaje de movimientos de suelo y de calificación de la fuente sísmica más actualizadas. En general, se recomienda no diseñar los cruces de ducto por zonas de PGD (deformación permanente del suelo), los cuales presentan condiciones de esfuerzo elevado, de acuerdo a las tensiones permitidas por las normas técnicas comunes para las condiciones de operación y cargas externas. En vez de eso, el enfoque metodológico alternativo aceptado es recurrir al método de diseño basado en deformaciones que permite que ocurran localmente grandes deformaciones en el ducto, siempre y cuando se asegure la integridad estructural bajo presión, o se permita una deformación plastica del tubo, pero se evite la rotura y la fuga de su contenido. Se recomienda usar criterios de deformación en tensión y comprensión, aplicables a cargas de desplazamiento controlado y apropiados para asegurar la integridad estructural bajo presión, así como también se recomienda prestar atención a la soldadura y a la inspección de ella para asegurarse que las soldaduras circunferenciales puedan soportar este comportamiento del ducto. Se recomienda que para proyectos en los cuales una falla mecánica del ducto podría tener graves consecuencias, llevar a cabo ensayos de probetas anchas (“wide plate testing”) del material del ducto y de la soldadura para demostrar su capacidad de alcanzar el nivel deseado de desempeño bajo deformación en tensión. Se recomienda que en futuros proyectos la especificación de los electrodos y de los procedimientos de la soldadura aseguren una suficiente resistencia y tenacidad mayor que el metal base o pared del ducto. Resaltándose estas condiciónes donde las cargas externas por deslizamiento de terreno pueden ocurrir. Además de la tenacidad, resistencia a la fractura y soldabilidad, una propiedad física importante del ducto para el diseño basado en deformación es la relación (Y/U): límite de cedencia (Y) a resistencia final (U) del ducto y de la zona afectada por el calor durante la soldadura (HAZ por sus siglas en inglés). Esta relación aritmética, junto con la forma de la curva esfuerzo-deformación determinan la cantidad de deformación plástica que puede ser tolerada sin que haya falla mecánica en el material del ducto y la zona adyacente a la soldadura circunferencial. Una relación aritmética del orden del 75% sería la recomendable y en general se puede alcanzar para ductos de bajo límite de elasticidad. Ductos con un límite de elasticidad más elevado (calidad X70 o mayor) que se especifica normalmente para minimizar el peso del ducto y el costo, tiene probablemente una relación Y/U de 85% a 90% o quizás mayor. La selección de ductos de menor límite de elasticidad, tal como X60, necesariamente con pared más gruesa, es una alternativa razonable para garantizar una relación Y/U baja en zonas sísmicas y donde se requiera una alta capacidad de resistir deformaciones. Se recomienda especificar un proceso de soldadura que reduzca al mínimo tanto el número como el tamaño de las indicaciones que pueden ser calificadas como defectos. La presencia de este tipo de indicaciones en el depósito de la soldadura, especialmente aquellos que tienen una geometría plana

Germanischer Lloyd Industrial Services GmbH, Business Segment Oil and Gas

151 / 428

Reporte No.: GLP/GLM/MEMP/726-07 Rev. 0 Fecha: 2007-10-10

•

•

•

•

y están ubicados cerca a la raíz o a la corona de la soldadura, dañan fuertemente la capacidad del material para distribuir esfuerzos plásticos uniformemente, por lo que se convierten en concentradores de esfuerzo, los cuales favorecen una ruptura. Los requerimientos en cuanto a la calidad de sanidad de soldadura (criterios de aceptación de indicaciones) comprendidos en las normas técnicas de soldadura basada en esfuerzos, quizás no sean los adecuados para diseños basados en deformaciones. El especificar un tamaño de indicación admisible presupone un sistema de inspección capaz de detectar y clasificar por tamaño las indicaciones que permanecen en la soldadura, las técnicas de radiografía y ultrasonido tienen severas limitantes cuando se trabajan con espesores pequeños. Se ha establecido que el ancho de la indicación y su distancia a la superficie del ducto son los parámetros críticos. El efecto neto de un procedimiento especial de soldadura y una inspección exhaustiva de las soldaduras quizás conduzca a una tasa elevada de rechazos de soldaduras, de esa manera reduciendo la productividad e incrementando el costo por soldadura. Sin embargo, en general, esto es económicamente viable si se toma en cuenta la longitud relativamente limitada de la sección del ducto que necesita un diseño basado en deformaciones para la mayoría de los proyectos. En las condiciones tan especiales de la ruta y DDV, cada uno de los Códigos aplicables (B31.4 en su párrafo 402.1 y B31.8 en su párrafo 841.13), aunque en el caso de las fallas ocurridas estaríamos refiriéndonos al primero, nos indican que el diseñador debe proveer razonable protección para prevenir daños a los ductos de condiciones externas inusuales de tal forma que se dé la seguridad operativa a los ductos considerando que se prevengan daños, una recomendación podría ser la consideración de un mayor espesor en las áreas de deslizamiento de tierra; un WPS que supere todas las propiedades del material base a unir, según B31.4 en su párrafo 434.8.3, por lo que se debió considerar el realizar todas las pruebas necesarias y en particular la prueba de tenacidad en el proceso de soldadura, lo cual daría una mayor seguridad en el comportamiento mecánico, sobre todo en los mismos sitios de deslizamiento de tierra, ya que el material ha demostrado, en algunos casos, no haber alcanzado la deformación esperada y tuvo un comportamiento de falla frágil. Se recomienda dar cabal observancia a todos los lineamientos del Cumplimiento del Título II del Anexo I, Reglamento de Transporte de Hidrocarburos por Ductos tanto en el diseño como en el Programa de Gerencia de Calidad, así, es importante considerar el comportamiento a la fractura, por lo que se debieron haber hecho las pruebas necesarias. No obstante de que se deleguen las Actividades de Control y Aseguramiento de Calidad, se debe vigilar su aplicación y control a través de las auditorías al sistema, se deben dar todo los lineamientos de construcción, al parecer hay secciones de contacto entre ducto y ducto, lo cual debe ser evitado y cualquier condición adicional debe estar aprobada por todos los involucrados. En la revisión de los DTI´s, se recomienda el que sean considerados todos los comentarios emitidos por GL a los DTI´s, con el fin de cumplir tanto normativamente como con las buenas prácticas de ingeniería.

4.3.- Adquisiciones Dentro de los Términos de Referencia, el Punto 4.6.3 dice: “Los procedimientos de adquisiciones se deben revisar para asegurar que se han cumplido las especificaciones técnicas de los equipos y materiales, para asegurar que las mismas son concordantes con el diseño y con los equipos y materiales adquiridos”. Teniendo en consideración lo señalado en el numeral 4.6.3 de los Términos de Referencia, GL, para su informe, ha revisado todo lo relacionado con los siguientes conceptos: • •

Procedimientos de Adquisiciones Especificaciones de Materiales Resultantes de la Ingeniería

Germanischer Lloyd Industrial Services GmbH, Business Segment Oil and Gas

152 / 428

Reporte No.: GLP/GLM/MEMP/726-07 Rev. 0 Fecha: 2007-10-10

• •

Verificación Física de los Equipos y Materiales Adquiridos para el Cumplimiento de las Especificaciones Certificados de Fabricación

De acuerdo con lo manifestado, a continuación se describe lo realizado por GL y los resultados obtenidos por la misma:

4.3.1.- Alcance Del Trabajo Como parte del alcance la Auditoría Integral en el área de Adquisiciones, se considera que toda la fase de “Procura” del proyecto de transporte de gas natural y líquidos de gas natural, incluye: Los Procedimientos de Adquisiciones, las Especificaciones de los Materiales Resultantes de la Ingeniería, la Verificación de los Equipos y Materiales Adquiridos y los Certificados de Fabricación.

4.3.2.- Objetivos Evaluar los Procesos de Adquisiciones de Equipos y Materiales, a través de los procedimientos de adquisición, las órdenes de compra y los certificados de fabricación, con la finalidad de determinar su cumplimiento con las especificaciones de ingeniería y las normas, códigos o especificaciones internacionales aplicables, así como las elaboradas para este fin por Techint.

4.3.3.- Referencias Para efecto de llevar a cabo la Auditoría Integral, se tomaron como referencia los documentos indicados en la Tabla 13 en el Anexo I.

4.3.4.- Secuencia Para efecto de evaluar y verificar el cumplimiento, de lo descrito en los párrafos anteriores, se estableció y aplicó la siguiente secuencia: • • •

Revisión de la Documentación de procedimientos y especificaciones proporcionada por TGP Visitas a sitio para verificar los equipos y materiales, de acuerdo con su identificación y placa de datos, empleando para ello los diagramas de tuberías e instrumentos, con los cuales se fue identificando su ubicación Revisión de los certificados de fabricación, tomando como base las especificaciones resultantes de la ingeniería, los códigos, normas y especificaciones internacionales aplicables.

4.3.5.- Resultados En este capítulo se describe el proceso de verificación por parte del Equipo Auditor, así como la documentación (Códigos y Normas) bajo los cuales la documentación proporcionada fue revisada. Se indican Germanischer Lloyd Industrial Services GmbH, Business Segment Oil and Gas

153 / 428

Reporte No.: GLP/GLM/MEMP/726-07 Rev. 0 Fecha: 2007-10-10

además las instalaciones visitadas por el auditor responsable, así como también los diagramas de tuberías e instrumentación utilizados como referencia para inspección de las instalaciones visitadas.

4.3.5.1.- Revisión De La Documentación Con el objeto de contar con todos los antecedentes del proyecto, el personal de GL evaluó la información inicial o básica, para la atención de esta área, posteriormente fue necesario revisar las especificaciones de ingeniería desarrolladas para el mismo, seguido de las órdenes de compra, para finalmente evaluar los certificados y documentos de soporte de los equipos y componentes, los cuales sirvieron como base para el constructor, para su aceptación e instalación. GL revisó la siguiente información relacionada con este punto: a) Manuales de Procedimientos Enlistados en la tabla 14 del Anexo I, los Procedimientos de Adquisiciones fueron revisados con el fin de asegurar que las especificaciones técnicas de los materiales y equipos hubieran sido incluidas de manera mandatoria en los mismos. Los requisitos en cuanto a control de calidad estuvieran especificados en la respectiva Orden de Compra y requerimientos de una eventual evaluación técnica de lo ofrecido. Respecto a este punto, se procedió a la revisión de los procedimientos indicados a continuación, no teniendo comentarios mayores, salvo en la recomendación de detallar la manera en que se procede con los materiales a su recepción en el sitio de los trabajos. b) Especificaciones y Documentos El equipo auditor recibió la documentación referente a: Las Bases de Diseño, Manual de Calidad de la Construcción y el Plan de Calidad del Proyecto-Tuberías. Estos documentos se muestran en la tabla 15 del Anexo I. Estos documentos fueron revisados como parte del respaldo técnico para la construcción de los ductos. c) Válvulas de Control de Servicio Severo Los documentos revisados se encuentran el la tabla 16 del Anexo I. Las especificaciones referentes a las Válvulas de Control o Reguladores de Presión fueron revisadas en cuanto a los materiales especificados y su concordancia con los datos correspondiente a su clase designada. Estos documentos fueron revisados en cuanto a la correspondencia de los materiales con la Clase de Tubería y la Especificación No. 2794-P-SP-0013- Requerimientos Generales para el Suministro de Materiales de Tubería – Válvulas. Para las válvulas reguladoras de presión PV 61001 A/B en la Estación de Regulación No. 3, no se contó en una etapa inicial con el certificado, esta documentación fue entregada después del 20 de Junio del 2007. Los números de Órdenes de Compra fueron tomados de los respectivos Certificados de Conformidad. d) Válvulas Motorizadas El equipo auditor revisó las especificaciones, las cuales se muestran en la tabla 18 del Anexo I. Germanischer Lloyd Industrial Services GmbH, Business Segment Oil and Gas

154 / 428

Reporte No.: GLP/GLM/MEMP/726-07 Rev. 0 Fecha: 2007-10-10

La especificación 2794-I-MR-00051 Requisición de Material –General, proporciona no solo los requerimientos generales, tales como las partidas canceladas, Documentos de Entrenamiento Técnico y Datos requeridos por parte del Proveedor. Las especificaciones 2794-I-SP-00051 a 2794-I-SP-54051 establecen los requerimientos para cada Válvula Motorizada individual en cuanto a la consideración del tipo de válvula, dimensión del cuerpo, tipo de conexión y clase de tubería y materiales para el cuerpo de la válvula y su arreglo. Se especifican de igual manera las condiciones y dimensiones del actuador. e) Instrumentos El equipo auditor revisó las especificaciones, las cuales se muestran en la tabla 19 del Anexo I. f) Válvulas de Relevo de Presión y Seguridad Estas especificaciones fueron revisadas en cuanto al material utilizado en tanto estuvieran disponibles los arreglos aplicables. Las especificaciones se indican en la tabla 19 del Anexo I. g) Válvulas Dresser de Seguridad y Alivio Los documentos se muestran en la tabla 20 del Anexo I. La documentación se verificó en cuanto al contenido del total de la información, materiales utilizados y sus respectivos certificados de Cumplimiento/Conformidad. La Orden de Compra No. 0149-T-I-00048/A fue tomada de los certificados de Cumplimiento/Conformidad. h) Lanzadores-Receptores de Equipo de Limpieza Interna (Raspatubos) La totalidad de las Hojas de Datos para las trampas de envío y recibo se revisaron en base a los siguientes códigos y Normas: ASME/ANSI B31.4 y B31.8, ASME Secc. VIII Div. 1 Párrafo UG-35: para Tapas de Cierre Rápido para Cubetas. Los documentos se enlistan en la tabla 21 del Anexo I. Especificaciones 2794-V-TS-11001 a 2794-V-TS-61026 para las Trampas de Recibo y Envío. i) Instrumentos de Equipo de limpieza Interna Los documentos se encuentran en la tabla 22 del Anexo I. Se verificaron las especificaciones técnicas generales y requisiciones de material. Las especificaciones referentes al detector del paso de la herramienta de inspección y raspatubos, fueron verificadas en cuanto a la dimensiónes de la tubería del ducto, especificación de la línea y rango de presión o clase. j) Enfriadores Estos certificados fueron verificados en base a los detalles establecidos en el formato U-1A, (Reporte de Datos del Fabricante para Recipientes a Presión). Ver tabla 23 en el Anexo I. k) Filtros Los certificados fueron revisados contra los detalles indicados en los formatos U-1A Reporte de Datos del Fabricante para Recipientes a Presión y U-4 Hoja Suplementaria de Reporte de Datos del Fabricante. Ver tabla 23 en el Anexo I. Germanischer Lloyd Industrial Services GmbH, Business Segment Oil and Gas

155 / 428

Reporte No.: GLP/GLM/MEMP/726-07 Rev. 0 Fecha: 2007-10-10

La documentación se revisó y comparó con los requisitos del Código ASEM Secc. VIII Div. 1 ED-01. Dado que no se cuenta con la Orden de Compra No. 0149-D-M-00004/A, éste numero se tomó del “Certificado de Cumplimiento”. Se revisó la documentación referente a los filtros F-5701 – A/B, F-5801 –A/B, F-5201, F-501 A/&B. El fabricante de estos filtros es GORA y la misma se ubica en Quilmes, República de Argentina. Ver tabla 24 del Anexo I. La documentación proveniente del Plan de Inspección y Pruebas, Hojas de Cálculo, Certificados de Materiales, Especificaciones de Procedimiento de Soldadura (WPS) Registros de Calificación de Procedimiento de Soldadura, Procedimientos de Ensayos No Destructivos y Resultados de Pruebas, Procedimientos de Pintura, Reportes de Pruebas Hidrostáticas, copias de las Placas de Datos y los formatos U-1, de ASME debidamente llenados y firmados para cada equipo. La documentación se verificó de acuerdo con los requerimientos del Código ASME Secc. VIII, Div 1, 2002. No había disponibles certificados para los Filtros F-61010 A/B, por lo que se levantó el hallazgo No. CAM/PROC/RBU/2/005 (Anexo III). En la documentación entregada después del 20 de Junio del 2007, se proporcionó este soporte, por lo que este hallazgo quedó cerrado. l) Bombas Centrífugas La especificación se verificó contra la Norma API 610 (Centrifugal Pumps for Petroleum, Heavy Duty, Chemical and Gas Industry Services), Octava Edición, Agosto, 1995. Ver tabla 25 del Anexo I. La siguiente información relacionada con las bombas indicadas en la tabla 25 del Anexo I, no estuvo disponible para revisión: • • • •

Requisiciones de Material Órdenes de compra, Certificados de Materiales Registros de Inspección y Pruebas.

m) Recipientes El Equipo Auditor dispuso, después del 20 de Junio del 2007, de la documentación relativa a estos recipientes a presión. Ver tabla 26 del Anexo I. Certificación del Sistema de Calidad de proveedores de acuerdo a ISO 9000.1-2000: Con referencia a lo anterior y con el fin de dar cumplimiento con lo solicitado en los Términos de Referencia del contrato, el Equipo Auditor de GL ha verificado en los certificados de calidad y pruebas proporcionados, así como a través de investigaciones propias, que los diferentes fabricantes de equipos y materiales, para la construcción de los ductos, contaran con la certificación de su Sistema de Calidad de acuerdo a ISO 9000.12000, con los resultados que se indican en la tabla 27 en el Anexo I. La información contenida en cada orden de Compra incluía, aparte de otras, los siguientes datos: • •

Descripción del Producto Unidades de Medición

Germanischer Lloyd Industrial Services GmbH, Business Segment Oil and Gas

156 / 428

Reporte No.: GLP/GLM/MEMP/726-07 Rev. 0 Fecha: 2007-10-10

• • • •

Cantidades Cálculos de Diseño, información y requerimientos para los dibujos Requisitos de Control de Calidad Lista de Documentos aplicables

En las revisiones realizadas, para todos los casos, las especificaciones se encontraron acordes al diseño, equipo y materiales a ser adquiridos. Las especificaciones de material se encontraron de acuerdo a los materiales a ser adquiridos, de igual forma, las especificaciones de los equipos se hallaron acorde con el equipo solicitado. Como se pudo confirmar en todas las visitas de campo, los materiales y equipos instalados fueron hallados en conformidad con los requerimientos específicos del proyecto. Para el cumplimiento de este punto de Auditoría, fue revisada toda la documentación relativa a los certificados del fabricante. i.- Unidad Paquete para Instrumentación y Válvulas de Seguridad y Alivio La documentación fue verificada y no se encontraron discrepancias en cuanto al uso propuesto para las mismas. ii.- Válvulas de Seguridad Dresser (Orden de Compra No. 15-008180) La documentación relativa a las válvulas de Seguridad y de Relevo se verificó de una manera aleatoria para los materiales utilizados en la fabricación y para los certificados de Cumplimiento/Conformidad. Se verificaron los números de colada 1318, Forjado No. 4749302 y Colada No. 15530, Forjado No. 4842801, de la compañía Ningbo, China; así como el número de colada 0246, Forjado No. 0275302, de la compañía Wuxi Lifeng, China. Se cumple, en lo revisado, con todos los requerimientos relacionados al metal base utilizado, resistencia a la tensión, esfuerzo de cedencia, alargamiento, máximo contenido de carbono y otras propiedades químicas iii.- Lanzadores y Receptores de Equipos de Limpieza (Raspatubos) para las Líneas de Conducción de Gas Natural y Líquidos de Gas Natural Para los equipos de lanzamiento y recibo se aplicó el Código de Diseño ASME/ANSI B31.4 y ASME/ANSIB31.8. Los dibujos de Fabricación detallaban los materiales, así como el espesor utilizado, los cuales se encontraban en concordancia con las Normas, Hojas de Datos y Pedidos, para todas las cubetas de envío y recibo. Con excepción de las correspondientes a la identificación R-5301, L-5301, R-5401, L-5401, R-5601, L-5601 y R-5701, de las cuales no se contó con los certificados para la solapa de refuerzo y para el tubo de la boquilla de 6”, y para las identificadas como L-5701, R-5801 y L-5801, de las cuales no se contó con los certificados para la solapa de refuerzo ni para el tubo de la boquilla de 4”. (Ver Reporte de Hallazgo No. CAM/PROC/RBU/2/003, Anexo III). La documentación faltante se entregó después del 20 de Junio del 2007, por lo que este hallazgo quedó cerrado. No hubo Órdenes de Compra disponibles para estos equipos La Requisición de Material 2794-V-MR-00001 se localiza en la página 16, punto 19: Registro de Fábrica y Certificados para todos los materiales referentes a la nota 4 en esta especificación. Germanischer Lloyd Industrial Services GmbH, Business Segment Oil and Gas

157 / 428

Reporte No.: GLP/GLM/MEMP/726-07 Rev. 0 Fecha: 2007-10-10

El equipo de Recibo de Herramienta de Limpieza (Scraper) en la Línea de LGN instalada en Playa Lobería era el correspondiente al identificado como R-6102. Sin embargo, para esta identificación (R-6102) los certificados solicitados de pruebas de materiales y equipo no estaban disponibles. (Ver Reporte de Hallazgo CAM-PROC/RBU/2/001, en el Anexo III). La documentación de soporte se entregó después del 20 de Junio del 2007, por lo que este hallazgo se cierra. La tabla 28 en el Anexo I muestra la identificación y numero de serie de Lanzadores y Receptores de Equipos de Limpieza (Raspatubos). De los mismos se hizo la revisión de los certificados y documentos de liberación que se muestra en la tabla 29 del Anexo I. iv.- Detectores de Paso de Herramienta de Limpieza (Scrapers) Todos los detectores estaban correctamente especificados con relación a las condiciones de servicio: Fluido, Presión Máxima y temperatura, Dimensión de la Línea y espesor, Material de la Línea y Rango de Clase. v.- Enfriadores de Flujo Mínimo E-5101, E-5201, E-5301, E-5401 La documentación del fabricante GEA Rainey Corporation se encuentra completa de acuerdo con los requerimientos de ASME Secc. VIII. La misma incluye las copias de las placas de datos, certificados de material, Reportes de Pruebas a las tuberías, Reportes de Pruebas Radiográficas y Ultrasónicas, Certificados de inspección mediante Partículas Magnéticas y Líquidos Penetrantes, Reportes de Tomas Dureza, Reporte y Certificado de Prueba Hidrostática, Reportes de Inspección de recubrimiento, Reportes de Pruebas de funcionamiento en fábrica y certificado de Purgado mediante Nitrógeno. El Plan de Inspección y Pruebas y los documentos importantes fueron firmados por la Compañía de Inspección Moody en los lugares requeridos. Todas las Pruebas fueron desarrolladas, no se generaron Hallazgos durante la revisión de estos Reportes y Certificados. Los Números de Ordenes de Compra (PO´S) fueron obtenidos a partir de las placas de identificación. vi.- Separadores de Gas F-2201-A y F-2201-B La documentación de Perry Operations México está completa de acuerdo a los requerimientos de ASME Secc. VIII. Incluye el calcado de la placa de identificación para toma de datos, reportes de Tomas de Dureza y Certificado y Reporte de Prueba Hidrostática. Se desarrollaron todas las pruebas, no se detectaron Hallazgos una vez revisados estos Reportes y Certificados. Se tomaron los respectivos números de serie a partir de las placas de identificación de los equipos. vii.- Filtros GORA / Soime. Para los filtros F-6101-A y F-6101 – B, fabricados por Soime S.F., el estampado de las placas de datos fue considerado en la visita a Playa Lobería. Existe también el estampado “U”, estableciendo que el fabricante se encuentra aprobado por ASME y por tanto es un fabricante responsable de la fabricación de Recipientes a Presión de acuerdo con el Código. No existía documentación referente a los filtros disponible para su revisión durante esta Auditoría. Los documentos de soporte fueron entregados después del 20 de Junio del 2007, los mismos que fueron revisados en esta fase de la Auditoría y se encontró aceptable y cumpliendo con el código aplicable.

Germanischer Lloyd Industrial Services GmbH, Business Segment Oil and Gas

158 / 428

Reporte No.: GLP/GLM/MEMP/726-07 Rev. 0 Fecha: 2007-10-10

Para los Filtros -5701-A/B, F-5801-A/B, F-5201, F-5301 y F-5401, fabricados por GORA, toda la documentación fue revisada en consideración al tipo de material usado, de los reportes de pruebas requeridas, procedimientos y certificados y los demás datos indicados en los formatos “U-1” de ASME, verificando su cumplimiento con el código de construcción aplicable. Se observaron los estampados “U” de ASME en las placas de datos. Todos los resultados establecidos en los reportes y los certificados se hallan en conformidad con los requerimientos de proyecto. viii.- Bombas de LGN Las Bombas de LGN fueron fabricadas por FLOWSERVE, y hechas en Argentina. Existen tres Bombas instaladas en cada una en las cuatro Estaciones de Bombeo. Una comparación de sus placas de identificación proporcionó idénticos parámetros para el Tipo DA, de acuerdo con lo siguiente; Tamaño 4 x 1012 etapas, Presión Máxima Permisible = 17200 KPaG, temperatura máxima permisible de trabajo = 20° C en condiciones de Operación, Presión de Prueba Hidráulica = 26300 KPaG, Capacidad = 155 m3/hr., Cabeza 1652 m, RPM 3830 y peso de 1869 Kg. Los datos siguientes son idénticos en las Bombas: • •

THR.BALLBRG SKF7310BECBM-RD BRG,SLEEVE BABBITTED MECH.SEAL: QBQ 3500 (FLOWSERVE)-MAXROT:3940RPM

Debido a que no había documentación disponible, las bombas pudieron únicamente ser examinadas visualmente. Todas las 12 bombas se encuentran instaladas de manera adecuada y sus conexiones están conforme al Diagrama de Tuberías e Instrumentación en cuanto a su tamaño y rango. Respecto a las Bombas en Operación, no se detectaron vibraciones fuera de lo normal (verificación sin instrumento de medición) ix.- Recipientes a Presión No hay documentación disponible para revisión. No existe el estampado “U” de ASME en las placas de datos, lo cual podría ser debido a que el fabricante no se encuentre aprobado por ASME, o porque los recipientes no fueron ordenados con estampado ASME. Lo anterior en cuanto a las lecturas en las placas de datos consideradas. En las visitas al sitio, no se detectó corrosión en los recipientes a presión. Las Conexiones se encontraron en orden.

4.3.5.2.- Visitas a Campo Con relación a la secuencia establecida, se realizaron las visitas a campo, con lo cual se fue corroborando la ubicación de los equipos y componentes, obteniendo información de sus placas de datos, su identificación establecida a través de los planos o diagramas de construcción, según la tabla 30 del Anexo I. Estas visitas al sitio fueron realizadas para verificar el siguiente equipo instalado: Bombas, Trampas o Cubetas de Envío y Recibo e Instalaciones de regulación de presión. Se inspeccionaron de igual forma los enfriadores de flujo mínimo, válvulas, bridas y tuberías, así como varias de las Instalaciones de Válvulas. El Equipo que se encuentra instalado se especifica en los respectivos Diagramas de Tubería e Instrumentación (PID´s), los cuales constituyeron la referencia utilizada para estas visitas al sitio y corresponden con los documentos mostrados en la tabla 31 en el Anexo I. Germanischer Lloyd Industrial Services GmbH, Business Segment Oil and Gas

159 / 428

Reporte No.: GLP/GLM/MEMP/726-07 Rev. 0 Fecha: 2007-10-10

Como ya se indicó, tomando como referencia los diferentes DTI´s, se fueron identificando los equipos y materiales, donde fue posible, corroborando su identificación y procediendo a la toma de datos de su placa de identificación, lo que después se utilizó para efecto de corroborar lo indicado en los certificados y soportes de prueba de los mismos. Los Planos de Arreglo de las cuatro estaciones de Bombeo, proporcionados por TGP, mostraban la instalación futura de las Bombas “C”. En la visita a las estaciones de Bombeo por el Auditor, se encontró que las Bombas “C” ya se encontraban instaladas. Las últimas revisiones de los planos de arreglo disponibles en las Estaciones de Bombeo, muestran las condiciones reales en las Estaciones de Bombeo. Existen también las designaciones de nombre para las Bombas, las cuales se han identificado como “A” y “B”, estas identificaciones se encontraron en el sitio cambiadas. Se pudo observar que las instalaciones y los Diagramas de Tuberías e Instrumentación aplicables se encontraban en cumplimiento con lo indicado. Las designaciones de los equipos se encontraban de igual forma en cumplimiento con lo indicado. No se detectaron desviaciones. En el Anexo V, se muestran algunas de las fotos tomadas durante las visitas a sitio.

4.3.6.- Conclusiones TGP seleccionó a TECHINT como el principal contratista para la construcción de los Sistemas de Transporte del Proyecto Camisea. Por lo anterior, la mayoría de los documentos provenían de TECHINT, por lo que esta fase de la Auditoría Integral está enfocada a los documentos proporcionados y que fueron el soporte de TECHINT para su control e instalación, lo cual corresponde a las adquisiciones de los equipos y materiales, con las siguientes conclusiones: •

•

Los Procedimientos de las Adquisiciones describen de manera completa los requerimientos a alcanzar en la Adquisición de un equipo o material. Es de notar que todas las responsabilidades de los Departamentos para su cumplimiento con la Orden de Compra están reflejadas en toda la información requerida en la propia Orden de Compra. Las Órdenes de Compra, proporcionadas a GL para su revisión, mostraron encontrarse correctas en cuanto a los requerimientos técnicos establecidos ahí.

4.3.7.- Recomendaciones Como ya se indicó en la fase de la Auditoría Integral para el punto del Programa de Gerencia de Calidad, es necesario tener establecido un procedimiento de control de documentos, en el se debió establecer los controles a implementar, los entregables de cada área o departamento, la forma de conservarlos y el tiempo que deben permanecer disponibles, incluyendo la fase de construcción y cuales deben ser mantenidos durante todo el período de operación de los Sistemas de Transporte del Proyecto Camisea. Adicionalmente y como consecuencia de lo evaluado describimos los hallazgos o faltantes que se encontraron en esta área: •

El equipo de recepción de Herramienta de inspección y de Limpieza (Scraper) en la Línea de LGN, originalmente a ser instalada en Playa Lobería, estaba identificada con el No. R-6102, para este equipo no se proporcionó la documentación de soporte requerida.

Germanischer Lloyd Industrial Services GmbH, Business Segment Oil and Gas

160 / 428

Reporte No.: GLP/GLM/MEMP/726-07 Rev. 0 Fecha: 2007-10-10

A este respecto, se emitió por GL el hallazgo No. CAM/PROC/RBU/2/001, Anexo III. Se proporcionó la documentación de soporte después del 20 de Junio y fue aceptable, por lo que se cierra. •

Para los equipos de Envío y Recibo R-5301, L-5301, R-5401, L-5401, R-5601, L-5601 y R-5701, faltan los certificados de Material y Pruebas para la solapa (placa) de refuerzo y el tubo de 6”. Para los equipos de Envío y Recibo L-5701, R-5801 y L-5801, faltan los certificados de Material y Pruebas para la solapa (placa) de refuerzo y el tubo de 4”. De acuerdo con los códigos aplicables, estos materiales y certificados de prueba son parte de la documentación que debe estar incluida. Se emitió el Reporte de Hallazgo No. CAM/PROC/RBU/2/003, Anexo III. Los documentos fueron entregados después del 20 de Junio del 2007, son aceptables, por lo que este punto quedó cerrado.

4.4.- Materiales y Equipos: Materiales Tubulares y Accesorios Dentro de los Términos de Referencia, en el Punto 4.6.4 se dice: “La documentación técnica de la fabricación de tubería será auditada para asegurar el cumplimiento con las especificaciones técnicas, las que deberán concordar con las normas API y ASME”. Los documentos que se consideraron en esta Auditoría se enuncian a continuación: • • • • • • •

Resultados de Análisis Químicos Resultados de las Pruebas de Propiedades Mecánicas Resultados de Pruebas de Presión en Fábrica Identificación de Cada Pieza de Tubería con Referencia a los Registros de Inspección Cumplimiento de Todas las Condiciones de la Orden de Compra o Términos de Referencia Trazabilidad de los tubos y comparar estos con las órdenes de compra y con los certificados Verificar si los tubos instalados fueron comprados como nuevos

Por lo que, a continuación se describe lo realizado para la atención de esta área y los resultados obtenidos.

4.4.1.- Alcance Del Trabajo Como parte del alcance la Auditoría Integral en el área de Materiales y Equipos: Materiales Tubulares y Accesorios, se define: Toda la fase de Procura del proyecto de transporte de gas natural y líquidos de gas natural, lo que incluye: Los procedimientos de adquisiciones, las especificaciones de los materiales resultantes de la ingeniería, la verificación de los equipos y materiales adquiridos y los certificados de fabricación.

4.4.2.- Objetivos Evaluar el proceso de Adquisiciones de Materiales y Equipos: Materiales Tubulares y Accesorios, a través de los procedimientos de adquisición, las órdenes de compra y los certificados de fabricación, con la finalidad de determinar su cumplimiento con las especificaciones de ingeniería y las normas, códigos o especificaciones internacionales aplicables. Germanischer Lloyd Industrial Services GmbH, Business Segment Oil and Gas

161 / 428

Reporte No.: GLP/GLM/MEMP/726-07 Rev. 0 Fecha: 2007-10-10

4.4.3.- Referencias Para efecto de llevar a cabo la Auditoría Integral, se tomaron como referencia los documentos mostrados en la tabla 13 del Anexo I.

4.4.4.- Secuencia Para efecto de evaluar y verificar el cumplimiento, de lo descrito en los párrafos anteriores, se estableció y aplicó la siguiente secuencia: •

Revisión de la Documentación de procedimientos y especificaciones proporcionada por TGP

•

Visitas a sitio para verificar las tuberías y accesorios instalados (instalaciones superficiales), de acuerdo con los datos que se pudieran observar en algunos de ellos o en la placa de datos que aún conservan, empleando para ello los diagramas de tuberías e instrumentos, con los cuales se fue identificando su ubicación

•

Revisión de los certificados de fabricación, tomando como base las especificaciones resultantes de la ingeniería, los códigos, normas y especificaciones internacionales aplicables.

•

Para el caso específico de la trazabilidad de las tuberías, ser procedió a la revisión cruzada entre las cantidades reportadas en la trazabilidad generada durante la construcción y en lo indicado en los certificados de calidad emitidos por el fabricante de la tubería, con el fin de verificar que todo el material instalado sea certificado.

4.4.5.- Resultados En este capítulo se describe el proceso de verificación por parte del Equipo Auditor, así como la documentación (Códigos y Normas) bajo los cuales la documentación proporcionada fue revisada. Se indican además las instalaciones visitadas por el auditor responsable, así como también los diagramas de tuberías e instrumentación utilizados como referencia para inspección de las instalaciones visitadas.

4.4.5.1.- De la Revisión De La Documentación Con el objeto de contar con todos los antecedentes del proyecto, el personal de GL evaluó la información inicial o básica, para la atención de esta área, posteriormente fue necesario revisar las especificaciones de ingeniería desarrolladas para el mismo, seguido de las órdenes de compra, para finalmente evaluar los certificados y documentos de soporte de las tuberías y accesorios, los cuales sirvieron como base para el constructor, para su aceptación e instalación. GL revisó la siguiente información relacionada con este punto: a) Especificaciones de Ingeniería para la Tubería Las especificaciones se indican en la tabla 32 en el Anexo I. Las especificaciones 2794-P-SP-00020 a 2794P–SP–00030 fueron verificadas en base a los requerimientos de las Normas para todas las partes listadas, tales como tuberías, conexiones, accesorios, sockolets, weldolets, bridas, empaques, tornillería y válvulas.

Germanischer Lloyd Industrial Services GmbH, Business Segment Oil and Gas

162 / 428

Reporte No.: GLP/GLM/MEMP/726-07 Rev. 0 Fecha: 2007-10-10

Las válvulas de compuerta, globo, de retención y bola se verificaron en cuanto a la especificación de material acorde con su respectiva Clase de Tubería (ver tabla 33 en el Anexo I) La especificación L-MS-P01035 fue verificada contra lo establecido por la especificación API 5L (Specification for Line Pipe), Edición 2000, las modificaciones al material suministrado, con respecto a lo requerido por API 5L-2000, incluyen una reducción del valor máximo de Carbono Equivalente (Ceq) a un 0.23% y una temperatura de prueba para los ensayos de tenacidad (por fractura) a –5°C. Adicionalmente, se requiere una prueba de tenacidad a la fractura por caída de peso (DWTT), para líneas con un diámetro mínimo de 20 pulgadas y mayores, la cual se deberá realizar a una temperatura de de -5°C. La especificación L-MS-P01033 Rev. 4 relativa a la fabricación de tuberías de diámetros 10”, 14”, 18” y 24” con costura longitudinal ERW, se revisó con respecto a lo indicado por el API 5L para tuberías PSL 2 grado X70 y se concluye que en esta especificación no se solicitó el incluir los resultados de las pruebas mecánicas de aplastamiento (flattening); sin embargo, éstas son obligatorias para las tuberías con costura fabricadas con el proceso de soldadura ERW, en base al los párrafos 6.2.2 inciso a) y 9.3.2 del API 5L; en los certificados de calidad. Las especificaciones 2794-P-SP-00010 y 2794-P-SP-00011 fueron verificadas contra los respectivos códigos y normas y éstas establecen los requerimientos generales para el suministro de tuberías y conexiones soldables a tope (incluyendo tees guiadas). En la misma se encuentran entre otras, los requerimientos considerando el diseño, materiales, fabricación, tratamiento térmico, inspección y pruebas, requisitos adicionales acerca del marcado del producto, recubrimiento y empaque. La especificación 2794-P-SP-00013 Requerimientos Generales para el Suministro de Materiales de TuberíaVálvulas, describe las características generales específicas para cada tipo de válvula, su diseño, materiales, requerimientos generales y de inspección, pintura y recubrimiento, marcado y preparación para embarque. Requiere también que el vendedor tenga implementado y operando un aceptable Programa de Calidad, equivalente a las Series ISO 9000, el cual pudiera estar disponible para su revisión y Auditoría por el representante del cliente. b) Especificaciones para curvas inducidas Las especificaciones para curvas inducidas se indican en la tabla 34 en el Anexo I. Estos documentos fueron verificados con base en la Orden de Compra No. 0149-D-P-00011/A a favor de FABRICOM y la Especificación API 5L Ed. 2000. Los Números de Ordenes de Compra a favor de Bassi Luigi y S.I.M.A.S fueron tomados de los respectivos Reportes de Liberación. Se revisaron todos los requisitos relacionados con las propiedades de las tuberías utilizadas en la fabricación de las curvas, así como los procedimientos de fabricación y los requisitos en cuanto a la calidad de las curvas fabricadas. En lo referente a las pruebas mecánicas requeridas éstas cumplieron con los requisitos de la prueba de doblez guiado. c) Juntas Aislantes Los documentos de la tabla 35 del Anexo I, de este reporte, se verificaron contra las Especificaciones de Clase de Tubería d) Tees Guiadas Los documentos se indican el la tabla 36 en el Anexo I. Germanischer Lloyd Industrial Services GmbH, Business Segment Oil and Gas

163 / 428

Reporte No.: GLP/GLM/MEMP/726-07 Rev. 0 Fecha: 2007-10-10

e) Accesorios Las órdenes de compra se muestran el la tabla 37 del Anexo I. Estas Órdenes de Compra fueron verificadas de una manera aleatoria en cuanto al cumplimiento del material con las clases de tubería para las cuales estas partidas fueron asignadas. f) Válvulas de Bloqueo o Seccionamiento Las especificaciones se muestran en la tabla 38 del Anexo I. Todas las especificaciones fueron revisadas. El listado General de Requisiciones de Materiales y el Listado General Especificaciones Técnicas cubren el alcance, los códigos y normas aplicables, las características generales de los actuadores de válvulas, Inspección y Pruebas de válvulas y actuadores así como las propiedades de los fluidos y condiciones ambientales. Las especificaciones 2794-I-SP-08046 a 2794-I-SP-61046 establecen los requerimientos para cada Válvula de Bloqueo del Ducto, considerando el tipo, tamaño del cuerpo, tipo de conexión y clase de tubería y materiales para el cuerpo de la válvula y arreglo. Se indican también las condiciones y dimensionamiento del actuador. g) Válvulas Check Se revisó y comparó la documentación respectiva con los requerimientos similares para Válvulas de Retención. Ver tabla 39 en el Anexo I. h) Clases de Tuberías Los materiales con la especificación ASTM A 106 Gr. B, forman parte de las Normas para Tubería de Acero al Carbono sin Costura para servicio a Alta Temperatura. Los materiales del tipo ASTM A 106 Gr. B y API 5L, se enlistan como materiales aceptables por los Códigos ASTM B31.4-2002 - Pipeline Transportation Systems for Liquid Hydrocarbons and other Liquids y ASME B31.8 -1999, Gas Transmission and Distribution Piping System. i) Conexiones y Accesorios Los materiales seleccionados por la constructora fueron todos materiales normados por ASTM y los mismos fueron hallados adecuados para el servicio. j) Bridas Las bridas seleccionadas son todas de material del tipo ASTM y adecuados para el servicio requerido. k) Tubería La identificación de cada pieza de tubería con respecto a certificados de fabricación está dada para los tubos que han sido documentados, tanto para el ducto de GN como para el ducto de LGN. La identificación puede ser realizada por medio del número de colada, el cual también aparece en certificados de material así como en la lista de embarque de los diferentes proveedores. En el Anexo VI se ubican todos los números de certificados proporcionados tanto para todos los diámetros y espesores, tanto para el ducto de NG como para el de NGL, estos certificados han sido emitidos por los fabricantes CONFAB, SIAT y TAMSA. Germanischer Lloyd Industrial Services GmbH, Business Segment Oil and Gas

164 / 428

Reporte No.: GLP/GLM/MEMP/726-07 Rev. 0 Fecha: 2007-10-10

En las tablas 40, 41, 42 y 43 en el Anexo I se reflejan las Órdenes de Compra de las tuberías requeridas para la construcción de los Sistemas de Transporte del Proyecto Camisea, las cuales sirvieron de base para su revisión y verificación. Los Planes de Calidad y Fabricación para las tuberías con costura longitudinal soldada mediante el proceso SAW y suministrada por CONFAB, fueron verificados contra la Especificación API 5L (Specificaction for Line Pipe) Edición 2000 y la Especificación Técnica para Línea de Conducción API, L-MS-P01035 Rev. 2. La tabla 44 en el Anexo I refleja un resumen de las diferentes tuberías requeridas, con relación a su diámetro y espesor, y se referencían los documentos de soporte que fueron facilitados. Para el caso de ducto de Gas Natural se recibió el 100% de los certificados de las tuberías en sus diámetros de 32”, 24” y 18” en todos sus espesores amparada por los certificados y se reporta lo siguiente: •

• •

•

•

Se confirmó que el total de la tubería correspondiente al sistema de transporte de NG se encuentra respaldada con certificados de fábrica comprobándose que las tuberías fueron fabricadas especialmente para este proyecto por SIAT y CONFAB. El total de la longitud de tuberías respaldado con certificados de fábrica es mayor a la longitud de tubería instalada. Para las tuberías de 32” de diámetro no hay observaciones, los certificados entregados satisfacen la cantidad de tubería instalada (con costura longitudinal tipo SAW), así como los ensayos mecánicos efectuados con respecto al API 5L versión 2000. Para el caso de los certificados de tubería suministrada por SIAT de 24” y de 18” con costura ERW, se menciona la realización de las pruebas de doblez guiado en base a la especificación L-MSP01033 Rev. 4 y a lo indicado por el API 5L párrafo 9.3.4, sin embargo no se incluyen explícitamente los resultados de las probetas, que se ensayaron en su gran mayoría. Adicionalmente, no se incluyeron los resultados de las pruebas de aplastamiento las cuales son obligatorias para las tuberías con costura fabricadas con el proceso de soldadura ERW, en base al los párrafos 6.2.2 inciso a) y 9.3.2 del API 5L. Los certificados de las tuberías con costura longitudinal ERW suministradas por CONFAB de diámetros de 24” y 18”, no incluyen los resultados de las pruebas de aplastamiento ni mencionan de manera general la realización de las mismas.

Con relación al ducto de Líquidos del Gas Natural (LGN) se recibió el 99.952 % de la totalidad de los certificados de las tuberías instaladas, quedando una diferencia de 0.048%. De lo anterior y por la cantidad relativamente baja de certificados faltantes se concluye que las tuberías empleadas para la construcción de ambos ductos fueron nuevas y fabricadas específicamente para el proyecto. •

Se verificó con los certificados de fábrica que las tuberías correspondientes al sistema de transporte de NGL, fueron fabricadas especialmente para el proyecto CAMISEA por los fabricantes SIAT, CONFAB y TAMSA.

•

Para el caso de los certificados de tubería suministrada por SIAT se menciona de manera general la realización de pruebas de doblez guiado en base a la especificación L-MS-P01033 Rev. 4, sin embargo no se incluyeron explícitamente los resultados de las probetas que se ensayaron. Adicionalmente, no se incluyeron los resultados de las pruebas de aplastamiento (flattening). Los certificados de las tuberías suministradas por CONFAB con costura longitudinal por proceso ERW no incluyen los resultados de las pruebas de aplastamiento ni de manera general ni explícita.

•

Germanischer Lloyd Industrial Services GmbH, Business Segment Oil and Gas

165 / 428

Reporte No.: GLP/GLM/MEMP/726-07 Rev. 0 Fecha: 2007-10-10

•

El certificado emitido por TAMSA con número 0149-D-L-00001C fue modificado en lo que respecta a la cantidad de piezas avaladas, sin que se haya podido corroborar por parte del fabricante la modificación.

Como parte de la evidencia que TGP ha presentado durante esta fase de la Auditoría, se ha recibido los reportes de inspección emitidos por la empresa Moody Internacional (empresa que atestiguó la fabricación de las tuberías) los cuales han sido revisados a detalle y se concluye que estos reportes no incluyen ni mencionan el atestiguamiento de las pruebas mecánicas faltantes indicadas en los párrafos anteriores. Se observa que en el reporte de inspección numero 23 emitido por Moody del día 21 de Junio del 2002 en su página 3 de 8 inciso c), se hace mención a la especificación L-MS-P01033 Revisión 5, la cual es una edición mas reciente a la que TGP entregó para fines de auditoria para los tubos fabricados por proceso de ERW. Los fabricantes no anexaron los resultados de dichas pruebas y por lo tanto no se tienen resultados explícitos de las pruebas indicadas como faltantes como resultado de esta auditoría. También, se ha tomado como base los reportes de campo de las pruebas hidrostáticas entregados por TGP como parte de la documentación de soporte para esta auditoria y en específico para el ducto de NGL. En estas se encontraron incidentes de fallas en las costuras longitudinales durante la prueba hidrostática en los tramos de 14” ubicados en los KP 31 + 494 y KP 43 + 380, con un espesor de 0.219”, fabricadas por el proceso de soldadura ERW; se obtuvo un antecedente de fallas en las costuras de estas tuberías. Es importante mencionar que en estos reportes de campo se incluyó también el análisis de falla realizado, en donde se concluye que las fallas ocurridas en las soldaduras durante la prueba hidrostática se atribuyen a defectos de la soldadura longitudinal de fábrica. A este respecto, GL ha detectado un Hallazgo Categoría 2 con número CAM/PROC/RBU/2/004, incluido en el Anexo III de este reporte, debido a la falta de evidencia documental de las pruebas mecánicas mencionadas en este capítulo del reporte, la cual sigue abierta por no contar con las evidencias requeridas. Con relación a las órdenes de compra, se observan referenciados los espesores y diámetros de la construcción de las líneas; obteniendose la documentación relacionada con las órdenes de compra y los certificados de materiales, lo que se refleja en la tabla 45 en el Anexo I. Se verificaron todos los documentos y reportes de pruebas hidrostáticas como los números de colada documentados en las listas de embarque con los números de certificados. Sólo el 54,6% de la tubería, en los diferentes diámetros y espesores requeridos, había sido soportada con documentos en la primera fase de la Auditoría, documentos que fueron proporcionados y verificados en esa fase, documentos que consistieron en Certificados de Material y Listas de Embarque. La falta de soportes del resto de la tubería se consideró un Hallazgo identificado como CAM/PROC/RBU/1/002 (Ver Anexo III). Después del 20 de Junio del 2007 se entregaron los soportes faltantes de los certificados de la tubería, por lo que se evaluó el 100 % de los tubos adquiridos y se concluye que corresponde al material requerido para la construcción de ambos ductos. Con referencia a lo anterior y con el fin de dar cumplimiento a lo solicitado en los términos de referencia del contrato el Equipo Auditor de GL, ha verificado en los certificados de calidad y pruebas proporcionados, así como a través de investigaciones propias, que los diferentes fabricantes de la tubería del ducto, conexiones y accesorios, tornillería y empaques, recubrimientos anticorrosivos y protección mecánica, contaban con la certificación de su Sistema de Calidad de acuerdo a ISO 9000.1-2000, obteniéndose los resultados que se indican en la tabla 46 en el Anexo I.

Germanischer Lloyd Industrial Services GmbH, Business Segment Oil and Gas

166 / 428

Reporte No.: GLP/GLM/MEMP/726-07 Rev. 0 Fecha: 2007-10-10

Se verificó si los números de colada de las listas de embarque correspondían a los números de colada certificados, igualmente se verificó el cumplimiento con la especificación de ingeniería en cuanto al requerimiento de un Contenido Máximo de Carbono del 0,12% y un máximo de Carbono Equivalente (Ceq) de 0,23%. La revisión antes indicada se realizó en base a los requerimientos del proyecto, así como al punto 6.1.3 del API-5L, Edición 2000. También se encontró disponible la siguiente información: Notificación de asignación (Segunda Orden) para tuberías, a favor de CONFAB TRADING NV, fechado en noviembre 13, del 2001. Notificación de Asignación Rev. 2, a favor de SIAT S.A. fechada el 13 de noviembre, 2001. l) Curvas Inducidas Todos los certificados disponibles mostraron que no se utilizó tubería con costura soldada mediante el proceso ERW para la fabricación de estas curvas. Nota: La tubería soldada en especificación 5L, soldada eléctricamente no deberá ser utilizada para dobleces realizados en fábrica, de acuerdo con lo establecido en el Párrafo 5.1.1 de L-MS-P01039 Rev. 0. De acuerdo con lo indicado en la Especificación 2794-P-MR-00011, Requisición de Material para Dobleces realizados en Fábrica - 5D- Fabricadas mediante curvas inducidas, el comprador deberá suministrar al vendedor con la cantidad requerida de tubería de la clase API 5L X70 a ser fabricada con base en la especificación Techint L-MS-P01035. Se cumplieron la totalidad de los requisitos en cuanto al análisis químico, características físicas, pruebas de presión en fábrica y todas las otras condiciones de las Órdenes de Compra, de acuerdo con la tabla 47 del Anexo I. En base a lo anterior, se verificó el cumplimiento para cada una de las órdenes de compra de las curvas inducidas (ver tabla 48 en el Anexo I). Las Ordenes de Compra para SIMAS y Bassi Luigi se tomaron del los Libros de Datos del Fabricante y Reportes de Liberación m) Juntas Aislantes Juntas aislantes monoblock Zunt Italiana SRL y Juntas Aislantes Monolíticas Nuovagiungas SRL (PO 0149-DP-00009/A Rev. 3). Las Juntas Aislantes Monoblocks Zunt Italiana SRL, solicitadas mediante la Orden de Compra No. PO 0149 – D-P-00009/B, son de 2”, rango de 900#. El material A350 LF2 utilizado en su construcción, cumple con lo requerido por ASME B31.4 y la tubería de clase 900. Las Juntas Aislantes Monolíticas del Proveedor Nuovagiungas SRL, fueron pedidas mediante la Orden de Compra No. PO 0149 – D-P -0009/A en las siguientes cantidades indicadas en la tabla 49 del Anexo I. El total solicitado en el pedido es de 26 piezas, mientras que la cantidad requerida de acuerdo a los Diagramas de Tuberías e Instrumentación proporcionados, es de 24 piezas.

Germanischer Lloyd Industrial Services GmbH, Business Segment Oil and Gas

167 / 428

Reporte No.: GLP/GLM/MEMP/726-07 Rev. 0 Fecha: 2007-10-10

Los materiales utilizados en su construcción, cumplen para las clases de tubería indicadas, en la tabla 50 del Anexo I, se reflejan estas clases. n) Tees Guiadas La Orden de Compra para esta conexión es la 0149 - D-P-00010/A, y excede en cantidad el número requerido por el proyecto. No se proporcionó para este material ninguna lista de embarque. El material utilizado para la fabricación de las tees guiadas se verificó contra los requerimientos de clase de tubería, encontrándose los mismos en orden. o) Reducciones, Tees, Tapones y Tubería Para estas conexiones se verificó documentalmente la Orden de Compra No. 0149-MTO-00050/A. El material utilizado para la fabricación de las diferentes conexiones de esta Orden de Compra se verificó contra las diferentes clases de tubería del proyecto, encontrándose todo en orden. En la Orden de Compra 0149-P-MTO-000013 están relacionados tubos para líneas de conducción los cuales fueron solicitados en un diámetro de 14” y con un espesor de pared de 0.344” (8,74mm). El espesor de pared de 0.344” es también utilizado en líneas de conducción. Los certificados respectivos fueron encontrados en orden, así como la correspondencia entre los números de colada anotados en los certificados de material Anexos, los cuales se encontraban en el Libro de Tuberías. Debido a la falta de la Lista de Embarque, no fue posible determinar la utilización final de estas tuberías. Se solicitó, de igual forma por la constructora, tubería de 14” x 0.219” (5.56mm). Los certificados de Material para el número de colada 58614 en esta dimensión de tubería se encontraron en orden, lo mismo que el número de colada indicado en el Libro de Tuberías. Se proporcionó también en Certificado de Pruebas del Recubrimiento y el registro de Inspección No. 00/24311 01001. De cualquier forma, debido a la falta de Lista de Embarque, no es posible determinar el destino final de esta tubería. p) Válvulas Para el suministro de las válvulas nos estamos refiriendo en forma general a las válvulas solicitadas, lo cual incluye las instaladas en las líneas principales y aquéllas instaladas en las instalaciones superficiales, tanto para el ducto de LGN como para el ducto de GN. Del grupo de válvulas consideradas en el diseño, se revisaron los siguientes documentos: • • •

Certificados de Material Reportes de Pruebas No Destructivas Reportes de Pruebas Hidrostáticas

De igual manera se verificó la correspondencia de esta documentación con el material certificado. Se verificó, también, la correspondencia entre el material indicado en las especificaciones con el material indicado en los certificados. No se detectó la utilización de material fuera de especificación. Los resultados de los documentos revisados y su condición se reflejan a continuación: • •

Válvulas en la Línea Principal. Tabla 51 del Anexo I. Válvulas en Instalaciones Superficiales. Tabla 52 del Anexo I.

Germanischer Lloyd Industrial Services GmbH, Business Segment Oil and Gas

168 / 428

Reporte No.: GLP/GLM/MEMP/726-07 Rev. 0 Fecha: 2007-10-10

•

Válvulas Reductoras de Presión (Válvulas Controladoras, Servicio Severo). Dado que no hubo Órdenes de Compra disponibles para revisión por el equipo auditor, la verificación se limitó a comprobar los materiales utilizados y sus respectivos registros de pruebas, Reporte de Pruebas Hidrostática y de Fuga de Asiento y su Reporte de Funcionamiento. No se encontraron discrepancias. La Orden de Compra era la No. 0149 -1-SSV-00045B. Esta referencia sólo fue tomada del Certificado de Conformidad

•

Válvulas Motorizadas. La totalidad de los certificados requeridos estuvieron disponibles y se verificaron para su conformidad con los requerimientos de proyecto. La revisión abarcó el material utilizado y la aplicación de la clase de tubería correcta. De igual forma, se comprobó el cumplimiento de los requisitos establecidos en la Especificación 2794-P-SP-00013- Requerimientos Generales para el Suministro de Materiales de Tubería – Válvulas. Ver la tabla 52 en el Anexo I en la que estas válvulas se identifican como: MOV-XXX.

•

Válvulas Check. Las válvulas de retención en la Línea de LGN, ubicadas en los principales Cruces de Ríos, se indican en la tabla 53 del Anexo I. No hubo Órdenes de Compra disponibles. Los únicos certificados disponibles fueron los de las válvulas SP-50607 y SP-50608, por lo que se levantó el hallazgo No. CAM/PROC/RBU/2/005 (Anexo III). Los documentos de soporte fueron entregados después del 20 de Junio del 2007, y fueron aceptables, por lo que se cierra el hallazgo. Para verificar lo anterior, se revisó la siguiente documentación: o o o o o o o

Certificados de Material, Reportes de PND´s, Reportes de Pruebas Hidrostáticas de acuerdo con lo indicado en la Especificación Techint 2794-P-SP-00013, Gráficas de tratamiento térmico, Certificados del Recubrimiento, Certificado de Cumplimiento Especificación de Ingeniería del Fabricante Stream Flo ES 3-49.

4.4.5.2.- Visitas a Campo Con relación a la secuencia establecida, se realizaron las visitas a campo, con lo cual se fue corroborando la ubicación de las válvulas y accesorios, ya que de la tubería no se podía corroborar en tal condición, obteniendo información de sus placas de datos, su identificación establecida a través de los planos o diagramas de construcción, según la tabla 30 en el Anexo I.

Germanischer Lloyd Industrial Services GmbH, Business Segment Oil and Gas

169 / 428

Reporte No.: GLP/GLM/MEMP/726-07 Rev. 0 Fecha: 2007-10-10

Estas visitas al sitio fueron realizadas para verificar algunos de los siguientes materiales y accesorios: válvulas de líneas y válvulas y accesorios de instalaciones superficiales. El Equipo que se encuentra instalado se especifica en los respectivos Diagramas de Tubería e Instrumentación (PID´s), los cuales constituyeron la referencia utilizada para estas visitas al sitio (tabla 31 del Anexo I). Se fueron identificando los materiales, válvulas y accesorios instalados, donde fue posible, corroborando su identificación y procediendo a la toma de datos de su placa de identificación, números de golpe, coladas, etc., lo que después se utilizó para efecto de corroborar lo indicado en los certificados y soportes de prueba de los mismos. Se pudo observar que las instalaciones y los Diagramas de Tuberías e Instrumentación aplicables se encontraban en cumplimiento con lo indicado. Las designaciones de los materiales, válvulas y accesorios se encontraban de igual forma en cumplimiento con lo indicado. No se detectaron desviaciones. En el Anexo V se muestran algunas de las fotos tomadas durante las visitas a sitio.

4.4.6.- Conclusiones Los Procedimientos de las Adquisiciones describen de manera completa los requerimientos a alcanzar en la Adquisición de un material o accesorio. Es de notar que todas las responsabilidades de los Departamentos para su cumplimiento con la Orden de Compra están reflejadas en toda la información requerida en la propia Orden de Compra. Las Órdenes de Compra, proporcionadas a GL para su revisión, mostraron encontrarse correctas en cuanto a los requerimientos técnicos establecidos ahí. Una vez expuestos los puntos anteriores relativos a esta parte de la auditoría y en específico a las tuberías suministradas, se concluye lo siguiente: •

•

El hecho de haberse presentado algunas fallas en las costuras de las tuberías realizadas por el proceso de ERW, es indicativo de la necesidad de realizar las pruebas mecánicas con la soldadura longitudinal de la tubería como lo son, el doblez guiado y las pruebas de aplastamiento, de las cuales no se nos proporcionó evidencia de su ejecución. Finalmente, aunque los fabricantes indican el cumplimiento de las tuberías con respecto al API 5L edición 2000, durante esta Auditoria no fue posible obtener la evidencia objetiva documental en donde se aprecie explícitamente cuantas y cuales piezas de tuberías fueron probadas al doblez guiado y al aplastamiento. Debido a lo anterior se mantiene abierto el Hallazgo de categoría 2 con número de identificación CAM/PROC/RBU/2/004 relativa a la falta de evidencia documental de las pruebas mecánicas de doblez guiado y aplastamiento mencionadas.

4.4.7.- Recomendaciones Como ya se indicó en la fase de la Auditoría Integral para el punto del Programa de Gerencia de Calidad, es necesario tener establecido un procedimiento de control de documentos, en el se debió establecer los controles a implementar, los entregables de cada área o departamento, la forma de conservarlos y el tiempo Germanischer Lloyd Industrial Services GmbH, Business Segment Oil and Gas

170 / 428

Reporte No.: GLP/GLM/MEMP/726-07 Rev. 0 Fecha: 2007-10-10

que deben permanecer disponibles, incluyendo la fase de construcción y cuales deben ser mantenidos durante todo el período de operación de los Sistemas de Transporte del Proyecto Camisea. Adicionalmente y como consecuencia de lo evaluado se han descrito los hallazgos o faltantes que se tienen de esta área, como son: • •

Durante la requisición de tuberías y demás materiales, debió obligarse a los fabricantes todos los resultados de las pruebas mecánicas. Se debe sustentar adecuadamente la modificación hecha en el certificado No. 0149-D-L00001C de la compañía Tamsa.

4.5.- Construcción de la Línea Principal En los Términos de Referencia, en el Punto 4.6.5 se contempla la fase de la “Construcción de la Línea Principal”; para lo cual se establece esta partida en subpuntos, los cuales fueron evaluados de acuerdo con lo siguiente:

4.5.1.- Verificación de la Ruta Actividad que consiste en: “Revisar el diseño, construcción y aspectos operativos relativos a la ruta seleccionada”, para lo cual se consideró evaluar lo concerniente a mantener la estabilidad del DDV de los Sistemas de Transporte, de acuerdo a los estudios geológicos, geotécnicos, drenajes y obras de arte (tecnología de punta), con las siguientes zonas y puntos a considerar, sin que éstas sean limitativas para la Auditoría Integral: • •

Áreas donde existan desplazamientos o asentamientos de suelo Cruces de alta sensibilidad ambiental (donde un derrame o explosión podría ocasionar un serio impacto ambiental o social, como por ejemplo: lugares poblados, bofedales, etc.)

4.5.1.1.- Alcance del Trabajo Realizar la evaluación de las áreas inestables, como consecuencia de deslizamientos de terreno, o de alta sensibilidad ambiental, como son los poblados o bofedales.

4.5.1.2.- Objetivos Determinar si las consideraciones de origen, referente a la clasificación de los riesgos, han contemplado todos los puntos de peligro, los cuales se pueden dar por el deslizamiento de terreno o puntos en los cuales el derrame o fuga del producto puede provocar serios daños al medio ambiente o a la población.

4.5.1.3.- Referencias En la Tabla 11 del Anexo I se da un resumen de los documentos relacionados con los peligros geológicos, adicionalmente se emplean los planos de trazo y perfil, con el objeto de corroborar las clases de localización Germanischer Lloyd Industrial Services GmbH, Business Segment Oil and Gas

171 / 428

Reporte No.: GLP/GLM/MEMP/726-07 Rev. 0 Fecha: 2007-10-10

en función de las zonas pobladas, las cuales se podrían ver afectadas en caso de darse alguna condición de fuga en puntos cercanos a las concentraciones de viviendas sobre el DDV.

4.5.1.4.- Secuencia El personal auditor realizó la revisión documental de todos los documentos de referencia, con el objeto de visualizar los puntos considerados como críticos en la fase del diseño y la construcción, así como lo correspondiente a la clasificación de clases de localización, para posteriormente, realizar el recorrido de las instalaciones y confirmar los criterios aplicados para efecto del desarrollo de la ingeniería y cumplimiento con las recomendaciones de origen. Adicionalmente, parte de las actividades del Taller Multidisciplinario (“Workshop”), sirvieron como complemento informativo para efecto de intercambiar las experiencias vividas y las acciones a realizar con el objeto de evitar y disminuir los problemas del deslizamiento de terreno.

4.5.1.5.- Resultados Los puntos referidos en los estudios realizados por los especialistas contratados por TECHINT, se limitaron a zonas identificadas en general, sin que se haya entrado en el detalle, y tal y como se indica en sección 4.2.5.2 de este reporte, el equipo auditor concluyó que ciertos aspectos de la investigación geológica, geotécnica e hidrológica, los cuales afectaron el diseño no fueron satisfactorios.

4.5.1.6.- Conclusiones Como ya se ha indicado, las zonas de deslizamiento de terreno son los puntos críticos en las actividades previas al diseño y desarrollo de la ingeniería. De los mismos, el grupo auditor ha remarcado algunos de estos puntos, siendo uno de ellos el hecho que los problemas relacionados al terreno son raramente previsibles y pueden permanecer sin ser anticipados debido a una investigación insuficiente en el DDV, esto se describe en el punto 4.2.5.2, siendo lo más relevante lo que se refiere al punto 4.2.5.2.4 de este mismo reporte. La densa cobertura de la vegetación en la selva fue una restricción importante en la identificación de peligros geológicos, debido a que faltó emplear información más reciente y real.

4.5.1.7.- Recomendaciones Ante las condiciones tan adversas de construcción del Proyecto Camisea, las actividades de vigilancia, mitigación y control de la erosión, son conceptos que se deben seguir manteniendo de manera continua, lo cual puede generar un comportamiento del ducto de LGN de acuerdo con las estadísticas de ductos transandinos actuales. Es factible que se puedan dar otros incidentes en el ducto, por lo que la intervención y la detección oportuna de cualquier deslizamiento de terreno, puede llevar a controlar y evitar nuevas fallas en la tubería del Sistema de Transporte de Líquidos de Gas Natural.

Germanischer Lloyd Industrial Services GmbH, Business Segment Oil and Gas

172 / 428

Reporte No.: GLP/GLM/MEMP/726-07 Rev. 0 Fecha: 2007-10-10

4.5.2.- Doblado de Tuberías En los Términos de Referencia, con relación a esta actividad del conformado de curvas, refleja dos puntos de atención, los cuales son: • •

Deberá revisarse el procedimiento de doblado de tuberías, Verificar el proceso de ejecución en el campo, a través de los registros, contrastados con el diseño del ducto.

Por lo que las actividades concernientes a este punto, en la revisión documental realizada, se desarrollaron de la manera en que se describe en los puntos siguientes.

4.5.2.1.- Alcance del Trabajo Realizar las actividades de revisión de los procedimientos de doblado de tuberías y verificar el proceso de ejecución en el campo, así como los registros de trazabilidad de los ductos de LGN y GN, respectivamente, para lo cual se utilizó los procedimientos y registros entregados por TGP para tal fin.

4.5.2.2.- Objetivos Determinar si los procedimientos de doblado han sido elaborados cumpliendo con los requisitos establecidos por las normas o especificaciones aplicables y con las mejores prácticas de ingeniería recomendadas en la ejecución de estas actividades.

4.5.2.3.- Referencias Para la revisión antes citada se utiliza la información de referencia (ver tabla 54 del Anexo I), misma que nos fue proporcionada. No se localizaron o proporcionaron los documentos No. L-MS-P 01010 y L-MS-P01039, relacionado con la fabricación de las curvas inducidas. Aparte de la documentación mencionada en la tabla 54 del Anexo I, se ha considerado también como referencia a la especificación API–5L (Specification for Pipeline), en su edición correspondiente al año 2000 y las correspondientes de ASME B31.4 y ASME B31.8.

4.5.2.4.- Secuencia Con el objeto de evaluar y verificar el cumplimiento de lo correspondiente a esta actividad, se estableció y aplicó la siguiente secuencia: Se realizó la revisión documental de los procedimientos entregados por TGP, los documentos de soporte de la fabricación de curvas inducidas, los registros de pruebas realizadas y los registros de trazabilidad en base a la documentación proporcionada.

Germanischer Lloyd Industrial Services GmbH, Business Segment Oil and Gas

173 / 428

Reporte No.: GLP/GLM/MEMP/726-07 Rev. 0 Fecha: 2007-10-10

4.5.2.5.- Resultados Se realizó la revisión de los procedimientos de doblado de curvas inducidas, así como los registros o reportes correspondientes a las actividades realizadas por las compañías que contrató TECHINT para efecto de fabricar las curvas inducidas, de acuerdo con lo indicado en la tabla referida en párrafos anteriores. Los procedimientos se consideran en cumplimiento con las normas y especificaciones del proyecto, en donde se plantea el uso de los mismos materiales, en grado y especificación, propuestos para la construcción, en espesores superiores a los que se va a conectar una de estas curvas y con las preparaciones de bisel requeridas, según lo indicado en el procedimiento aplicable. TECHINT proporcionó cada uno de los tubos en la especificación y espesor correspondiente según la orden de compra que firmó con cada uno de ellos. Con relación al desarrollo del punto 6.0- Piping Data, del procedimiento 2794-L-SP-00010 Rev. 3, se refiere una tabla que contempla los espesores de 0.875” y 1.00”, de los cuales ya no se da la tolerancia de redondez en la Tabla A del punto 7.0- Out-Of-Roundness Tolerance, este procedimiento corresponde a los temas de doblado en frío o de curvas de campo. El procedimiento correspondiente a los dobleces inducidos es el 2794L-SP 00004 Rev. 0, en el mismo se establecen las condiciones de diseño y características técnicas y tolerancias dimensionales. Con relación a la fase constructiva, el procedimiento de curvas dobladas en frío fue revisado y se observó que este cumple con las normas y especificaciones aplicables, las consideraciones de los radios de doblez están incluidas y corresponden a los valores requeridos de fabricación. La formación de curvas en sitio, que deben ser fabricadas de acuerdo al trazo y perfil del terreno. TGP porporcionó los registros de trazabilidad de ambos ductos, y en ellos se pueden ver la ubicación de las curvas fabricadas en sitio., así como las correspondientes a las curvas de fábrica. De éstas últimas se han entregado en esta segunda adenda, los reportes y registros de las curvas construidas, observando su cumplimiento. En cuanto a la fabricación de las curvas inducidas, se realizaron las siguientes actividades: •

Revisión documental de la información del fabricante, la cual incluyó, lo siguiente: o o o o o

•

Certificados de calidad del material Dibujos de Fabricación Reportes de Tratamiento Térmico Registros de Pruebas y Control Dimensional Calificaciones del Personal de Ensayos No Destructivos

Revisión de la Trazabilidad de las curvas configuradas en sitio y las fabricadas, en base a la información proporcionada por Techint (registros electrónicos de Trazabilidad de Soldadura y Materiales en formato Excel) y el fabricante (carpetas o data books de la configuración en fábrica).

GL revisó la siguiente documentación, contenida en los “Manufacturing Data Books”, de los tres diferentes fabricantes: a) Fabricom: (Pedido No. 0149 – D-P-00011/A) Documentación revisada •

Orden de Compra

Germanischer Lloyd Industrial Services GmbH, Business Segment Oil and Gas

174 / 428

Reporte No.: GLP/GLM/MEMP/726-07 Rev. 0 Fecha: 2007-10-10

• •

• • • • • • • • •

Sumario de Curvas Inducidas Procedimientos (FABRICOM) Aplicables o Hot Induction Bending o Ultrasonic Examination Certificados de Calidad del Material Base Utilizado Planes de Calidad Dibujos Gráficas de Doblez Gráficas de Tratamiento Térmico/Reportes de Inspección Dimensional/Tomas de Durezas/Paso de Diablo Resultados de Pruebas Mecánicas Pruebas No destructivas (Visual y Ultrasónica)/certificados de Personal PND´s (Pruebas No Destructivas). Reportes de Pruebas No Destructivas. Reportes de Pruebas Hidrostáticas a tubería de: o 14” x 0.344”, 136 bar, con la observación de que este espesor no estaba definido en el procedimiento revisado. o 24” x 0.625”, 203 bar, con la observación de que este espesor no estaba definido en el procedimiento revisado. o 32” x 0.688”, 170 bar, la presión a que se probó fue superior a la indicada en el procedimiento. o 32” x 0.875”, 187 bar, con la observación de que este espesor no estaba definido en el procedimiento revisado.

Como parte de la documentación contenida en el libro de registros, GL revisó los siguientes soportes documentales: •

• • • •

• •

Registros de Ensayos de Laboratorio. Para los materiales de 32” x 0.875” y 0.688” de espesor, éstos formaron parte del material proporcionado a Techint con el Número de referencia 2022400869 y se encuentran amparados con los siguientes registros documentales Registros de Ensaye a Tensión y Doblez guiado Registros de Análisis Químico Registros de dureza Vickers para las coladas 484508, 484602, 587325, 484910, Con un valor máximo especificado de 287 HV 10 Pruebas de Impacto de acuerdo con API 5L y ASTM A 370, con resultados de rechazo para las coladas Nos. 484602 (tubo 02 4 88409) y 484910 (tubo 02 4 88371), lo que implica la realización de otras dos pruebas de tubería perteneciente al mismo lote, de acuerdo con lo indicado en API 5l Ed. 2000, en su Anexo F, con resultados SATISFACTORIOS, Documento para la Inspección Ultrasónica de las imperfecciones laminares de Placas, Tubos y Dobleces No. PR-G-FP-106 E Rev. 5. Procedimiento para curvas inducidas mediante calor (Documento No. PR-P-945.868/001-E).

Para las curvas inducidas de Fabricom, se ha realizado inspección Ultrasónica de las costuras longitudinales con resultados satisfactorios. GL revisó de conformidad tanto los reportes como los registros de calificación del personal de ensayos no destructivos. Germanischer Lloyd Industrial Services GmbH, Business Segment Oil and Gas

175 / 428

Reporte No.: GLP/GLM/MEMP/726-07 Rev. 0 Fecha: 2007-10-10

Los parámetros de tratamiento térmico post doblado, aprobados en el respectivo procedimiento del fabricante, fueron los siguientes: • • • •

32” x 0.688” (17.5 mm): 450° C / tiempo de tratamiento de 45 a 60 min. 14” x 0.344” (8.74 mm): 450° C / tiempo de tratamiento de 50 a 70 min. 24” x 0.625” (15.88 mm): 450° C / tiempo de tratamiento de 50 a 70 min. 32” x 0.875” (22.2 mm): 525° C / tiempo de tratamiento de 45 a 60 min.

En todos los casos revisados, la temperatura de tratamiento térmico cumplió con lo indicado en el propio procedimiento de fabricación. Para las pruebas no destructivas en las costuras longitudinales, se utilizó, para estas curvas inducidas, el método de inspección ultrasónica con resultados satisfactorios. Para las pruebas hidrostáticas realizadas a las curvas inducidas, Fabricom se basó en su procedimiento de fabricación No. PR-P-945.868/001-001 – E (Hot Induction Bending), el cual establece las siguientes Presiones para Pruebas Hidrostáticas en las Curvas Inducidas, mismas que fueron verificadas contra lo indicado en el punto 9.4.3 del API – 5L (Specification for Pipe Line), en función del espesor menor considerando el contra bisel que se ejecuta en los extremos de la curva inducida, resultando correctas. Presión de Prueba = 90% del SMYS, basado en el espesor de pared. • • • • • •

32” x 0.875”/0.688” (se considera el espesor mínimo): presión de Prueba = 187 bars. 32” x 0.688”/0.625” (se considera el espesor mínimo): 170 bars 24” x 0.625”/0.562” (se considera el espesor mínimo): 203 bars 24” x 0.625”/0.562” (se considera el espesor mínimo): 181 bars 14” x 0.344”/0.281” (se considera el espesor mínimo): 174 bars (con factor de 0.90 en lugar de 0.85) 14” x 0.344”/0.219” (se considera el espesor mínimo): 136 bars (con factor de 0.90 en lugar de 0.85)

Tiempo Sostenido de Prueba = 5 minutos. Medio de Prueba: Agua. b) Bassi Luigi & C S.p.A. (Pedido No. 0149 – D-P-00011/B) GL revisó la documentación siguiente: • Registro de Trazabilidad • Certificados de calidad del Metal Base • Planos • Gráficas de tratamiento Térmico • Pruebas No Destructivas (Examinación Radiográfica, Partículas Magnéticas, Visual) • Registro de Control Dimensional • Registros de Pruebas de Dureza • Reporte de Prueba Hidrostática • Reporte de Pruebas Mecánicas en espécimen (Tensión, Impacto y dureza) • Reporte de Acondicionamiento Superficial (Shot Blast a base de granalla metálica) • Reportes de Liberación. Germanischer Lloyd Industrial Services GmbH, Business Segment Oil and Gas

176 / 428

Reporte No.: GLP/GLM/MEMP/726-07 Rev. 0 Fecha: 2007-10-10

Respecto a la revisión a los documentos de respaldo, para las curvas inducidas fabricadas por Bassi Luigi & C S.p.A, se tienen los siguientes comentarios: Los resultados de la revisión realizada a la documentación se consideran SATISFACTORIOS en cuanto al cumplimiento de los elementos fabricados con respecto a su material base, fabricación, pruebas y tratamiento térmico. c) S.i.m.a.s. S.p.A. Se revisó la siguiente documentación: • • • • •

Registro de trazabilidad de curvas Inducidas Certificados de calidad del Metal Base. Dibujos Graficas de tratamiento Térmico Examinación No Destructiva (Inspección Radiográfica, Inspección por Partículas Magnéticas, Examinación Visual), • Calificaciones de personal en Ensayos No Destructivos • Reportes de control dimensional • Reportes de tomas de Durezas. • Reporte de Prueba Hidrostática a tubería de: o 14 x 0.219”, 135.8 bar; la presión a la que se probó fue superior a la indicada en el procedimiento o 14 x 0.250”, 155.1 bar; con la observación de que este espesor no estaba definido en el procedimiento o 14 x 0.344, 213.5 bar; con la observación de que este espesor no estaba definido en el procedimiento o 14” x 0.375”, 232.5 bar; con la observación de que este espesor no estaba definido en el procedimiento • Reportes de ensayes mecánicos (Tensión, Impacto y Dureza). • Reportes de Acondicionamiento de la Superficie. (Shot blasting a base de granalla metálica). • Reportes de Liberación. El equipo auditor tiene los siguientes comentarios con respecto a la revisión: •

En el caso de las tuberías de 14” No se indican las tolerancias de espesor para curvas de 0.375”, sin embargo en todos los casos el espesor medido una vez fabricada la curva, es mayor a 0.375”.

•

Para los elementos de pruebas mecánicas se indica que fueron doblados a una temperatura de 936 a 984°C. No se presenta evidencia (grafica de doblado para los demás codos).

•

La gráfica de relevado No. 113/03, indica tubería de 24” x 0.500”, debe ser 0.562” el espesor nominal.

•

No se indica la posición de la soldadura longitudinal para las curvas inducidas de 32” y 24” de diámetro. La misma se debe ubicar en el eje neutro (parte superior) de la curva.

•

Para la colada No. 927705, el certificado de calidad proporcionado ampara la cantidad de 24 tubos de 12 m de longitud. Considerando el total de curvas fabricadas 56, en longitudes de 5.00 m aproximadamente, no se cubre en este certificado el total del material requerido

Germanischer Lloyd Industrial Services GmbH, Business Segment Oil and Gas

177 / 428

Reporte No.: GLP/GLM/MEMP/726-07 Rev. 0 Fecha: 2007-10-10

4.5.2.6.- Trazabilidad de Curvas Inducidas GL tomó como base para la localización de las curvas inducidas en las hojas de trazabilidad de soldadura y materiales, el numero principal de pedido No. 0149 -D - P- 00011 correspondiente a la orden de compra para el suministro de dichas curvas. Los pedidos analizados en cuanto a su trazabilidad fueron los siguientes: •

0149 -D - P- 00011/A , a favor de FABRICOM

•

0149 -D - P- 00011/B, a favor de BASSI LUIGI & C. S.p.a.

•

0149 -D - P- 00011/C, a favor de S.i.m.a.s. S.p.A.

•

0149 -D - P- 00011/D, a favor de S.i.m.a.s. S.p.A.

Los pedidos y Curvas inducidas para las Líneas de GN y LGN están descritos en la tabla 55 del Anexo I. Dado que las curvas fueron cortadas en diferentes ángulos de acuerdo con los requerimientos en sitio, la trazabilidad de las mismas no se pudo establecer a partir de la cantidad solicitada de piezas de curvas inducidas de 90, 60 y 45°. Por lo anterior, se consideró como referencia el número de pedido indicado en las hojas de trazabilidad así como los números de colada del material base de las curvas para poder llevar a cabo esta revisión. Se realizó un comparativo entre los pesos de material solicitado contra el material instalado en el ducto o localizado en acopios para poder establecer la concordancia entre las cantidades solicitadas y las instaladas o en acopios. Una vez realizada dicha revisión se obtuvieron los resultados que se indican en la tabla 56 del Anexo I. •

El No. de colada 95327 aparece en la trazabilidad de la línea de LGN, para, el pedido No. 0149-D-L 00001 A del cual no forma parte de los pedidos para la fabricación de curvas inducidas.

GL revisa el Procedimiento TECHINT No. 2794-L-SP-0073, denominado Induction Bends Cutting Procedure, con los siguientes comentarios. •

En el punto 5.1 c, debe decir plane (plano) en lugar de plate.

•

En el mismo punto, el ángulo a que se corta la curva es de 33° en lugar de 90°

•

En el ejemplo de aplicación, (Punto 10), ampliar detalles de curva analizada, considerando diámetro y espesor.

4.5.2.7.- Conclusiones Los procedimientos en términos generales cumplen en cuanto a su descripción; sin embargo, en cuanto a las curvas inducidas, no se realizaron las revisiones necesarias de acuerdo a lo realmente adquirido, ya que se solicitaron curvas con otros espesores y estos cambios no fueron documentados.

Es importante señalar, que la especificación API 1104, en los conceptos de alineación, considera una tolerancia de hasta 1/8” (3 mm) para tuberías con el mismo espesor nominal, por lo que, las curvas fabricadas e instaladas con un espesor mayor al que normalmente se llevaba en la línea, Germanischer Lloyd Industrial Services GmbH, Business Segment Oil and Gas

178 / 428

Reporte No.: GLP/GLM/MEMP/726-07 Rev. 0 Fecha: 2007-10-10

debieron haber tenido la preparación de desbaste hasta igualar el espesor al que se van unir, lo cual se reflejaba en los procedimientos propuestos. La trazabilidad en general de las curvas pudo ser corroborada en su totalidad, no obstante, las curvas, de

acuerdo con los procedimientos proporcionados y las pruebas de verificación realizadas por el fabricante, éstas si cumplen con lo requerido para efecto de la construcción de ambas líneas. En lo referente a las curvas fabricadas en sitio, TGP debió haber generado los documentos de su solicitud y configuración; sin embargo, los registros correspondientes no fueron proporcionados para su revisión; por lo que, en los registros de trazabilidad facilitados sólo fue posible corroborar su ubicación en campo.

4.5.2.8.- Recomendaciones Llevar a cabo un buen control de las curvas, de ser posible por colores y fabricante, y complementarla con los registros de instalación de campo; de tal forma que, siempre se pueda dar con la ubicación de todas las instaladas y con un control o registro de las no instaladas.

4.5.3.- Soldadura En los términos de referencia, el subpunto 4.6.5.3 está relacionado con el concepto de Soldadura, en él se establece: “La documentación referida a procedimientos y los reportes generados en campo serán auditados para asegurar el cumplimiento de las Normas API 1104, ANSI/ASME B31.4 y ANSI/ASME B31.8. También será auditado el procedimiento y aplicación para la selección y calificación de soldadores”. Los documentos a considerar, pero que no son limitativos para la Auditoría son: • • • • •

Procedimientos aprobados de soldadura Procedimientos para calificación de soldadores Empleo de personal calificado para todas las actividades de soldadura Procedimientos aprobados de reparación de soldadura Trazabilidad del proceso de soldadura.

Por lo que, a continuación se describen las actividades realizadas para cubrir los requisitos de evaluación de esta área y los resultados obtenidos.

4.5.3.1.- Alcance Del Trabajo Como parte del alcance la Auditoría Integral en el área de Soldadura, se define: Toda la fase previa, referida a la elaboración y calificación de procedimientos y las pruebas de la calificación de los soldadores, y la fase posterior, durante la aplicación de cualquier proceso de soldadura y la liberación de las juntas soldadas, como actividad específica para el Proyecto Camisea de los Sistemas de Transporte de Gas Natural y Líquidos de Gas Natural, lo que incluye: Los procedimientos propuestos para realizar cada una de las soldaduras, la calificación de dichos procedimientos con el objeto de verificar que se cumple con las propiedades mecánicas requeridas de los materiales base a soldar, tomando en cuenta, en ambos casos, el comportamiento mecánico-microestructural en la soldadura, la calificación de los soldadores en cada uno de los procedimientos propuestos y que van aplicar los soldadores que queden calificados, los sistemas de control y aseguramiento de calidad para garantizar la buena ejecución de los trabajos relacionados con la soldadura y Germanischer Lloyd Industrial Services GmbH, Business Segment Oil and Gas

179 / 428

Reporte No.: GLP/GLM/MEMP/726-07 Rev. 0 Fecha: 2007-10-10

la liberación de las juntas soldadas, de acuerdo a lo que serían los registros de trazabilidad que hayan aplicado para su control y seguimiento, verificando su cumplimiento con las Normas, Especificaciones y Contrato aplicables.

4.5.3.2.- Objetivos Evaluar los diferentes procedimientos de soldadura a aplicar, la correspondiente calificación de los procedimientos en su condición de aceptados y aprobados para usar en el proyecto, la calificación de los soldadores, de acuerdo con los procedimientos calificados y aprobados para tal fin, los controles o registros de cada una de las soldaduras, con el objeto de verificar su cumplimiento de calidad hasta su liberación y los registros de trazabilidad que se hayan implementado para su control y liberación a la siguiente fase constructiva que le corresponde a cada junta realizada y permanente del proyecto.

4.5.3.3.- Referencias Para efecto de llevar a cabo la Auditoría Integral en el área de Soldadura, se tomaron como referencia los documentos que se enlistan en la tabla 57 del Anexo I. Por parte de TGP, se facilitó al equipo auditor documentación referente a los Procedimientos de Soldadura y Calificación de Soldadores, de acuerdo a la tabla 58 en el Anexo I. • •

Las especificaciones, WPS´s y PQR´s fueron verificadas contra el Código ASME Sección IX, Welding and Brazing y la Norma API 1104-1999 Welding of Pipelines and Related Facilities El documento identificado como 2794-L-SP-00116 “Exceptional Procedure for Inspection and Restarting Unfinished Welding Joints” no fue proporcionado ni se tiene alguna evidencia de si fue aplicado o no en la fase constructiva de ambas líneas.

Se proporcionaron los registros de reportes de uniones soldadas y de trazabilidad, los cuales no se reflejan en su totalidad por parte de GL, pero de los cuales se han hecho sus evaluaciones y los resultados se van a reflejar en los puntos siguientes de este apartado.

4.5.3.4.- Secuencia Para efecto de evaluar y verificar el cumplimiento, de lo descrito en los párrafos anteriores, de acuerdo con los requerimientos de la fase de Soldadura, se estableció y aplicó la siguiente secuencia: • • •

•

Revisión de la Documentación de procedimientos y especificaciones proporcionada por TGP, incluyendo los registros de calificación de los procedimientos empleados. Revisión de los registros de la Calificación de los Soldadores, limitada a la información entregada de procedimientos empleados de las líneas de conducción. Revisión de los certificados de fabricación de los electrodos o materiales de aporte empleados, tomando como base las especificaciones resultantes de la ingeniería, los códigos, normas y especificaciones internacionales aplicables. Revisión de los reportes radiográficos y registros de trazabilidad, con el objeto de corroborar su correspondencia con la ejecución de ambos ductos, y su liberación para otras fases en la construcción y prueba de los mismos.

Germanischer Lloyd Industrial Services GmbH, Business Segment Oil and Gas

180 / 428

Reporte No.: GLP/GLM/MEMP/726-07 Rev. 0 Fecha: 2007-10-10

4.5.3.5.- Resultados En esta sección se describe el proceso de verificación por parte del Equipo Auditor, así como la documentación (Códigos y Normas) bajo los cuales la documentación proporcionada fue revisada. a) Procedimientos Aprobados de Soldadura La compañía TGP proporcionó la mayor cantidad de documentos referentes a la aplicación de soldadura de la construcción de las líneas de conducción, centrándose la evaluación mayormente a estas partes, por lo que a continuación se reflejan los resultados obtenidos: •

•

•

•

• •

Todos los documentos proporcionados se dieron en una versión electrónica, guardada como un documento en formato de software con la extensión PDF o DOC, los mismos no fueron guardados con las firmas de aprobación o aceptación de las partes involucradas, sólo reflejan la revisión, la razón de la revisión o descripción, la fecha correspondiente, las siglas abreviadas de PROJ, EXEC, CONT, APROV, en estas últimas se agregan unas iniciales, pero no están en la mayoría de ellos en el espacio de APROV. En muchos de los procedimientos entregados no se muestran los formatos de control o registro, que debierían estar anexados al proprio procedimiento, para evidenciar su total implementación y la vigilancia de su cumplimiento. Se usan los formatos propuestos por el código o especificación aplicable para la elaboración de los Procedimientos de Soldadura (WPS, por sus siglas en ingles), Registro de Calificación de Procedimiento (PQR, por sus siglas en ingles) y Registros de Calificación de Soldador (WQR, por sus siglas en ingles), sin que se hayan llenado todas las variables. Se observa la utilización de WPS que abarcan diferentes diámetros y espesores, sin que se haya respetado totalmente la agrupación recomendada en API 1104, por lo que se generó el Hallazgo No. CAM/WELD/AVI/2/002 (ver Anexo III de este reporte), esta condición debió quedar establecida de origen,esta condición debió quedar establecida de origen, así en el WPS 2794-L-SP-00016 se establece para diámetros mayores a 12.750”, para el 2794-L-SP-00031 se establece para diámetros iguales o mayores a 10.750”, para el 2794-L-SP-00024, que es para reparaciones, se establece para todos los diámetros, y el 2794-L-SP-00136 establece diámetros mayores a 12.750”, lo cual refleja un no acatamiento a la recomendación de agrupación establecido en el código aplicable, ya que los rangos indicados son de 2.375” a 12.750” y mayores a 12.750”, por lo que se debió contar con al menos un procedimiento más para las juntas menores a 12.750”, las cuales se pretende cubrir en el procedimiento 2704-L-SP-00031; sin embargo, éste se aplicó también a juntas de mayor diámetro. Sí se tienen procedimientos para los rangos de espesores sugeridos por API 1104. Se observa la utilización de procedimientos con la aplicación de la combinación de electrodos, bajo la nominación de AWS, indicada en la tabla 59 del Anexo I. Los procedimientos de soldadura propuestos, empleando algunas de las combinaciones de electrodos propuestos por el fabricante Lincoln, fueron calificados y declarados como aprobados, de acuerdo con las pruebas y los requerimientos de la especificación API 1104 aplicable; sin embargo, el material base a soldar es de un “Nivel de Especificación de Producto” denominado PSL2, el cual debiera cumplir con los requerimientos de pruebas adicionales como lo es la prueba de tenacidad a la rotura, así como con todas las pruebas necesarias que pudieran demostrar que se cumple con sus características desde el punto de vista de las propiedades mecánicas y metalúrgicas del material base, lo cual no fue realizado de esa manera; es decir, las pruebas se limitaron a lo mínimo requerido en dicha especificación sin considerar los requerimientos adicionales que se piden en la fabricación de una tubería de especificación PSL2 y en lo referente al Artículo 14° c), en cuanto al control de fractura, haciendo referencia al ASME B31.8 y los requerimientos suplementarios SR5

Germanischer Lloyd Industrial Services GmbH, Business Segment Oil and Gas

181 / 428

Reporte No.: GLP/GLM/MEMP/726-07 Rev. 0 Fecha: 2007-10-10

•

del API 5L. Por lo anterior se generó el Hallazgo No. CAM/WELD/AVI/3/001 (ver Anexo III de este informe), TGP sustenta que se calificó conforme a API 1104, lo cual no se cuestiona, sólo que se dejó de cumplir con los requisitos de ASME B31.4 y B31.8, así como los requísitos del Reglamento de Transporte de Hidrocarburos por Ductos, por lo que este hallazgo se mantiene abierto. No obstante de que los procedimientos propuestos están calificados de acuerdo con API 1104, estos no cubren con relación a la selección de los electrodos con los requerimientos de un diseño basado en deformaciónes, como es práctica recomendada en areas de alto riesgo por dislazimientos de terreno y áreas de fallas geológicas, ver Capítulo 4.2.7 de este reporte. Por otra parte, dentro de las posibles recomendaciones del fabricante de electrodos, se tenían otras opciónes que están más acordes a un material de la especificación PSL2.

De los procedimientos de soldadura propuestos, según la información proporcionada, los de mayor registro de calificación de soldadores son los identificados como: 2794-L-SP-00031, 2794-L-SP-00016, 2794-L-SP00024 y 2794-L-SP-00136. Se tienen las siguientes observaciones generales a los registros de los procedimientos: •

•

• • • • • •

•

•

En el formato de calificación de los procedimientos no se registra la temperatura de precalentamiento y entre pasos, lo cual es una variable esencial importante, ya que impacta en el comportamiento estructural en la Zona Afectada por el Calor (ZAC) de la soldadura y en las propiedades mecánicas del material, En uno de los formatos de registro de calificación del procedimiento 2794-L-SP-00017, se reflejan los electrodos E6010-E8010G, los cuales no corresponden a este procedimiento y el formato no fue llenado con todos los datos requeridos, en este procedimiento se refleja un formato que dice “Ensayo de Nick Break” y refleja lecturas de un ensayo de tensión, no se muestran el total de evidencias que permiten determinar que todos los ensayos fueron realizados, los formatos no están bien definidos en su descripción, por ejemplo dicen “Espesor de Doblado” No hay una evidencia adecuada de la trazabilidad de las probetas con los registros de las pruebas de laboratorio Algunos registros de los resultados de los ensayos de tensión reflejan el resultado del límite de cedencia otros no, El procedimiento 2794-L-SP-00018, refleja en su calificación una rotura en la ZAC, no obstante, cumple con lo requerido por la especificación y el código, El procedimiento 2794-L-SP-00028, no refleja o no se entregaron evidencias de su calificación en cuanto a los posibles ensayos realizados, El procedimiento 2794-L-SP-00031, refleja en su calificación una rotura en la soldadura, no obstante, cumple con lo requerido por la especificación y el código, El procedimiento 2794-L-SP-00117, refleja en su calificación un resultado No Conforme en uno de los ensayos de doblez, por lo que se obtuvo una probeta adicional la cual quedó aceptada en el segundo ensayo, este procedimiento fue entregado con la mayor cantidad de soporte o evidencia documental, El procedimiento 2794-L-SP-00136, no refleja, en las evidencias proporcionadas, la correspondiente trazabilidad, ya que los registros refieren un procedimiento con un número diferente, una condición similar refleja el procedimiento 2794-L-SP-00137 El procedimiento 2794-L-SP-00024, el cual corresponde al procedimiento de reparación, puede aplicarse a todos los diámetros, de manera indistinta ascendente o descendente y no refleja en sus registros una secuencia propia de un procedimiento adecuado, siguiendo la secuencia de pasos establecidos. Un cambio de variables esenciales requieren la calificación de un nuevo

Germanischer Lloyd Industrial Services GmbH, Business Segment Oil and Gas

182 / 428

Reporte No.: GLP/GLM/MEMP/726-07 Rev. 0 Fecha: 2007-10-10

procedimiento, razon por la cual, se debieron usar más de dos procedimientos. Por las anteriores observaciones se generó el Hallazgo No. CAM/WELD/AVI/3/003 (ver Anexo III de este informe), el cual sigue vigente. b) Procedimientos De Calificación de Soldadores Los documentos que refieren la calificación de soldadores corresponden a dos de los descritos en los párrafos anteriores y están identificados como 2794-L-SP-00012 y 2794-L-SP-00015, los mismos son especificaciones generales a aplicar durante la fase de soldadura, pero reflejan en uno de sus apartados la calificación de los soldadores, estableciéndose en el primero que todos los soldadores deben ser calificados de acuerdo con API 1104, por lo que este procedimiento es aplicable a las juntas a realizar para ambos ductos, y en él se describe la opción de la inspección radiográfica como método para calificar al soldador. No obstante lo anterior, de acuerdo con las evidencias mostradas de calificación de los soldadores, en los procedimientos aplicados a lo que se considera como construcción de la línea, hubo una fase de calificación de soldadores que se realizó a base pruebas mecánicas, por lo que estas fueron revisadas con detenimiento como consecuencia de las fallas ocurridas en el ducto de Líquidos de Gas Natural, con las siguientes observaciones: •

• •

•

•

•

• • •

Todos los documentos proporcionados se dieron en una versión electrónica, guardada como un documento en formato de software con la extensión PDF, los mismos no fueron guardados con las firmas de aprobación o aceptación del propietario, aunque si se observa el sello de un inspector de AWS, Los formatos de registro no evidencian el control de temperatura de precalentamiento y entre pasos, Muchas de las probetas fallan en la ZAC y en la línea de fusión, en ese sentido hay una observación de parte del laboratorio de pruebas, ubicada en la sección de “Observaciones” de su formato de registro de pruebas de Ensayo de Tracción, delante de donde se indica donde rompió la muestra la leyenda de “+Inspección Visual”, por lo que esto pudo estar evidenciando un problema en la supervisión de las soldaduras, relacionado con la condición de la vista o corona de la soldadura, Se incluyen relaciones de soldadores, sin ningún formato u hoja de control, en las que se reflejan los soldadores empleados en diferentes frentes de trabajo, la evaluación total de estas hojas y los registros de calificación de soldadores muestran la existencia de algunos soldadores sin que hayan realizado la prueba correspondiente, con los documentos entregados, después del 20 de Junio del 2007, se soporta la calificación de los soldadores que faltaban. Algunos registros reflejan valores diferentes a los establecidos en los procedimientos y a los resultados de las pruebas de tensión, excediendo su límite de cedencia máxima permitida, por lo que la relación cedencia/tensión es muy alta. Algunos registros (655) (150) reflejan valores diferentes a los establecidos en los procedimientos en los rangos de amperaje, con valores que exceden el valor establecido, esto es crítico por el input térmico, lo cual afecta el comportamiento mecánico estructural, sobre todo en los primeros pasos de la secuencia de la soldadura, en otros se tiene un amperaje menor, lo cual puede dar lugar a problemas en la forma de transferencia y a faltas de fusión en el proceso FCAW (345) (203) (132), o amperajes muy bajos en el proceso SMAW (118) En algunos reportes no coincide el espesor reportado con el radiografiado, en algunos no se proporcionó la evidencia del reporte radiográfico de la calificación del soldador En algunos reportes no se reflejan los electrodos empleados o se refieren electrodos diferentes a los correspondientes al procedimiento de calificación, En algunos reportes se reflejan una cantidad de pasos muy diferentes y no congruentes entre un espesor de 0.219”, 0.250” y 0.375”

Germanischer Lloyd Industrial Services GmbH, Business Segment Oil and Gas

183 / 428

Reporte No.: GLP/GLM/MEMP/726-07 Rev. 0 Fecha: 2007-10-10

•

•

•

•

• • •

•

•

En uno de los reportes se refiere la aplicación del procedimiento 2794-L-SP-00031 en una soldadura de producción, utilizando para ello a varios que no estaban calificados; es decir, los soldadores fueron calificados de manera directa con una soldadura de producción, En uno de los reportes (658) se refiere la aplicación del procedimiento 2794-L-SP-00016, para la calificación del soldador identificado como 034, el registro refleja todo los pasos desde el fondeo, paso caliente, rellenos y vista; sin embargo, el reporte radiográfico indica que este soldador sólo realizó el relleno y la vista, En uno de los reportes (695) se refiere la aplicación del procedimiento 2794-L-SP-00016, para la calificación del soldador identificado como 106, el reporte radiográfico refleja que fue en una junta de producción, En uno de los reportes (531) se refiere la aplicación del procedimiento 2794-L-SP-00016, para la calificación del soldador identificado como 421, el reporte radiográfico indica la aplicación del procedimiento 2794-L-SP-00031, Se tienen registros duplicados en la calificación de soldadores o soldadores con doble registro de calificación (449 y 450) (101) Se utilizan formatos diferentes, la mayoría llenados en un formato de computadora y otros llenados a mano. En uno de los reportes (867) se refiere la aplicación del procedimiento 2794-L-SP-00136, para la calificación del soldador identificado como 207, se refleja el uso del electrodo E8010G con un diámetro en el que no se fabrica dicho electrodo, el cual no corresponde a los electrodos establecidos para ese procedimiento, En uno de los reportes (811) se refiere la aplicación del procedimiento 2794-L-SP-00024, para la calificación del soldador identificado como 488, sin embargo los electrodos empleado son E6010E7018, los cuales no corresponden a dicho procedimiento, En la calificación de los denominados soldadores de planta, no se proporcionó evidencia del WPS utilizado, ni tampoco de los reportes radiográficos que amparan la calificación del soldador, con los documentos entregados, después del 20 de Junio, se sustenta la calificación de los soldadores empleados en planta y los procedimientos aplicados.

c) Empleo de personal calificado para todas las actividades de soldadura La solicitud de los registros de calificación y experiencia del personal en el área de soldadura fueron solicitados desde origen y durante la Auditoría en sitio, condición que no se cumplió por parte de TGP, lo anterior vuelve a reflejar una falta en el control de documentos, por otra parte es importante hacer notar los problemas que se refieren y reflejan en la calificación de los soldadores, lo cual pudo ser razón de la falta de una mayor o más adecuada experiencia en el área de construcción de ductos de transporte de hidrocarburos por parte del personal empleado en este proyecto, sobre todo en una trayectoria tan compleja y con las dificultades que representa una buena evaluación en las partes inferiores de las juntas soldadas, por la misma problemática de su ejecución, por lo que ahí se tienden a concentrar la mayor cantidad de defectos, muchas veces visibles de manera directa o mediante la aplicación de las técnicas complementarias de inspección mediante pruebas no destructivas. La falta de soporte de la calificación y experiencia generó el Hallazgo No. CAM/WELD/AVI/3/005 (ver Anexo III de este reporte). Con la documentación adicional, entregada después del 20 de Junio del 2007, se sustenta la experiencia y calificación del personal, por lo que se cierra este hallazgo. En una entrega de documentos posteriores, TGP presentó al personal de supervisión de soldadura, por lo que a continuación se hace su evaluación. El personal Técnico de GL, revisó de los registros de información correspondiente a la acreditación del personal técnico encargado de la supervisión de los trabajos de soldadura de los ductos de GN y LGN. Germanischer Lloyd Industrial Services GmbH, Business Segment Oil and Gas

184 / 428

Reporte No.: GLP/GLM/MEMP/726-07 Rev. 0 Fecha: 2007-10-10

Cabe mencionar que la información entregada se encuentra en archivo electrónico y que cada carpeta, de manera general, cuenta con el CV de cada participante o con constancias y/o certificados técnicos o laborales que acreditan o no su experiencia en lo relativo a la construcción de sistemas de ductos mediante la aplicación de soldadura. A continuación se relaciona el personal y los comentarios a la revisión documental correspondiente: 1) Antonio Carpena La documentación presentada referente al Sr. Antonio Carpena, corresponde esencialmente a una serie de certificados de trabajo emitidos por las diferentes compañías en las que ha laborado, donde se manifiesta que el técnico cuenta con experiencia en el campo de acción relativo a la construcción de sistemas de ductos mediante la aplicación de soldadura, en diferentes puestos, desde inspector hasta representante técnico. Además, la información incluye cursos técnicos relacionados con la aplicación de soldadura. 2) Carlos Salinas La documentación presentada referente al Sr. Carlos Salinas, corresponde esencialmente a una serie de certificados de trabajo emitidos por las diferentes compañías en las que ha laborado, donde se manifiesta que el técnico cuenta con experiencia en el campo de acción relativo a la construcción mediante la aplicación de soldadura, en diferentes puestos, como son: soldador, inspector y supervisor de soldadura. Los proyectos en que ha participado, son afines a los sistemas de transporte de hidrocarburos. Además, la información incluye cursos técnicos relacionados con la aplicación de soldadura y un certificado, emitido en 1993por especialistas en ensayos no destructivos; que acredita al Sr. Carlos Salinas como inspector de soldaduras bajo los requisitos del AWS en su sección 6.1. 3) Carlos Tacco La documentación presentada referente al Sr. Carlos Tacco, corresponde a un Currículo Vitae (CV), donde se manifiesta que el Sr. Tacco cuenta con experiencia en el campo de acción relativo a la construcción de sistemas de ductos mediante la aplicación de soldadura, que tiene un nivel de maestría en construcción y que ha desempeñado diferentes puestos, como supervisor y control de calidad. Sin embargo, la información no incluye evidencias documentales que respalden el CV. 4) Daniel Fernández La documentación presentada referente al Sr. Fernández, corresponde a un Currículo Vitae (CV), donde se manifiesta que el Sr. Fernández cuenta con basta experiencia en el campo de acción relativo a la construcción de sistemas de ductos mediante la aplicación de soldadura y que ha desempeñado diferentes puestos, entre los que destacan jefe de ensayos no destructivos y supervisor de soldadura. También se indica que el Sr. Fernández está capacitado en ensayos no destructivos. Sin embargo, la información no incluye evidencias documentales que respalden el CV. 5) Domingo Paulangelo La documentación presentada referente al Sr. Domingo Paulangelo, corresponde a un Currículo Vitae (CV), donde se manifiesta que el Sr. Paulangelo cuenta con basta experiencia en el campo de acción relativo a la construcción de sistemas de ductos mediante la aplicación de soldadura y que ha desempeñado diferentes puestos, entre ellos jefe de operación y coordinador de Pruebas hidráulicas.

Germanischer Lloyd Industrial Services GmbH, Business Segment Oil and Gas

185 / 428

Reporte No.: GLP/GLM/MEMP/726-07 Rev. 0 Fecha: 2007-10-10

También se indica que el Sr. Domingo Paulangelo está capacitado en temas importantes y relacionados directamente con la construcción de ductos, como son gerenciamiento de Integridad de Ductos, Cañerías e Instalaciones Industriales, Protección Catódica, etc.; sin embargo, la información no incluye evidencias documentales que respalden el CV. 6) Gerson Elorreaga La documentación presentada referente al Sr. Elorreaga, corresponde esencialmente a una serie de certificados de trabajo emitidos por las diferentes compañías en las que ha laborado, donde se manifiesta que él ha laborado en diferentes puestos, desde soldador hasta Ingeniero Mecánico Electricista. Sin embargo, no se indica si el Sr. Elorreaga cuenta o no con experiencia en el campo de acción relativo a la construcción de sistemas de ductos. 7) Juan Carlos Villasís La documentación presentada referente al Sr. Villasís, corresponde solamente un certificado de radiografía nivel I (emitido por Ingecontrol) y constancias de trabajo que no se consideran relevantes para el presente informe. Por lo que no existe ninguna evidencia de que el Sr. Villasís tenga experiencia previa en la construcción de sistemas de transporte de hidrocarburos. 8) Marcelo Castro La documentación presentada referente al Sr. Castro, corresponde a un Currículo Vitae (CV), donde se manifiesta que el Sr. Castro cuenta con experiencia en el campo de acción relativo a la construcción de sistemas de ductos mediante la aplicación de soldadura, y que ha desempeñado diferentes puestos, destacándose el de inspector y supervisor de ensayos no destructivos. Además se indica que el Sr. Castro es Nivel II en radiografía y Nivel II en Ultrasonido y Líquidos Penetrantes. Sin embargo, la información no incluye evidencias documentales que respalden el CV. 9) Mario Barriviera La documentación presentada referente al Sr. Barriviera, corresponde a un Currículo Vitae (CV), donde se manifiesta que el Sr. Barriviera es Ing. Mecánico y está calificado como inspector de soldadura nivel II, GL hace la observación de que la calificación como Niveles se da para la aplicación de PND y no de Inspector de Soladura, cuenta con experiencia en el campo de acción relativo a la construcción de sistemas de ductos mediante la aplicación de soldadura, y que se ha desempeñado diferentes áreas, destacándose el de inspector y aseguramiento de calidad. Los proyectos en que ha participado, son afines a los sistemas de transporte de hidrocarburos. Sin embargo, la información no incluye evidencias documentales que respalden el CV. 10) Mario Mema La documentación presentada referente al Sr. Mema, corresponde a un Currículo Vitae (CV), donde se manifiesta que el Sr. Mema cuenta con basta experiencia en el campo de acción relativo a la construcción de sistemas de ductos mediante la aplicación de soldadura, y que ha desempeñado diferentes puestos, destacándose el de inspector de soldaduras, jefe de inspección y jefe de control de calidad. Además se indica que el Sr. Mema es inspector de soldadura Nivel II, GL hace la observación de que la calificación como Niveles se da para la aplicación de PND y no de Inspector de Soladura, Ultrasonido Nivel I, Partículas Magnetizables N I y Líquidos Penetrantes N II. Sin embargo, la información no incluye evidencias documentales que respalden el CV.

Germanischer Lloyd Industrial Services GmbH, Business Segment Oil and Gas

186 / 428

Reporte No.: GLP/GLM/MEMP/726-07 Rev. 0 Fecha: 2007-10-10

11) Mario Cevallos La documentación presentada referente al Sr. Zeballos, corresponde a un Currículo Vitae (CV), donde se manifiesta que es Ing. Mecánico Electricista, con especialidad en Ingeniería de soldadura y cuenta con experiencia en el campo de acción relativo a la construcción de sistemas de ductos mediante la aplicación de soldadura y ha desempeñado diferentes puestos, destacándose el de inspector. Sin embargo, la información no incluye evidencias documentales que respalden el CV. 12) Nilton Suazo La documentación presentada referente al Sr. Suazo, corresponde esencialmente a una serie de certificados técnicos y de trabajo emitidos por las diferentes compañías en las que ha laborado, donde se manifiesta que el técnico cuenta con experiencia en el campo de acción relativo a la construcción de sistemas de ductos mediante la aplicación de soldadura y ha ocupado diferentes puestos entre los que destaca el de Supervisor de Soldadura. La información incluye cursos técnicos relacionados con la aplicación de soldadura y certificados que avalan al Sr. Suazo como inspector Nivel I en inspección visual, Líquidos Penetrantes, Partículas Magnéticas, Radiografía y Ultrasonido. 13) Oswaldo Gutiérrez La documentación presentada referente al Sr. Gutiérrez, corresponde esencialmente a una serie de certificados técnicos y de trabajo que no tienen nada que ver con lo relativo a la construcción de sistemas de ductos mediante la aplicación de soldadura. 14) Sergio Mascialino La documentación presentada referente al Sr. Mascialino, corresponde a un Currículo Vitae (CV), donde se manifiesta que cuenta con basta experiencia en el campo de acción relativo a la construcción de sistemas de ductos mediante la aplicación de soldadura y ha desempeñado diferentes puestos, destacándose el de jefe de obra y responsable de aseguramiento de calidad. Sin embargo, la información no incluye evidencias documentales que respalden el CV. 15) Wilson Mora La documentación presentada referente al Sr. Mora, corresponde a un Currículo Vitae (CV), donde se manifiesta que es Ing. Mecánico y cuenta con experiencia en el campo de acción relativo a la construcción de sistemas de ductos mediante la aplicación de soldadura y ha desempeñado diferentes puestos, destacándose el de jefe de inspectores. Además cuenta con capacitación relacionada con aplicación e inspección de soldaduras. Sin embargo, la información no incluye evidencias documentales que respalden el CV. 16) Harry Zúñiga La documentación presentada referente al Sr. Zúñiga, corresponde esencialmente a una serie de certificados técnicos, de los cuales sólo uno se relaciona con procesos de soldadura; además se presenta una constancia de estudios que indica que se encuentra cursando el V programa de especialización en Ingeniería de Soldadura. Sin embargo no hay información que indique que el Sr. Zúñiga cuente con experiencia en lo relativo a la construcción de sistemas de ductos mediante la aplicación de soldadura. Conclusiones:

Germanischer Lloyd Industrial Services GmbH, Business Segment Oil and Gas

187 / 428

Reporte No.: GLP/GLM/MEMP/726-07 Rev. 0 Fecha: 2007-10-10

De las 16 personas, de las cuales se presentó a GL la información referente a su perfil profesional, se observó que solo 12 cuentan con experiencia en la construcción y/o reparación de sistemas de tubería para transporte de hidrocarburos. Por consiguiente 4 personas no cuentan con un perfil aceptable para la supervisión de soldaduras en los sistemas de transporte de GN y LGN del proyecto Camisea. En todos los casos, la documentación presentada para cada persona, corresponde ya sea, a un CV o, a constancias y/o certificados. En los 9 casos en que se tiene solamente el CV, no se cuenta con la documentación de respaldo necesaria para confirmar su experiencia y determinar si realmente cuentan con un perfil aceptable para la supervisión de soldaduras en los sistemas de transporte de GN y LGN. Durante la fase de la segunda adenda del contrato, TGP proporcionó documentos de otros inspectores de soldadura, este soporte fue entregado en fechas posteriores al 20 de Junio del 2007, sobre un total de 25 inspectores adicionales, los cuales se reflejan a continuación: I.- Carlos A Alba Orozco. Presenta registros de calificación como inspector asociado de soldadura (CAWI), cursos de pruebas no destructivas en radiografía y ultrasonido nivel II, manejo de códigos en soldadura e inspección de oleoductos; así como otros cursos de corrosión y aplicación de pinturas y control y aseguramiento de calidad, además de ser ingeniero metalúrgico y haber trabajado como inspector y encargado de calidad. II.- Carlos Julio Albañil Mondragón. Presenta registros en pruebas no destructivas de líquidos penetrantes, partículas magnéticas, radiografía y ultrasonido nivel II, curso de soldadura de mantenimiento y garantía de calidad, inspectores generales de oleoductos, además de ser ingeniero metalúrgico y haber trabajado como inspector de soldadura en la construcción de ductos. III.- Daniel Mauricio Soto Gutiérrez. Presenta registros en pruebas no destructivas de radiografía y ultrasonido nivel II, cursos de inspector de construcciones soldadas, calificación de procedimientos de soldadura y soldadores, además de ser ingeniero metalúrgico y haber trabajado como ingeniero auxiliar en plataformas e integridad de ductos. IV.- David Orlando Solano Pérez. Presenta registros en pruebas no destructivas de radiografía industrial nivel II, curso de inspector general en construcción de oleoductos, inspectores generales de oleoductos, además de ser técnico industrial en metalisteria y haber trabajado como inspector general de oleoductos, supervisor general, inspector y coordinador de campo, control de calidad en la construcción de gasoductos,. V.- Edgar Manuel Obando Lizarazu. Presenta registros en pruebas no destructivas de líquidos penetrantes, ultrasonido y radiografía nivel II, curso de inspector de construcciones soldadas, ser bachiller académico y haber trabajado como inspector técnico en radiografía nivel I y II en la construcción de ductos e inspección de ensayos no destructivas en plataformas. VI.- Efraín Bustamante León

Germanischer Lloyd Industrial Services GmbH, Business Segment Oil and Gas

188 / 428

Reporte No.: GLP/GLM/MEMP/726-07 Rev. 0 Fecha: 2007-10-10

Presenta registro como inspector de radiografía nivel II y haber trabajado como inspector nivel en pruebas no destructivas en el área de radiografía, partículas magnéticas y líquidos penetrantes. VII.- Guillermo Morantes Vivas Presenta registro de capacitación en protección radiológica, corrosión industrial, riesgo y análisis de accidentalidad en construcción de oleoductos, y haber trabajado como inspector de calidad en la construcción de oleoductos, supervisor e inspector de obras geotécnicas y mecánicas. VII.- Jaime Castro García Presenta registros en pruebas no destructivas de radiografía nivel II, curso de protección radiológica, inspector de construcciones soldadas, además de ser mecánico industrial como bachiller técnico, y haber trabajado como auxiliar de radiografía, inspector en radiografía nivel II, inspector de soldadura y supervisor de alineación y soldadura en la construcción de ductos. IX.- Jaime Delgado Correa Presenta registros en pruebas no destructivas de líquidos penetrantes, partículas magnéticas, radiografía nivel II, curso de protección radiológica, inspector de oleoductos y gasoductos, aseguramiento de calidad de construcciones soldadas, además de ser mecánico industrial como bachiller técnico, y haber trabajado como inspector mecánico, sin reflejar experiencia en construcción de ductos. X.- Jaime Rodríguez R. Presenta registros en radiografía nivel II, curso de inspector de oleoductos y gasoductos, supervisión de soldadura de producción, además de ser mecánico industrial como bachiller técnico, y haber trabajado como inspector de obra en la construcción de ductos, técnico radiólogo nivel II y supervisor mecánico. XI.- Jairo Arturo Avila Santander Presenta registros en pruebas no destructivas de líquidos penetrantes, partículas magnéticas, ultrasonido y radiografía nivel II, curso de inspector de oleoductos y gasoductos, inspector de construcciones soldadas y formación de auditores internos de calidad, recubrimiento de ductos, inspector de materiales y tuberías para oleoductos, además de ser tecnólogo en electromecánica del tecnológico, y haber trabajado como inspector en radiografía nivel II, inspector de control de calidad, inspector mecánico y soldadura, parcheo, bajado, tapado y limpieza final en la construcción de ductos. XII.- Jesús Fernando Quiñones Quiroz Presenta registros en pruebas no destructivas de líquidos penetrantes y radiografía nivel II, curso de sistemas de calidad de las construcciones soldadas, inspección de soldaduras por radiografía e interpretación, inspector en construcción de oleoductos, normas ISO 14000, además de ser mecánico como bachiller técnico y experto mecánico, y haber trabajado como inspector mecánico, inspector de tuberías, técnico de radiografía y supervisión en construcción mecánica de ductos, estaciones de gas, en el control de calidad en los procesos y procedimientos de soldadura, radiografía y revestimientos. XIII.- Juan Pablo López Suárez Presenta registros en pruebas no destructivas de líquidos penetrantes, partículas magnéticas, ultrasonido y radiografía nivel II, curso de auditores internos de sistemas de calidad, inspector de oleoductos y gasoductos, soldadura, inspectores de construcciones soldadas, además de ser ingeniero en metalurgia, y haber trabajado Germanischer Lloyd Industrial Services GmbH, Business Segment Oil and Gas

189 / 428

Reporte No.: GLP/GLM/MEMP/726-07 Rev. 0 Fecha: 2007-10-10

como ingeniero inspector, inspector de soldadura, inspector mecánico, inspección de materiales, calificación de procedimientos de soldadura y soldadores en la construcción de ductos. XIV.- Juan Vizcaino Salazar Presenta registros en pruebas no destructivas de líquidos penetrantes, partículas magnéticas y radiografía nivel II, curso de seguridad industrial y medio ambiente, análisis y tratamiento de la corrosión en la unión soldada, inspector de soldadura, además de ser bachiller académico, y haber trabajado como técnico inspector construcción y montaje en la construcción de ductos, técnico nivel II, control de calidad en inspecciones. XV.- Julio César Landínez Ramírez. Presenta registros de ser ingeniero mecánico, y haber trabajado como, inspector mecánico, jefe de sector de mantenimiento de líneas y vías, supervisor de control de calidad en la construcción de ductos, como director de control de calidad en la construcción de ductos, ingeniero residente. Ingeniero asesor en el diseño y estudio de factibilidad de masificación de gas de área metropolitana. XVI.- Leonel Pérez Medina. Presenta registros en pruebas no destructivas de líquidos penetrantes, partículas magnéticas y radiografía nivel II, curso de protección radiológica, inspector de construcciones soldadas, además de ser bachiller académico, y haber trabajado como inspector en ensayos no destructivos nivel II en la construcción de ductos. XVII.- Libardo Mariño Baez Presenta registros en pruebas no destructivas de radiografía nivel II, curso de protección radiológica, inspector de construcciones soldadas, además de ser bachiller académico y haber trabajado como inspector en radiografía nivel II, inspector mecánico y aseguramiento de calidad en la construcción de ductos. XVIII.- Luís Lubin Cárdenas Gutiérrez Presenta registros en pruebas no destructivas de radiografía nivel II, curso de inspector de oleoductos y gasoductos, inspector de construcciones soldadas, además de ser bachiller, y haber trabajado como auxiliar de radiografía, inspector en radiografía nivel II, inspector de soldadura, supervisor de tubería, supervisor de soldadura, supervisor de obra einspector mecánico en la construcción de ductos. XIX.- Luís Enrique Carranza Piña Presenta registros en pruebas no destructivas de radiografía nivel II, curso de inspector de oleoductos y gasoductos, implementacion de sistema de calidad ISO 9000, además de ser mecánico industrial como bachiller técnico, y haber trabajado como inspector en radiografía nivel II, inspector de fabricación y montaje, inspector mecánico y de tubería, supervisor de soldadura y obras especiales y supervisor de montaje en la construcción de ductos. XX.- Luis Alberto Sachica Presenta registros en pruebas no destructivas de radiografía nivel II, curso de inspector de oleoductos y gasoductos, sistemas de gestión de calidad, además de haber trabajado como inspector en radiografía nivel II, inspector mecánico de aseguramiento y control de calidad, inspector de soldadura y pruebas no destructivas, consultor, inspector de juntas de tuberías y obras especiales en la construcción de ductos. Germanischer Lloyd Industrial Services GmbH, Business Segment Oil and Gas

190 / 428

Reporte No.: GLP/GLM/MEMP/726-07 Rev. 0 Fecha: 2007-10-10

XXI.- Parmenio Gómez Burgos Presenta registros en pruebas no destructivas de ultrasonido y radiografía nivel II, curso de inspectores de soldadura, gestión ambiental ISO 14000, inspector de construcciones soldadas, inspector de materiales y tuberías para oleoductos, soldaduras en líneas de tuberías para ductos, además de ser bachiller académico, y haber trabajado como inspector en radiografía nivel II, auxiliar en aseguramiento y control de calidad en la construcción de ductos. XXII.- Pedro Jesús Guerrero Chaparro Presenta registros en pruebas no destructivas de líquidos penetrantes, partículas magnéticas, ultrasonido y radiografía nivel II, curso de inspección de oleoductos, inspector de construcciones soldadas, inspector de soldadura, además de ser ténico mecánico como bachiller, y haber trabajado como inspector en radiografía nivel II, especialista en ultrasonido y pruebas no destructivas, trazabilidad e inspección de soldadura e inspector mecánico en la construcción de ductos. XXIII.- Robinson Cristancho Parra Presenta registros en pruebas no destructivas de líquidos penetrantes, partículas magnéticas, ultrasonido y radiografía nivel II, curso de inspector de oleoductos y gasoductos, inspector de recubrimientos, inspección de oleoductos, además de ser bachiller técnico en la especialidad de dibujo técnico, y haber trabajado como inspector en radiografía nivel II, coordinador y asesor de control de calidad y auditor de ensayos no destructivos, supervisor de montaje e inspector mecánico en la construcción de ductos. XXIV.- Rodolfo Jaimes Vargas Presenta registros en pruebas no destructivas de radiografía nivel II, curso de inspección de oleoductos, inspector de construcciones soldadas, además de ser bachiller técico electricista y práctico electricista, y haber trabajado como inspector en radiografía nivel II, inspector mecánico e inspector de control de calidad, inspección de soldadura y radiografías, supervisor de obra mecánica y tubería y supervisor mecánico en la construcción de ductos. XXV- Wilson Javier Santamaría Romero Presenta registros en pruebas no destructivas de inspección visual, líquidos penetrantes, partículas magnéticas, ultrasonido y radiografía nivel II, certificado como inspector de soldaura (CWI), sección viii diseño básico y fabricación, sección ix calificaciones de soldadura, auditor interno de sistemas de calidad ISO 9000, evaluación de defectos en tuberías, manejo e interpreta cion de API 653, además de ser ingeniero mecánico, y haber trabajado como ingeniero inspector en pruebas no destructivas nivel II, inspector de soldadura en la construcción de ductos. Quienes presentan capacitación en la construcción de ductos y experiencia en trabajos relacionados con la construcción, rehabiliatación y manteneimiento de ductos, en las áreas de inspección, control y pruebas no destructivas, calificación de procedimientos de soldadura y soldadores. d) Procedimientos Aprobados de Reparación de Soldadura El único procedimiento que se describe como aplicable para la reparación de soldaduras rechazadas y sin grietas es el que corresponde al identificado como 2794-L-SP-00024, en el mismo se establece una serie de secuencias y pasos que no se evidencian en los registros entregados de su calificación y en la de calificación de soldadores. Germanischer Lloyd Industrial Services GmbH, Business Segment Oil and Gas

191 / 428

Reporte No.: GLP/GLM/MEMP/726-07 Rev. 0 Fecha: 2007-10-10

Por otra parte, se describe como aplicable para todos los diámetros, para lo cual se debió haber hecho la calificación según los grupos recomendados de diámetros establecidos por API 1104, siendo que su soporte se podría hacer con un registro de PQR diferente según los grupos de diámetros, se limita a espesores de 0.188” a 0.750”, se indica la aplicación de manera ascendente y descendente, por lo que de igual manera se debió calificar para cada una de las aplicaciones, ya que esta es una variable esencial para los procedimientos y para la habilidad del soldador. También es importante mencionar que el procedimiento de reparación que se proporcionó sólo corresponde a la realización de reparaciones de juntas circunferenciales. No habiéndose proporcionado algún otro procedimiento para llevar a cabo otro tipo de reparaciones de juntas soldadas. e) Trazabilidad del Proceso de Soldadura La documentación proporcionada de la trazabilidad de soldadura fue revisada de manera parcial para cada uno de los ductos, en cada uno de ellos se buscó confirmar la relación de registros existentes en la fase inicial de la construcción con los registros finales y de condición “As-built”, de acuerdo con los siguientes resultados: •

Ducto de Gas Natural

Revisión aleatoria de la trazabilidad de soldaduras del Sistema de Transporte de Gas Natural (GN) de 32", 24” y 18"Ø, generada por TECHINT para el Proyecto Camisea. Debido a la gran cantidad de uniones soldadas, GL estableció un método de revisión aleatoria con un mínimo del 10% del total de los kilómetros de tubería, tomando como kilómetros importantes aquellos mencionados en el Informe de la Comisión Investigadora de las cuatro fallas que tienen relación con la junta en su apariencia de la falla. En la tabla 60 del Anexo I se relacionan los kilometrajes de los reportes revisados y las observaciones que se derivaron. Como resultado de la anterior revisión se tienen las siguientes observaciones o notas generales: 1) En algunos informes o reportes de inspección, se reportan las claves de los soldadores que realizaron las uniones soldadas, mientras que en otros reportes no se indican. 2) Los informes o reportes de inspección que documentalmente soportan la trazabilidad de las juntas soldadas, indican parcialmente las claves de los soldadores que realizaron las uniones. 3) Después del Km 501, la numeración consecutiva se interrumpe y se pasa hasta el Km. 520, por lo que no hay registros de los kilómetros 502 al 519 4) Existen kilometrajes que están incluidos en el registró electrónico de la trazabilidad del sistema de Transporte de GN, los cuales no cuentan físicamente con su respaldo documental, tal es el caso de los kilometrajes 607 y 616 5) Después del Km 151 la numeración consecutiva se interrumpe y continúa el Km 135A, 136A, etc. hasta llegar al 168A, donde se retoma la numeración normal desde el Km 169. 6) La suma de las longitudes de los tramos de tubería soldados, registrados en el reporte electrónico de la trazabilidad del sistema de Transporte GN, dan un resultado de 717.321 Km. 7) El registro electrónico de la trazabilidad de juntas soldadas del sistema de Transporte de GN, presenta los defectos detectados mediante la inspección con pruebas no destructivas (PND), como son la prueba radiográfica e inspección ultrasónica. Sin embargo, existe un número considerable de estas juntas que no muestra los defectos detectados mediante PND, incluyendo las Germanischer Lloyd Industrial Services GmbH, Business Segment Oil and Gas

192 / 428

Reporte No.: GLP/GLM/MEMP/726-07 Rev. 0 Fecha: 2007-10-10

rechazadas. Para estas juntas rechazadas se ha considerado como “No Determinado (ND)” el defecto por el cual fue rechazada la soldadura. 8) De acuerdo al registro electrónico de la trazabilidad del sistema de Transporte de GN, se tienen los siguientes datos en cuanto a juntas soldadas: Juntas Soldadas Aceptadas 60003 92%

Reportadas 65527 100%

Rechazadas 5524 8%

Rechazadas 8%

Aceptadas 92%

Figura 4.5.3.5.1 – Sistema de Transporte de Gas Natural – Porcentaje de aceptación y rechazo de Juntas Soldadas

A continuación se resumen los porcentajes de aceptación y rechazo, así como los porcentajes por defectos de las uniones soldadas rechazadas, en cada uno de los tramos del Sistema de Transporte Gas Natural: Tramo

Juntas Soldadas

1 2 3 4 5 Totales: 20000 18000 16000 14000 12000 10000 8000 6000 4000 2000 0

Juntas Soldadas Aceptadas 19325 91% 10655 92% 10973 90% 2445 93% 16605 93% 60003 92%

Reportadas 21330 11526 12139 2617 17915 65527

Rechazadas 2005 9% 871 8% 1166 10% 172 7% 1310 7% 5524 8%

19325 16605

10655

10973

Aceptados Rechazados 2005

1

1166

871

2

3

2445

1310

172

4

5

Tramos del Ducto

Figura 4.5.3.5.2 – Sistema de Transporte de Gas Natural – Aceptación y rechazo de Juntas Soldadas por Tramo Germanischer Lloyd Industrial Services GmbH, Business Segment Oil and Gas

193 / 428

Reporte No.: GLP/GLM/MEMP/726-07 Rev. 0 Fecha: 2007-10-10

En total existen 5524 juntas soldadas rechazadas, las cuales se pueden dividir por defectos y por tramo de la siguiente manera: Tramo 1 2 3 4 5 TOTALES: %

C 10 1 4 0 0 15 0.3%

Juntas Soldadas Rechazadas (Por Defectos) IF EU IU ND Otros 111 17 586 141 1140 133 9 97 22 609 111 29 129 37 856 8 0 55 16 93 111 34 709 19 437 474 89 1576 235 3135 8.6% 1.6% 28.5% 4.3% 56.8%

Descripción de los términos de rechazo: C: Fisuras IF: Fusión Incompleta ND: No determinados

EU: Socavado Externo

Total 2005 871 1166 172 1310 5524 100.0%

IU: Socavado Interno

Para el apartado de otros defectos se incluyen los siguientes: IPD: penetración IP: penetración incompleta por IC: concavidad Interna incompleta desalineamiento ESI: inclusión de ISI: inclusión de escorias P: porosidad escorias alargadas aisladas AI: acumulación de HB: porosidad alargada discontinuidades

BT: Quemada CP: porosidad agrupada

La representación esquemática del rechazo total de las juntas soldadas se observa en la siguiente gráfica: C 0.27%

IF 8.58%

EU 1.61% IU 28.53%

Otros 56.75%

ND 4.25%

Figura 4.5.3.5.3 – Sistema de Transporte de Gas natural – 5524 Juntas rechazadas

De la información anterior, se han elaborado las gráficas de aceptación y rechazo de juntas soldadas por tramo, así como las gráficas de porcentajes de defectos para las uniones que fueron rechazadas. Cada tramo del sistema de transporte del GN, se considera desde la trampa de envío de diablos, hasta la siguiente trampa de recibo de diablos. A continuación se presentan los gráficos mencionados anteriormente, por cada tramo del sistema de transporte del GN.

Germanischer Lloyd Industrial Services GmbH, Business Segment Oil and Gas

194 / 428

Reporte No.: GLP/GLM/MEMP/726-07 Rev. 0 Fecha: 2007-10-10

a) Tramo 1 Juntas Soldadas Aceptadas 19325 91%

Reportadas 21330 100%

Rechazadas 2005 9%

Rechazadas 9%

Aceptadas 91%

Figura 4.5.3.5.4 – Sistema de Transporte de Gas Natural – Aceptación y Rechazo en Tramo 1 C 10 0.5%

IF 111 5.5%

Juntas Soldadas Rechazadas (Por Defectos) EU IU ND Otros 17 586 141 1140 0.8% 29.2% 7.0% 56.9%

C 0.50%

IF 5.54%

Total 2005 100.0%

EU 0.85% IU 29.23%

Otros 56.86%

ND 7.03%

Figura 4.5.3.5.5 – Sistema de Transporte de Gas Natural – 2005 Juntas Rechazadas en Tramo 1

Germanischer Lloyd Industrial Services GmbH, Business Segment Oil and Gas

195 / 428

Reporte No.: GLP/GLM/MEMP/726-07 Rev. 0 Fecha: 2007-10-10

b) Tramo 2 Juntas Soldadas Aceptadas 10655 92%

Reportadas 11526 100%

Rechazadas 871 8%

Rechazadas 8%

Aceptadas 92%

Figura 4.5.3.5.6 – Sistema de Transporte de Gas Natural – Aceptación y Rechazo en Tramo 2

C 1 0.1%

IF 133 15.3%

Juntas Soldadas Rechazadas (Por Defectos) EU IU ND 9 97 22 1.0% 11.1% 2.5%

C 0.11%

IF 15.27%

OTROS 609 69.9%

TOTAL 871 100.0%

EU 1.03% IU 11.14%

Otros 69.92%

ND 2.53%

Figura 4.5.3.5.7 – Sistema de Transporte de Gas Natural – 871 Juntas Rechazadas en Tramo 2

Germanischer Lloyd Industrial Services GmbH, Business Segment Oil and Gas

196 / 428

Reporte No.: GLP/GLM/MEMP/726-07 Rev. 0 Fecha: 2007-10-10

c) Tramo 3 Juntas Soldadas Aceptadas 10973 90%

Reportadas 12139 100%

Rechazadas 1166 10%

Rechazadas 10%

Aceptadas 90%

Figura 4.5.3.5.8 – Sistema de Transporte de Gas Natural – Aceptación y Rechazo en Tramo 3

C 4 0.3%

IF 111 9.5%

Juntas Soldadas Rechazadas (Por Defectos) EU IU ND Otros 29 129 37 856 2.5% 11.1% 3.2% 73.4%

C 0.34%

IF 9.52%

Total 1166 100.0%

EU 2.49% IU 11.06%

Otros 73.41%

ND 3.17%

Figura 4.5.3.5.9 – Sistema de Transporte de Gas Natural – 1166 Juntas Rechazadas en Tramo 3

Germanischer Lloyd Industrial Services GmbH, Business Segment Oil and Gas

197 / 428

Reporte No.: GLP/GLM/MEMP/726-07 Rev. 0 Fecha: 2007-10-10

d) Tramo 4 Juntas Soldadas Aceptadas 2445 93%

Reportadas 2617 100%

Rechazadas 172 7%

Rechazadas 7%

Aceptadas 93%

Figura 4.5.3.5.10 – Sistema de Transporte de Gas Natural – Aceptación y Rechazo en Tramo 4

C 0 0.0%

IF 8 4.7%

Juntas Soldadas Rechazadas (Por Defectos) EU IU ND Otros 0 55 16 93 0.0% 32.0% 9.3% 54.1%

C 0.00%

IF 4.65%

Total 172 100.0%

EU 0.00% IU 31.98%

Otros 54.07% ND 9.30%

Figura 4.5.3.5.11 – Sistema de Transporte de Gas Natural – 172 Juntas Rechazadas en Tramo 4 Germanischer Lloyd Industrial Services GmbH, Business Segment Oil and Gas

198 / 428

Reporte No.: GLP/GLM/MEMP/726-07 Rev. 0 Fecha: 2007-10-10

e) Tramo 5 Reportadas 17915 100%

Juntas Soldadas Aceptadas 16605 93%

Rechazadas 1310 7%

Rechazadas 7%

Aceptadas 93%

Figura 4.5.3.5.12 – Sistema de Transporte de Gas Natural – Aceptación y Rechazo en Tramo 5

C 0 0.0%

IF 111 8.5%

Otros 33%

JUNTAS SOLDADAS RECHAZADAS (POR DEFECTOS) EU IU ND OTROS 34 709 19 437 2.6% 54.1% 1.5% 33.4%

C 0%

IF 8%

ND 1%

TOTAL 1310 100.0%

EU 3%

IU 55%

Figura 4.5.3.5.13 – Sistema de Transporte de Gas Natural – 1310 Juntas Rechazadas en Tramo 5 Germanischer Lloyd Industrial Services GmbH, Business Segment Oil and Gas

199 / 428

Reporte No.: GLP/GLM/MEMP/726-07 Rev. 0 Fecha: 2007-10-10

Conclusiones: 1) En general no existe un gran número de observaciones y las encontradas, y referidas en este reporte, se encuentran declaradas por la compañía contratista en los registros de los reportes de inspección y se complementan adecuadamente con el reporte electrónico de la trazabilidad del sistema de Transporte de GN. 2) Existen varias juntas soldadas, las cuales no cuentan con sus correspondientes reportes de inspección, lo que no garantiza que los resultados sean aceptables. En la tabla 61 del Anexo se relaciona el total de las juntas soldadas que no cuentan con los reportes de inspección correspondientes. 3) De acuerdo a los registros de trazabilidad del sistema de Transporte GN, existe un promedio de 8% de juntas rechazadas, con respecto al total de soldaduras realizadas. Se hace notar que la mayor cantidad de rechazos individuales son del tipo “socavado interno”, con un promedio de 28.5% y con un máximo de 54.1% en el tramo 5. Por otra parte se debe considerar de que en la categoría clasificada como “otros” pueden a ver defectos de “socavados internos” adicionales. 4) Las numeraciones de los kilometrajes pierden la continuidad en varias ocasiones. Al final, la suma total de las longitudes de los tramos de acuerdo al reporte electrónico de la trazabilidad del sistema de Transporte GN, se encuentra apenas por arriba de los 717 Km., cuando el total esperado es de 733.915 Km. 5) En las gráficas obtenidas, de cada ducto y tramo, podemos observar los resúmenes de defectos encontrados que dieron lugar a la condición de juntas rechazadas en su interpretación de origen, los cuales corresponden a indicaciones de socavados internos y faltas de fusión, como principales causas de rechazo, socavados externos (los cuales deberían ser evaluadas desde la inspección visual), como siguiente causa, y una agrupación de otras indicaciones, como causa menor. Para el ducto de GN se registraron 65527 juntas realizadas, de las cuales 5524 fueron evaluadas como rechazadas, lo que corresponde a un 8% aproximadamente; sin embargo, un análisis de las mismas por sección o tramo nos lleva a los siguientes valores: a) b) c) d) e)

Tramo 1 con 2005 rechazos de 21330 realizadas, con un 9%, Tramo 2 con 871 rechazos de 11526 realizadas, con un 8%, Tramo 3 con 1166 rechazos de 12139 realizadas, con un 10%, Tramo 4 con 172 rechazos de 2617 realizadas, con un 7%, y Tramo 5 con 1310 rechazos de 17915 realizadas, con un 7%

El porcentaje de rechazo observado está dentro de los rangos esperados de una construcción de esta magnitud. Sin embargo los altos porcentajes de defectos identificados como “socavados internos” refleja una falta de control de los parametros de amperaje y/o habilidad e los soldadores, lo que podía confirmarse con el corte de alguna junta y mediciones fisicas, lo cual permitiría tomar acciones tanto para los tecnicos de PND, los supervisores y los soldadores. •

Ducto de Líquidos de Gas Natural

Revisión aleatoria de registros documentales de la trazabilidad de soldaduras del LGN de 14" a 10" generada por TECHINT S.A.C. (Proyecto CAMISEA). Debido a la gran cantidad de uniones soldadas, GL estableció un método de revisión aleatoria con un mínimo del 10% del total de los kilómetros de tubería, tomando como kilómetros importantes aquellos mencionados en el Informe de la Comisión Investigadora de 4 fallas en el ducto. Germanischer Lloyd Industrial Services GmbH, Business Segment Oil and Gas

200 / 428

Reporte No.: GLP/GLM/MEMP/726-07 Rev. 0 Fecha: 2007-10-10

En la tabla 62 del Anexo I se relacionan los kilometrajes de los reportes revisados y las observaciones que se derivaron. Como resultado de la anterior revisión de los registros de trazabilidad se tienen las siguientes observaciones o notas generales: 1) 2)

3) 4) 5) 6) 7)

8)

9) 10)

11)

12) 13)

En algunos informes o reportes de inspección, se reportan las claves de los soldadores que realizaron las uniones soldadas, mientras que en otros reportes no se indican. No existen registros de reportes de inspección correspondientes a juntas soldadas del Km 54. Además, se observa en el registro electrónico que después del Km. 53, la numeración se pasa al Km. 55. Después del Km 70, continúa el Km. 71A, 72A, 73A, 74A 75A y 76A; continuando con el 71, 72, etc. Después del Km 83, continúa el 83A y a continuación el 84, 85, etc. El Km 144 tiene registradas solamente 24 juntas, las cuales no son suficientes para cubrir un Km completo Después del Km. 144, la numeración consecutiva se interrumpe y se pasa hasta el Km. 150, por lo que no hay registros de los kilometrajes del 145 al 149 Después del Km 152, la numeración consecutiva se interrumpe para continuar con el Km 135A y sigue un consecutivo hasta el Km 168A, donde se interrumpe nuevamente, continuando con e Km 169, 170, etc. Los registros en papel de los reportes de inspección correspondientes a los Km. 151A, 401, 422, 463, 476, 487, 493, 531, 537, 539 y 540 no se encuentran, solo existen notas que indican que "Estas cajas se encuentran en Lurín" Después del Km. 246, continúa el Km. 247 VRAC (Variante del Río Acocro), el Km 248 VRAC y el Km 249 VRAC; retomando a continuación la numeración pero desde el Km 247, 248, etc. Existen registros de reportes de inspección en papel de juntas soldadas, como todas aquellas del Km 247; las cuales no se encuentran integradas en reporte electrónico de la trazabilidad del sistema de Transporte LGN. El registro de los reportes de inspección del Km 295 y del Km 307, carecen de la carátula que contiene la relación de juntas, sin embargo se cotejó la información contra el reporte electrónico, sin encontrar más observaciones. La suma de las longitudes de los tramos de tubería soldados, registrados en el reporte electrónico de la trazabilidad del sistema de Transporte LGN, dan un resultado de 557.105 Km. De acuerdo al registro electrónico de la trazabilidad del sistema de Transporte LGN, se tienen los siguientes datos en cuanto a juntas soldadas: Juntas Soldadas Reportadas

Aceptadas

Rechazadas

48192

44113 (93%)

4079 (7%)

Germanischer Lloyd Industrial Services GmbH, Business Segment Oil and Gas

201 / 428

Reporte No.: GLP/GLM/MEMP/726-07 Rev. 0 Fecha: 2007-10-10

Rechazadas 7%

Aceptadas 93%

Figura 4.5.3.5.14 – Sistema de Transporte de Líquidos de Gas Natural – Porcentaje de aceptación y rechazo de Juntas Soldadas

A continuación se resumen los porcentajes de aceptación y rechazo, así como los porcentajes por defectos de las uniones soldadas rechazadas, en cada uno de los tramos del Sistema de Transporte LGN: Tramo 1 2 3 4 5 6 7 Totales:

Ju n ta So ld ad a

Juntas Soldadas Aceptadas 9064 92% 4288 92% 5857 89% 9107 92% 9295 94% 1391 92% 5111 87% 44113 92%

Reportadas 9837 4655 6554 9856 9917 1506 5867 48192

10000 9000 8000 7000 6000 5000 4000 3000 2000 1000 0

9064

9107

Rechazadas 773 8% 367 8% 697 11% 749 8% 622 6% 115 8% 756 13% 4079 8%

9295

5857 5111 4288

Aceptadas Rechazadas

773

1

2

749

697

367

3

4

622

5

1391

756

115

6

7

Tramos del Ducto

Figura 4.5.3.5.15 – Sistema de Transporte de Líquidos de Gas Natural – Aceptación y rechazo de Juntas Soldadas por Tramo Germanischer Lloyd Industrial Services GmbH, Business Segment Oil and Gas

202 / 428

Reporte No.: GLP/GLM/MEMP/726-07 Rev. 0 Fecha: 2007-10-10

En total existen 4079 juntas soldadas rechazadas, las cuales se pueden dividir por defectos y por tramo de la siguiente manera: Tramo 1 2 3 4 5 6 7 TOTALES: %

Juntas Soldadas Rechazadas (Por Defectos), En Cada Tramo C IF EU IU ND Otros 5 92 33 235 59 349 6 42 4 108 11 196 1 66 26 228 59 317 7 58 23 108 43 510 2 52 36 103 29 122 0 7 0 12 13 83 0 12 0 77 280 387 21 329 122 871 494 1964 0.5% 8.1% 3% 21.4% 12.1% 55.0%

Descripción de los términos de rechazo: C: Fisuras IF: Fusión Incompleta ND: No determinados

EU: Socavado Externo

Total 773 367 697 749 622 115 756 4079 100%

IU: Socavado Interno

Para el apartado de otros defectos se incluyen los siguientes: IPD: penetración IP: penetración incompleta por IC: concavidad Interna incompleta desalineamiento ESI: inclusión de ISI: inclusión de escorias P: porosidad escorias alargadas aisladas AI: acumulación de HB: porosidad alargada discontinuidades

BT: Quemada CP: porosidad agrupada

La representación esquemática del rechazo total de las juntas soldadas se observa en la siguiente gráfica:

C 0.51%

IF 8.07%

EU 2.99% IU 21.35%

Otros 54.96%

ND 12.11%

Figura 4.5.3.5.16 – Sistema de Transporte de Líquidos de Gas Natural – 4079 Juntas rechazadas

De la información anterior, se han elaborado las gráficas de aceptación y rechazo de juntas soldadas por tramo, así como las gráficas de porcentajes de defectos para las uniones que fueron rechazadas. Cada tramo del sistema de transporte del LGN, se considera desde la trampa de envío de diablos, hasta la siguiente trampa de recibo de diablos. A continuación se presentan los gráficos mencionados anteriormente, por cada tramo del sistema de transporte del LGN: Germanischer Lloyd Industrial Services GmbH, Business Segment Oil and Gas

203 / 428

Reporte No.: GLP/GLM/MEMP/726-07 Rev. 0 Fecha: 2007-10-10

a) Tramo 1 Juntas Soldadas Aceptadas 9064 92%

Reportadas 9837 100%

Rechazadas 773 8%

Rechazadas 8%

Aceptadas 92%

Figura 4.5.3.5.17 – Sistema de Transporte de Líquidos de Gas Natural – Aceptación y Rechazo en Tramo 1

C 5 0.6%

IF 92 11.9%

Juntas Soldadas Rechazadas (Por Defectos) EU IU ND Otros 33 235 59 349 4.3% 30.4% 7.6% 45.1%

C 1%

IF 12%

Total 773 100%

EU 4%

Otros 45%

ND 8%

IU 30%

Figura 4.5.3.5.18 – Sistema de Transporte de Líquidos de Gas Natural – 773 Juntas Rechazadas en Tramo 1

Germanischer Lloyd Industrial Services GmbH, Business Segment Oil and Gas

204 / 428

Reporte No.: GLP/GLM/MEMP/726-07 Rev. 0 Fecha: 2007-10-10

b) Tramo 2 Juntas Soldadas Aceptadas 4288 92%

Reportados 4655 100%

Rechazadas 367 8%

RECHAZADAS 8%

ACEPTADAS 92%

Figura 4.5.3.5.19 – Sistema de Transporte de Líquidos de Gas Natural – Aceptación y Rechazo en Tramo 2

C 6 1.6%

IF 42 11.4%

Juntas Soldadas Rechazadas (Por Defectos) EU IU ND Otros 4 108 11 196 1.1% 29.4% 3.0% 53.4%

C 2%

IF 11%

Total 367 100%

EU 1%

IU 29%

OTROS 54% ND 3%

2

Figura 4.5.3.5.20 – Sistema de Transporte de Líquidos de Gas Natural – 367 Juntas Rechazadas en Tramo

Germanischer Lloyd Industrial Services GmbH, Business Segment Oil and Gas

205 / 428

Reporte No.: GLP/GLM/MEMP/726-07 Rev. 0 Fecha: 2007-10-10

c) Tramo 3 Juntas Soldadas Aceptadas 5857 89%

Reportadas 6554 100%

Rechazadas 697 11%

Rechazadas 11%

Aceptadas 89%

Figura 4.5.3.5.21 – Sistema de Transporte de Líquidos de Gas Natural – Aceptación y Rechazo en Tramo 3

C 1 0.1%

IF 66 9.5%

Juntas Soldadas Rechazadas (Por Defectos) EU IU ND Otros 26 228 59 317 3.7% 32.7% 8.5% 45.5%

C 0.1%

IF 9.5%

Total 697 100%

EU 3.7%

Otros 45.5%

IU 32.7% ND 8.5%

Figura 4.5.3.5.22 – Sistema de Transporte de Líquidos de Gas Natural – 697 Juntas Rechazadas en Tramo 3

Germanischer Lloyd Industrial Services GmbH, Business Segment Oil and Gas

206 / 428

Reporte No.: GLP/GLM/MEMP/726-07 Rev. 0 Fecha: 2007-10-10

d) Tramo 4 Juntas Soldadas Aceptadas 9107 92%

Reportadas 9856 100%

Rechazadas 749 8%

Rechazadas 8%

Aceptadas 92%

Figura 4.5.3.5.23 – Sistema de Transporte de Líquidos de Gas Natural – Aceptación y Rechazo en Tramo 4

C 7 0.9%

IF 58 7.7%

Juntas Soldadas Rechazados (Por Defectos) EU IU ND Otros 23 108 43 510 3.1% 14.4% 5.7% 68.1%

C 1%

IF 8%

Total 749 100%

EU 3% IU 14%

Otros 68%

4

ND 6%

Figura 4.5.3.5.24 – Sistema de Transporte de Líquidos de Gas Natural – 749 Juntas Rechazadas en Tramo

Germanischer Lloyd Industrial Services GmbH, Business Segment Oil and Gas

207 / 428

Reporte No.: GLP/GLM/MEMP/726-07 Rev. 0 Fecha: 2007-10-10

e) Tramo 5 Juntas Soldadas Aceptadas 9295 94%

Reportadas 9917 100%

Rechazadas 622 6%

Rechazadas 6%

Aceptadas 94%

Figura 4.5.3.5.25 – Sistema de Transporte de Líquidos de Gas Natural – Aceptación y Rechazo en Tramo 5

C 2 0.3%

IF 52 8.4%

Juntas Soldadas Rechazadas (Por Defectos) EU IU ND Otros 36 103 29 122 5.8% 16.6% 4.7% 64.3%

C 0.3%

IF 8.4%

Total 622 100%

EU 5.8% IU 16.6%

Otros 64.2%

5

ND 4.7%

Figura 4.5.3.5.26 – Sistema de Transporte de Líquidos de Gas Natural – 622 Juntas Rechazadas en Tramo

Germanischer Lloyd Industrial Services GmbH, Business Segment Oil and Gas

208 / 428

Reporte No.: GLP/GLM/MEMP/726-07 Rev. 0 Fecha: 2007-10-10

f) Tramo 6 Juntas Soldadas Aceptadas 1391 92%

Reportadas 1506 100%

Rechazadas 115 8%

Rechazadas 8%

Aceptadas 92%

Figura 4.5.3.5.27 – Sistema de Transporte de Líquidos de Gas Natural – Aceptación y Rechazo en Tramo 6

C 0 0%

IF 7 6.1%

Juntas Soldadas Rechazadas (Por Defectos) EU IU ND Otros 0 12 13 83 0% 10.4% 11.3% 72.2%

C 0.0%

IF 6.1%

EU 0.0%

Total 115 100%

IU 10.4% ND 11.3%

Otros 72.2%

Figura 4.5.3.5.28 – Sistema de Transporte de Líquidos de Gas Natural – 115 Juntas Rechazadas en Tramo 6

Germanischer Lloyd Industrial Services GmbH, Business Segment Oil and Gas

209 / 428

Reporte No.: GLP/GLM/MEMP/726-07 Rev. 0 Fecha: 2007-10-10

g) Tramo 7 Juntas Soldadas Aceptadas 5111 87%

Reportadas 4097 100%

Rechazadas 756 13%

Rechazadas 13%

Aceptadas 87%

7

Figura 4.5.3.5.29 – Sistema de Transporte de Líquidos de Gas Natural – Aceptación y Rechazo en Tramo

C 0 0%

IF 12 1.6%

Juntas Soldadas Rechazadas (Por Defectos) EU IU ND Otros 0 77 280 387 0% 10.2% 37.0% 51.2%

C 0.0%

IF 1.6%

EU 0.0%

IU 10.2%

Otros 51.2%

7

Total 756 100%

ND 37.0%

Figura 4.5.3.5.30 – Sistema de Transporte de Líquidos de Gas Natural – 756 Juntas Rechazadas en Tramo

Germanischer Lloyd Industrial Services GmbH, Business Segment Oil and Gas

210 / 428

Reporte No.: GLP/GLM/MEMP/726-07 Rev. 0 Fecha: 2007-10-10

Conclusiones: 1) En general no existe un gran número de observaciones y las encontradas, y referidas en este reporte, se encuentran declaradas por la compañía contratista en los registros de los reportes de inspección y se complementan adecuadamente con el reporte electrónico de la trazabilidad del sistema de Transporte de LGN. 2) Existen varias juntas soldadas, las cuales no cuentan con sus correspondientes reportes de inspección, lo que no garantiza que los resultados sean aceptables. La tabla 63 del Anexo I relaciona el total de las juntas soldadas que no cuentan con los reportes de inspección correspondientes. 3) De acuerdo a los registros de trazabilidad del sistema de Transporte de LGN, existe un promedio de 8% de juntas rechazadas, con respecto al total de soldaduras realizadas. Se hace notar que la mayor cantidad de rechazos individuales son del tipo “socavado interno”, con un promedio de 21.4% y con un máximo de 32.7% en el tramo 3. Por otra parte se debe considerar de que en la categoría clasificada como “otros” pueden a ver defectos de “socavados internos” adicionales. 4) Las numeraciones de los kilometrajes pierden la continuidad en varias ocasiones. Al final, la suma total de las longitudes de los tramos de acuerdo al reporte electrónico de la trazabilidad del sistema de Transporte de LGN, se aproximan a los 557 Km., lo cual está de acuerdo con lo indicado en los planos de trazo y perfil de la línea. 5) En las gráficas obtenidas, de cada ducto y tramo, podemos observar los resúmenes de defectos encontrados que dieron lugar a la condición de juntas rechazadas en su interpretación de origen, los cuales corresponden a indicaciones de socavados internos y faltas de fusión, como principales causas de rechazo, socavados externos (los cuales deberían ser evaluadas desde la inspección visual), como siguiente causa, y una agrupación de otras indicaciones, como causa menor. Así, para el ducto de LGN se registraron 48192 juntas realizadas, de las cuales 4079 fueron evaluadas como rechazadas, lo que corresponde a un 8% aproximadamente; sin embargo, un análisis de las mismas por sección o tramo nos lleva a los siguientes valores: a) b) c) d) e) f) g)

Tramo 1 con 773 rechazos de 9837 realizadas, con un 8%, Tramo 2 con 367 rechazos de 4655 realizadas, con un 8%, Tramo 3 con 697 rechazos de 6554 realizadas, con un 11%, Tramo 4 con 749 rechazos de 9856 realizadas, con un 8%, Tramo 5 con 622 rechazos de 9917 realizadas, con un 6%, Tramo 6 con 115 rechazos de 1506 realizadas, con un 8%, y Tramo 7 con 756 rechazos de 5867 realizadas, con un 13%

El porcentaje de rechazo observado está dentro de los rangos esperados de una construcción de esta magnitud. Sin embargo los altos porcentajes de defectos identificados como “socavados internos” refleja una falta de control de los parametros de amperaje y/o habilidad e los soldadores, lo que podía confirmarse con el corte de alguna junta y mediciones fisicas, lo cual permitiría tomar acciones tanto para los tecnicos de PND, los supervisores y los soldadores.

4.5.3.6.- Conclusiones Se revisaron los procedimientos de soldadura, calificación de soldadores, personal calificado para las actividades de soldadura, procedimientos de reparación de soldadura y la trazabilidad de la soldadura, con las siguientes conclusiones:

Germanischer Lloyd Industrial Services GmbH, Business Segment Oil and Gas

211 / 428

Reporte No.: GLP/GLM/MEMP/726-07 Rev. 0 Fecha: 2007-10-10

a) Procedimientos Aprobados de Soldadura En la calificación de los procedimientos de soldadura propuestos no se consideró que el material base a soldar es de un “Nivel de Especificación de Producto” denominado PSL2, el cual debiera cumplir con los requerimientos de pruebas adicionales como lo es la prueba de tenacidad a la rotura; es decir, las pruebas se limitaron a lo mínimo requerido en API 1104, sin considerar los requerimientos adicionales que se piden en la fabricación de una tubería de especificación PSL2. Los documentos entregados no reflejan la aprobación por parte del propietario para su aplicación, los formatos empleados para su registro no son totalmente empleados, dejando de registrar datos de variables esenciales, como es el caso de la temperatura de precalentamiento, se usan procedimientos que no son congruentes con las agrupaciones recomendadas de diámetros indicados en el API 1104, los formatos de resultados de pruebas de calificación no son congruentes con la prueba que refieren y el resultado que describen, no hay una trazabilidad adecuada entre las probetas ensayadas y el procedimiento propuesto, no es congruente entre los resultados reflejados ya que en algunos reportes se refleja el esfuerzo de cedencia y la tensión y en otros sólo la tensión, no se entregaron evidencias de la calificación de uno de los procedimientos y en otros las evidencias refieren procedimientos diferentes a los que se refieren como soporte. No se entregaron evidencias de los procedimientos de soldadura empleada para la aplicación de soldadura en planta. b) Procedimientos De Calificación de Soldadores Uno de los procedimientos entregados del tema de la soldadura y, con relación a la calificación de los soldadores, refiere como especificación aplicable el API 1104, por lo que es el que se empleó en la construcción de ambos ductos, en su análisis y aplicación se detectó lo siguiente: • • •

• • • • • • • •

Los formatos de control y registro no evidencian el llenado de todos sus datos, algunos de ellos son variables esenciales en la calificación de los soldadores, Existen varias probetas en las que se dieron fallas en la ZAC y el laboratorio indicaba una mayor inspección visual, lo cual al parecer no fue tomada muy en cuenta, Según relaciones anexas, no empleadas como formatos, se refieren nombres de personal, algunos de ellos como soldadores, de los cuales no hay evidencias de su calificación, en la documentación entregada después del 20 de junio del 2007, se entregan las calificaciones de los soldadores que faltaban. Algunas calificaciones reflejan registros de amperajes mayores o menores a los indicados en el procedimiento, lo cual va en detrimento de la sanidad de la soldadura No existe una adecuada congruencia con lo asentado en los registros de calificación y los reportes radiográficos, Algunos registros de calificación no son congruentes en la cantidad de pasos requeridos para la terminación de la junta, Se realizaron pruebas de calificación de soldadores en juntas de producción, API 1104 no indica que se pueden calificar soldadores de esa manera, En alguno de los registros se indica un procedimiento y en el reporte radiográfico otro, Se tienen registros de calificación en donde se duplica la calificación de algunos soldadores, Se emplean formatos de registro diferentes, unos llenados a mano y otros de computadora, En algunos registros se declara la aplicación de un procedimiento y se registran electrodos o diámetros de electrodos que no corresponden,

Germanischer Lloyd Industrial Services GmbH, Business Segment Oil and Gas

212 / 428

Reporte No.: GLP/GLM/MEMP/726-07 Rev. 0 Fecha: 2007-10-10

•

De los soldadores de planta no se proporcionaron las evidencias del procedimiento empleado ni de los reportes radiográficos de su aprobación.

c) Empleo de personal calificado para todas las actividades de soldadura Se proporcionaron las evidencias de la experiencia y/o calificaciones del personal que realizó actividades de supervisión de soldadura, de acuerdo con un organigrama presentado, este grupo era el responsable de las actividades de soldadura, por lo que sólo se presentó el soporte de este personal. De las 16 personas, de las cuales se presentó a GL la información referente a su perfil profesional, se observó que solo 12 cuentan con experiencia en la construcción y/o reparación de sistemas de tubería para transporte de hidrocarburos. Por consiguiente 4 personas no cuentan con un perfil aceptable para la supervisión de soldaduras en los sistemas de transporte de GN y LGN del proyecto Camisea. En todos los casos, la documentación presentada para cada persona, corresponde, ya sea, a un CV o a constancias y/o certificados. En los 9 casos en que se tiene solamente el CV, no se cuenta con la documentación de respaldo necesaria para confirmar su experiencia y determinar si realmente cuentan con un perfil aceptable para la supervisión de soldaduras en los sistemas de transporte de GN y LGN del proyecto Camisea. Durante la segunda adenda al contrato de Auditoría, después del 20 de Junio del 2007, se entregaron los soportes de 25 inspectores más, los mismos reflejan experiencia, capacitación y certificados de cursos recibidos en el tema de inspección, inspección y prueba de actividades relacionadas con la soldadura, los cuales son aceptables. d) Procedimientos Aprobados de Reparación de Soldadura Sólo un procedimiento se declaró como aplicable para la reparación, en API 1104 párrafo “10.2 REPAIR PROCEDURE, se indica todo lo que debe contener el procedimiento de reparación, GL no contó con todo lo que ahí se requiere, propiamente se limitó al procedimiento de soldadura a ser aplicado para la reparación, en él se establece que es aplicable a todos los diámetros, dentro de las variables esenciales para la calificación de soldadores, descritas en API 1104, en su párrafo “6.2.2 Scope” subpárrafo “d”, se establece que un cambio en el grupo de diámetro es una variable esencial, estableciéndose los rangos de: Diámetro exterior menor a 2.375”, Diámetro exterior mayor a 2.375” y hasta 12.75” y Diámetro mayor a 12.750” y que se puede aplicar ascendente o descendente, lo cual, incluso, para la calificación del procedimiento es una variable esencial, según API 1104 párrafo “5.4.2.9 Direction of Welding”, las secuencias o pasos de su ejecución en cuanto a las actividades previas no se evidencian en los registros entregados, las variables esenciales determinan la necesidad de

una nueva calificación del procedimiento, por lo que para cubrir tal condición se debió soportar su calificación en cada una de las variables cambiadas o de necesidad de aplicar. Por lo anterior se generó el Hallazgo No. CAM/WELD/AVI/3/006 (ver Anexo III de este reporte). Con los documentos entregados, después del 20 de Junio del 2007, se sustenta el cierre de este hallazgo.

El procedimiento de soldadura de reparación entregado, dentro de los valores presentados es aplicable y aceptable observando las limitantes descritas en el párrafo anterior, no obstante en la calificación del mismo y de los soldadores, se utilizó la manera de aplicación ascendente y descendente para un mismo soldador en secciones diferentes de las supuestas zonas a reparar. En cumplimiento con la Norma API 1104 se debe establecer y calificar otro procedimiento, por el cambío de sentido de aplicacción, ya que esta es una variable esencial.

Germanischer Lloyd Industrial Services GmbH, Business Segment Oil and Gas

213 / 428

Reporte No.: GLP/GLM/MEMP/726-07 Rev. 0 Fecha: 2007-10-10

e) Trazabilidad del Proceso de Soldadura En general no existe un gran número de observaciones y las encontradas, se encuentran declaradas por la compañía contratista en los registros de los reportes de inspección y se complementan adecuadamente con el reporte electrónico de la trazabilidad del sistema de Transporte de GN. De acuerdo a los registros de trazabilidad de los sistemas de Transporte de GN y LGN, existe un promedio de 8% de juntas rechazadas con respecto al total de soldaduras realizadas. Se hace notar que la mayor cantidad de rechazos individuales son del tipo “socavado interno”, en el caso del ducto de GN con un promedio de 28.5% y con un máximo de 54.1% en el tramo 5 y en el caso del ducto de LGN con un promedio de 21.4% y con un máximo de 32.7% en el tramo 3. Por otra parte se debe considerar de que en la categoría clasificada como “otros” pueden a ver defectos de “socavados internos” adicionales.

4.5.3.7.- Recomendaciones Esta es otra de las actividades muy importantes y que demanda el mayor control en la construcción de un sistema de transporte de hidrocarburos, por lo que se tienen las siguientes recomendaciones al respecto: •

Los procedimientos de soldadura que se proponen para la realización de todo un proyecto deben procurar cumplir con todas las propiedades mecánicas y microestructurales del material base a soldar, así en la construcción de los dos sistemas de transporte del Proyecto Camisea, el material base a unir corresponde a la especificación API 5L X70 y con la característica de ser un material PSL2, por lo que sus puntos críticos son su composición química (contenido de carbono equivalente), su límite de cedencia, su esfuerzo a la tensión, la relación entre estos esfuerzos y el comportamiento de tenacidad, tanto en el metal depositado, la ZAC y el metal base, para lo anterior y de acuerdo a las mismas recomendaciones del fabricante se podrían emplear las siguientes combinaciones, en donde, las combinaciones finales podrían dar mejores resultados, en cuanto a soportar mayores cargas externas, no obstante, la combinación empleada es recomendada, pero de las mismas es la de propiedades más bajas. El comportamiento de aplicación y funcionamiento de estas combinaciones sigue siendo analizado por laboratorios de investigación y los propios fabricantes de electrodos.

RECOMENDACIONES Propiedades Material API 5L X70 PSL2 Cedencia 70,000/90,000 (mín/máx) psi Tensión 82,000/110,000 (mín/máx) psi Impacto (Charpy) 30 (32) ft-lbf (°F)

APLICADA OTRAS Electrodos Electrodos Electrodo E6010 E8010P1 E7010P1 E8010P1 E8010P1

Electrodo E9010G

48,000

67,000

60,000

67,000

67,000

77,000

60,000

80,000

70,000

80,000

80,000

90,000

20 (-20)

20 (-20)

20 (-20)

20 (-20)

20 (-20)

No especificado

Tabla 4.5.3.7.1 – Proceso SMAW NOTA:

De estas recomendaciones, TECHINT utilizó mayormente la primera combinación, aunque es de notar en la tabla anterior que las aplicaciones siguientes reflejan una combinación tendiente a cumplir más con las propiedades mecánicas y metalúrgicas del material base. Estos electrodos pertenecen a los grupos de electrodos celuloicos, los cuales tienen una gran ventaja en los conceptos de penetración, sentido de aplicación y manejo y cuidado de los mismos, por lo que son los más empleados. Adicionalmente, se tienen los electrodos de bajo hidrógeno, los cuales son también altamente recomendadas; sin embargo, sus características especiales en el fundente hacen su aplicación más

Germanischer Lloyd Industrial Services GmbH, Business Segment Oil and Gas

214 / 428

Reporte No.: GLP/GLM/MEMP/726-07 Rev. 0 Fecha: 2007-10-10 lenta, se requiere de mayor habilidad para lograr una buena penetración y su manejo y cuidado requiere condiciones especiales, sobre todo en atmósferas de alto contenido de humedad, de ahí sus inconvenientes, teniendo la gran ventaja de reducir los problemas de grietas por hidrógeno inducido. RECOMENDACIONES APLICADA OTRAS Propiedades Material API Electrodos Electrodos Electrodo 5L X70 PSL2 E6010 E71T8K6 E6010 E8010G E71T8K6 E6010 E91T8K8 Cedencia 58,000 48,000 78,000 70,000/90,000 48,000 58,000 48,000 67,000 (mín/máx) psi 70,000/ 90,000/ Tensión (min/máx) 70,000/ 60,000 82,000/110,000 60,000 60,000 80,000 90,000 110,000 psi 90,000 Impacto (Charpy) 30 (32) 20 (-20) 20 (-20) 20 (-20) 20 (-20) 20 (-20) 20 (-20) 20 (-20) ft-lbf (°F)

Electrodo E81T1K2 68,000 80,000/ 100,000 20 (-20)

Tabla 4.5.3.7.2 – Proceso SMAW-FCAW NOTA:

De estas recomendaciones, TECHINT utilizó mayormente las primeras combinaciones, aunque es de notar en la tabla anterior que las aplicaciones siguientes reflejan una combinación tendiente a cumplir un tanto más con las propiedades mecánicas y metalúrgicas del material base.

•

Todos los procedimientos de soldadura deben de ser calificados con todas las pruebas mandatorias. Para lo cual hay que considerar la especificación de construcción API 1104 más los requerimientos de diseño establecidos en los codigos ASME.

•

Se recomienda que las actividades del control de calidad y aseguramiento de la calidad vigilen y documenten todas las actividades, de tal forma que se demuestre el total cumplimiento con las variables esenciales del procedimiento de soldadura o establecidas en los registros aplicables, se describa la forma en que se deben realizar actividades críticas, aplicar las pruebas de habilidad del soldador de manera previa y no en producción y cumplir con los requisitos de recalificación, que se apliquen adecuadamente los criterios de aceptación y rechazo y que la experiencia del personal sea comprobada en su totalidad para el proyecto específico.

•

Llevar un mayor control de la calificación de los soldadores, vigilar la aplicación de todos los parámetros que correspondan a una variable esencial, ya que en ese momento el soldador sabrá que debe ajustarse a unos valores determinados bajo el cual el procedimiento ha quedado aprobado y son los parámetros de vigilancia durante toda la construcción, observar los reportes de resultados, las tendencias, las recomendaciones, con el objeto de obtener una mayor cantidad de soldaduras aceptables, tomar acciones de corrección para determinar la causa-raíz de fallas repetitivas y dialogarla con los supervisores y soldadores para que se vaya disminuyendo el problema.

•

Tener un registro y control total del personal de supervisión, inspección y control de soldadura, emplear de preferencia personal con experiencia en la construcción de líneas de transporte de hidrocarburos, aplicación de las normas y especificaciones exprofeso de líneas de conducción, realizar talleres que permitan conocer la problemática que se esté dando y que se busquen alternativas de control y solución.

•

Establecer y aplicar los procedimientos necesarios de reparación de soldadura, calificarlos conforme a secuencias, considerar la presencia de indicaciones rechazadas en el fondeo, entre cordones y en la corona, para que se califiquen de esa forma y se lleven a cabo cada una de las secuencias, incluyendo la inspección para verificar la eliminación del defecto.

Germanischer Lloyd Industrial Services GmbH, Business Segment Oil and Gas

215 / 428

Reporte No.: GLP/GLM/MEMP/726-07 Rev. 0 Fecha: 2007-10-10

4.5.4.- Ensayos No Destructivos Con relación a los Términos de Referencia se establece que: Los procedimientos de inspección de campo serán auditados para asegurar el cumplimiento de las normas API 1104, ANSI/ASME B31.4 y ANSI/ASME B31.8, verificando: • • • • •

Utilización de procedimientos aprobados de radiografía Utilización de procedimientos aprobados para ultrasonido Utilización de procedimientos aprobados para líquidos penetrantes y/o partículas magnéticas Utilización de personal calificado para todos los ensayos no destructivos Identificación de todas las fallas y requerimientos de reparación de soldaduras y confirmación de que los procedimientos han sido seguidos.

Por lo que, las actividades desarrolladas para atender estos puntos se llevaron a cabo de la manera siguiente:

4.5.4.1.- Alcance del Trabajo Realizar la revisión de todos los procedimientos aplicables y que fueron proporcionados por TGP, relacionados con las actividades de inspección mediante ensayos no destructivos, la calificación del personal técnico que aplicó las técnicas de ensayos no destructivos y la identificación de todas las fallas y requerimientos de reparación de soldaduras y confirmación de que los procedimientos han sido seguidos.

4.5.4.2.- Objetivos Determinar si se documentaron los procedimientos de inspección mediante pruebas no destructivas aplicables, si el personal que realizó o aplicó las técnicas de inspección mediante pruebas no destructivas estaba debidamente acreditado y con la experiencia necesaria para la construcción de líneas de transporte de hidrocarburos y que se hayan atendido las reparaciones de todas las juntas rechazadas por alguna de estas técnicas de inspección, así como haber seguido los procedimientos de manera adecuada, de tal forma que se tenga una junta soldada sana de acuerdo con los criterios de aceptación y rechazo aplicables.

4.5.4.3.- Referencias Para efecto de poder evaluar los documentos de soporte de estas actividades se tomaron en cuenta los códigos, normas y/o especificaciones indicados en la tabla 64 del Anexo I.

4.5.4.4.- Secuencia Para la atención de este concepto, de los Términos de Referencia, se procedió a la revisión documental de los procedimientos de pruebas no destructivas, registros y evidencias de la calificación del personal que aplicó las técnicas de pruebas no destructivas, la revisión por muestreo de los reportes radiográficos y sus películas radiográficas, con el objeto de confirmar la adecuada aplicación de los criterios de aceptación y rechazo, así

Germanischer Lloyd Industrial Services GmbH, Business Segment Oil and Gas

216 / 428

Reporte No.: GLP/GLM/MEMP/726-07 Rev. 0 Fecha: 2007-10-10

como la revisión por muestreo de los registros de trazabilidad, referente a los trabajos de soldadura, de los documentos de soporte proporcionados por TGP para tal fin, de acuerdo con lo siguiente: •

Revisar los procedimientos de END para verificar si cumplen con los requisitos de las normas aplicables y verificar que han sido aprobados por el nivel III.

•

Revisar las calificaciones/certificaciones del personal de END y verificar que cumplen con las guías de la ASNT- SNT-TC-1A, y fueron aprobadas por un nivel III.

•

Comparar la información de los reportes con la información en las placas para verificar la relación entre la junta, el reporte de inspección y la correspondiente placa radiográfica.

•

Revisar la información en las placas, la calidad de las placas y los indicadores de calidad para verificar conformidad con el procedimiento de Radiografía y los requisitos de calidad.

•

Interpretar/Evaluar las placas y reportar los resultados de acuerdo al criterio de evaluación de API 1104 – 1999, para determinar si las normas de aceptación fueron aplicadas consistentemente.

•

Determinar basado en los resultados de la evaluación si el alcance del muestreo se debe aumentar.

•

Verificar los registros de trazabilidad, con el objeto de conformar que hayan sido atendidas todas las juntas rechazadas de origen.

El grupo a cargo de la revisión de los procedimientos de END, las certificaciones del personal y la evaluación de los reportes radiográficos y las películas, está formado por dos técnicos principalmente encargados de evaluar las películas (bajo la dirección del nivel III) y un nivel III, de acuerdo con lo siguiente: •

Elmer Martínez – Nivel III

•

Rubén Triveño – Técnico Nivel II

•

Ricardo Zavala – Técnico Nivel II

Para la realización de la evaluación de las películas radiográficas, en el muestreo realizado, se contó con el siguiente equipo y material: •

Negatoscopios View Lite de alta intensidad (>135,000 Lux) con control variable de intensidad.

•

Película comparativa de Densidad AGFA

•

Reglas flexibles de 15 cm.

•

Lupas y oculares con medidas de longitud y diámetros menores.

4.5.4.5.- Resultados De acuerdo con las revisiones documentales realizadas, se tienen los siguientes resultados: a) Procedimientos Los procedimientos de END, corresponden a documentos de la constructora TECHINT y están identificados como: • •

2794-L-SP-00001, ULTRASONIC THICKNESS MEASUREMENT TESTING, 2794-L-SP-00002, MAGNETIC PARTICLE TESTING,

Germanischer Lloyd Industrial Services GmbH, Business Segment Oil and Gas

217 / 428

Reporte No.: GLP/GLM/MEMP/726-07 Rev. 0 Fecha: 2007-10-10

• •

2794-L-SP-00003, LIQUID PENETRANT TESTING y 2794-L-SP-00037, RADIOGRAFIC EXAMINATION,

Adicionalmente, después del 20 de Junio del 2007, se entregaron los siguientes: • • • • •

IBB-CR-02, PROGRAMA DE CONTINGENCIAS RADIÓLOGICAS, IBB-RFP-01, RADIOGRAPHIC FILM PROCESSING, IIB-ELP-01, PROCEDIMIENTO DE ENSAYOS POR LÍQUIDO PENETRANTE, IBB-IRG-01, RADIOGRPHIC TEST PROCEDURE, IBB-IRG-02, PROCEDIMIENTO DE ENSAYO POR GAMAGRAFÍA (ASME)

Los mismos fueron revisados y se tienen los comentarios siguientes: Los procedimientos de END deben ser aprobados por el Nivel III o la persona responsable designada, esta condición no se pudo apreciar en los primeros cuatro documentos enlistados, como consecuencia de haber sido entregada la documentación en forma electrónica, de cualquier forma es necesario que se tenga la evidencia de aprobación del procedimiento. Una constancia/documentación de dicha aprobación no es evidente en los procedimientos. Procedimientos de Radiografía La norma exige que el procedimiento incluya: • •

• • • • •

El tipo y espesor del material para el cual el procedimiento es apropiado (2794-L-SP-00037 e IBBIRG01). Los procedimientos no incluyen esta información. Instrucciones para procesar las placas radiográficas, ya sea incluida en el procedimiento o mediante un procedimiento adjunto. Dichas instrucciones/procedimiento no están incluidas, fueron proporcionadas en los procedimientos entregados posteriormente. Método para determinar la densidad de la placa en el área de interés. El procedimiento entregado posteriormente incluye esta información, Control de la claridad y magnificación geométrica de la imagen radiográfica, (Ug factor) y limites de aceptación. El procedimiento entregado posteriormente incluye esta información. El tipo y disposición de las pantallas de intensificación y, si se usa plomo, su espesor. El procedimiento entregado posteriormente incluye esta información. El método de evaluación de las placas radiográficas (IBB-IRG-02) El formato del reporte de inspección, como Anexo al procedimiento (IBB-IRG01 e IBB-IRG-02)

Procedimiento de Partículas Magnéticas (2794-L-SP-00002) •

• • •

Sección 1.0 Purpose. No especifica claramente el material, objeto a examinar, o el tipo de discontinuidad a detectar. El Párrafo 4.1 establece que se debe examinar el 100% de “fillet welds” en estructuras soldadas. Sección 2.0 References, Párrafo 2.1 “ASTM E 109 – Tal vez se refiere a E-709? Sección 3.0 Personnel Qualification, Párrafo 3.1 No indica el nivel de certificación para el personal que realiza los exámenes. Sección 4.0 Test Extent, Párrafo 4.1 No indica el material que se debe incluir a los lados de la soldadura como parte del área de interés.

Germanischer Lloyd Industrial Services GmbH, Business Segment Oil and Gas

218 / 428

Reporte No.: GLP/GLM/MEMP/726-07 Rev. 0 Fecha: 2007-10-10

• •

• •

Sección 5.0 Surface Preparation. No indica la condición de la superficie, ni los métodos aceptables para preparación de la superficie. Sección 7.0 Magnetic Particles. No indica que se debe utilizar partículas de un color que contraste con el color de la superficie a examinar. No especifica el tipo de partículas ni establece la concentración de partículas en el líquido. Tampoco indica como y a que intervalos se debe verificar la concentración de partículas. Posiblemente debería incluir los límites de temperaturas para los dos métodos. Sección 8.0 Procedure. Debería indicar que se deber utiliza la técnica de magnetización continua. La verificación de la potencia de los “yokes” se debe hacer cada 6 meses de acuerdo con E 709. Sección 9.0 Evaluación. Iluminación en la superficie de examen debe ser 100 Fc. Si se utiliza pintura para aumentar el contraste entre la superficie y las partículas, el procedimiento debe calificarse de acuerdo con E 709, o ASME Sec. V Art. 7 Appx. I

Procedimiento de Ultrasonido-(Medición de Espesores, 2794-L-SP-00001) • • • •

Sección 1.0 Purpose. No especifica claramente el material, objeto a examinar, o el tipo de equipo de ultrasonido. Sección 2.0 Scope. No especifica el rango de espesores. Sección 5.0 Personnel Qualification, Párrafo 5.1 No indica el nivel de certificación para el personal que realiza los exámenes. Sección 5.0 Párrafo 5.3. Los tiempos de calibración y verificación deben ser incluidos en la documentación del examen. Además de la calibración con el bloque de referencia, el equipo debe ser calibrado de acuerdo con las especificaciones de fábrica a intervalos determinados.

Procedimiento de Líquidos Penetrantes • • • •

El procedimiento no indica el nivel de certificación para el personal que realiza los exámenes. (2794L-SP-00003 e IIB-ELP-01) Sección 4.0: La norma ASME Sec. V Articulo 6 no permite el uso de polvos reveladores secos con el método de contraste de color visual (2794-L-SP-00003). No especifica que la intensidad de Iluminación debe ser en la superficie del material a examinar (2794-L-SP-00003). No especifica los criterios de aceptación de discontinuidades (IIB-ELP-01).

Además, como ya se indicó, no se encontró evidencia de aprobación del Nivel III, como lo requiere la norma (2794-L-SP-00003). Adicionalmente, es conveniente preparar procedimientos específicos para atender las posibles reparaciones y la secuencia de llevar a cabo su revisión para efecto de ir confirmando que los defectos se eliminen y sea corroborado con las técnicas aplicables y sugeridas en la ingeniería de diseño. En la documentación complementaria, que se entregó después del 20 de Junio del 2007, se pudo observar como se inspeccionan, aunque se limita a la inspección visual. Esta condición fue documentada en un hallazgo (CAM/NDT/ELMER/3/01). Con la documentación, entregada después del 20 de Junio del 2007, se complementa y es aceptable, se cierra el hallazgo. b) Calificación y Certificación del Personal La calificación/certificación de los técnicos de END, de acuerdo a la norma SNT-TC-1A, fue proporcionada posteriormente, para lo cual fueron evaluadas 6 carpetas, durante la segunda adenda, después del 20 de Junio, se entregó más información del personal, con los siguientes resultados: Germanischer Lloyd Industrial Services GmbH, Business Segment Oil and Gas

219 / 428

Reporte No.: GLP/GLM/MEMP/726-07 Rev. 0 Fecha: 2007-10-10

El personal Técnico de GL, realizó la revisión del total de las carpetas (1/6 a 6/6) y la información entregada después del 20 de Junio del 2007, con información correspondiente al personal técnico en pruebas no destructivas (PND), participante en la construcción de los ductos de GN y LGN del Proyecto Camisea. Cabe mencionar que la información contenida cuenta, en general, con el CV de cada participante y con documentos de soporte como son certificados de trabajo y de entrenamiento en PND. También cuentan con exámenes médicos y análisis clínicos, algunos de los cuales no son relevantes en el aspecto técnico de esta revisión. Aunque una parte del personal cuenta con experiencia y entrenamiento en varias técnicas de PND, la mayor parte de la documentación principal está enfocada a la calificación del personal en la técnica de Prueba Radiográfica (RT). En la mayoría de los casos, se indica que el personal especialista se encuentra certificado por la compañía Ingecontrol Ipen Brasitest en la técnica de RT, ya sea como Nivel I o Nivel II, mediante el examinador Hugo Medina Guzmán quien firma como N III y cuyo CV y certificación también se encuentran integrados en la documentación revisada. La certificación del personal técnico calificado en PND, se basa principalmente en las siguientes referencias técnicas: • • •

Recommended Practice, Personnel Qualification and Certification in Nondestructive Testing, ASNTTC-1A Non-destructive testing - Qualification and certification of personnel, ISO 9712. Nondestructive Examination, ASME SEC. V

La tabla 65 del Anexo I hace la Relación del Personal de Pruebas No Destructivas (PND), involucrado en la construcción de los ductos de LGN y GN, así como las observaciones encontradas a la revisión documental c) Observaciones Generales de acuerdo a la documentación revisada 1) Se revisaron 151 Currículos Vitae (CV), correspondientes al mismo número de personas, de los cuales, en lo referente a la calificación del personal en RT se Resume lo siguiente: NIVEL I

NIVEL II

NIVEL III

93

43

1

COORDINADOR (sin calificación) 5

CONDUCTOR 9

SIN EXPERIENCIA 64

Tabla 4.5.4.5.1 – Resumen de los diferentes niveles en RT del Personal PND

2) En todos los casos de las 64 personas que no presentan evidencia de su experiencia previa en inspección mediante RT, se trata de personal Nivel I. 3) El nivel III, respalda la calificación de los niveles I y II. 4) Se enlistan 8 Coordinadores de los cuales se observa lo siguiente: 1 Coordinadores de Seguridad Industrial y Medio Ambiente (RT NI) 1 Coordinadores de Seguridad Industrial y Medio Ambiente (sin calificación en PND) 1 Coordinador de PND (sin calificación en PND). 3 Coordinadores que no se indica que coordinan (sin calificación en PND). 1 Coordinador de Seguridad Radiológica (RT NII) 1 Coordinador General de Obra (RT NII) Germanischer Lloyd Industrial Services GmbH, Business Segment Oil and Gas

220 / 428

Reporte No.: GLP/GLM/MEMP/726-07 Rev. 0 Fecha: 2007-10-10

5) Charles José Alves Tabares (RT NII), está registrado como supervisor de Soldadura 6) Además de la calificación en RT, dentro de los CV’s, se ha verificado que parte del personal cuenta con calificación en otras técnicas de PND, como son UT, PT y MT. Algunos CV’s cuentan con la certificación de la calificación correspondiente, sin embargo en otros casos solo se hace mención en el CV. En la tabla 66 del Anexo I se indica el personal calificado en otras técnicas de PND. 7) Dentro de los certificados de calificación de personal en Radiografía emitidos por INGECONTROL,

se indica que “Esta certificación satisface todos los requisitos de la ASNT-TC-1 A” e indica el resultado promedio de tres evaluaciones correspondientes a un examen general, uno específico y uno práctico; sin embargo, no se indica el tiempo de duración del curso de entrenamiento previo

4.5.4.6.- Evaluación Radiográfica realizada por GL Con el objeto de corroborar la condición de la interpretación radiográfica y como consecuencia de las fallas ocurridas, en las que tres de las mismas estaban, al parecer, ligadas a la sanidad de la soldadura, GL procedió a realizar una evaluación de los reportes y películas radiográficas de los ductos en los kilometrajes en donde se ubicaron las fallas, de esa evaluación se pudo determinar que la calidad de la imagen radiográfica era aceptable y que podía realizarse la interpretación de las mismas; sin embargo, no se tuvo una total coincidencia en cuanto a la interpretación, observando indicaciones que debieron ser consideradas como no aceptables durante la fase de construcción debido a indicaciones de socavados internos y faltas de fusión, en primera instancia, así como otras en la acumulación de indicaciones. a) Criterios de selección de las películas radiográficas Las películas evaluadas por GL fueron seleccionadas siguiendo los siguientes criterios: • • • •

Puntos en donde se ubicaron las fallas de origen (100 metros a cada lado de la falla) Zonas clasificadas, según los términos de referencia, como de Muy Alto Riesgo, Alto Riesgo y Moderado Riesgo Clase de Localización 2 y 3 según ASME B.31.8 General a lo largo del ducto, sobre kilometraje elegidos al azar, cubriendo las distintas zonas (selva, sierra y costa)

Las juntas elegidas de cada una de esas secciones fueron tomadas para uno y otro ducto, extendiéndose en el de GN debido a su continuidad de Pisco hacia Lurín. b) Resultados de la evaluación En relación a la verificación de la interpretación radiográfica, se tienen los siguientes resultados: . 1) La información en los reportes de radiografía coincide con la información en las películas y la respectiva junta, en donde el Km. era la secuencia inicial de identificación y, posteriormente, un número consecutivo de juntas, la cual prevalece en el reporte y en la identificación colocada a base de números de plomo en la película radiográfica, lo cual se evidencia en cada uno de los reportes generados y facilitados para su revisión e interpretación. No se establece la identificación de cada uno de los soldadores que intervinieron en la misma junta. 2) En general, las películas revisadas muestran que el procedimiento de radiografía y la técnica utilizada están en conformidad con los requisitos del proyecto. La calidad de las películas es Germanischer Lloyd Industrial Services GmbH, Business Segment Oil and Gas

221 / 428

Reporte No.: GLP/GLM/MEMP/726-07 Rev. 0 Fecha: 2007-10-10

adecuada. En algunos casos se encontraron manchas de agua en el área de interés y una que otra marca de manipulación (artefactos); sin embargo, estas condiciones no fueron limitativas en la interpretación, por lo que no fueron repetidas. 3) El grupo auditor realizó un muestreo general sobre ambos ductos, de acuerdo a lo descrito en el numeral a). Así, durante la revisión/interpretación de las indicaciones presentes en las películas, se observaron discrepancias en los resultados, como consecuencia de una diferencia en la aplicación de los criterios de aceptación y rechazo establecidos en API 1104, en donde uno de los criterios en los que más se nota la diferencia es el de los socavados internos y la suma de indicaciones en una longitud continua de 12” de soldadura. En el ducto de LGN, de las juntas evaluadas, el 30.97% de las mismas fueron calificadas con discrepancias en la interpretación por el personal de GL y en el ducto de GN, el 24.79%. En los dos casos las indicaciones de socavaciones internos fueron, con más del 75%, la causa principal de la discrepancia. Este tipo de indicaciones fueron los mayormente encontrados durante la fase constructiva, encontrándose que en el ducto de GN el 28.5 % de todos los rechazos fueron debido a este defecto, destacando el Tramo 5 con 54.1 % de estos defectos y para el ducto de LGN el promedio fue de 21.4 %. En parte, estas diferencias pueden atribuirse a la ubicación de estas indicaciones, su dificultad de interpretación, niveles de experiencia de los evaluadores y a diferentes formas de aplicar las normas de aceptación. Las discrepancias durante la revisión han sido significativas en particular referente a los socavados internos en comparación a los resultados durante la fase de la construcción, encontrándose tambien indicaciónes de escorias, porosidad, desalineamiento, penetración incompleta y fusión incompleta. Las siguientes graficas muestran un resumen de los resultados de la evaluación radiográfica realizada por el personal de GL: Evaluación de Juntas Soldadas del Ducto de LGN (Selección) Reportadas Aceptadas No Aceptadas 1582 1092 490 100% 69.03% 30.97%

No Aceptadas 31% Aceptadas 69%

Figura 4.5.4.6.1 – Evaluación de Radiografías por personal de GL – Ductos de Líquidos de Gas Natural Juntas Soldadas No Aceptadas (Por Tipo de Indicaciones) del Ducto de LGN (Selección) Otras (IP, P, BT, Combinación de varias AI, EU,) Indicaciones IU ESI IF IPD 370 32 9 6 14 59

Germanischer Lloyd Industrial Services GmbH, Business Segment Oil and Gas

222 / 428

Reporte No.: GLP/GLM/MEMP/726-07 Rev. 0 Fecha: 2007-10-10 75.51%

6.53%

1.84%

Otras (IP, P, BT, AI, EU) 2.86%

1.22%

2.86%

ESI (Inclusión de Escoria Alargada 6.53%

12.04%

IF (Fusión Incompleta) 1.84%

Combinación de Indicaciones 12.04%

IPD (Penetración Incompleta Por Desalineamient o) 1.22%

IU (Socavado Interno) 75.51%

Figura 4.5.4.6.2 – Evaluación de Radiografías por personal de GL – Ductos de Líquidos de Gas Natural 490 Juntas Con Discrepancias Evaluación de Juntas Soldadas del Ducto de GN Reportadas Aceptadas No Aceptadas 1690 1271 419 100% 75.21% 24.79%

No Aceptadas 25%

Aceptadas 75%

Figura 4.5.4.6.3 – Evaluación de Radiografías por personal de GL – Ducto de Gas Natural Juntas Soldadas No Aceptadas (Por Tipo de Indicaciones) del Ducto de GN Otras (BT, P, IPD Combinación de IU ESI IF IP IC, ISI) Varias Indicaciones 329 12 9 11 9 49 78.52% 2.86% 2.15% 2.63% 2.15% 11.69%

Germanischer Lloyd Industrial Services GmbH, Business Segment Oil and Gas

223 / 428

Reporte No.: GLP/GLM/MEMP/726-07 Rev. 0 Fecha: 2007-10-10

Otras (IPD, P, BT, AI, EU) 2.15%

ESI (Inclusión de Escoria Alargada) 2.86%

Combinación de Indicaciones 11.69%

IF (Fusión Incompleta) 2.15% IP (Penetarción Incompleta) 2.63%

IU (Socavado Interno) 78.52%

Figura 4.5.4.6.4 – Evaluación de Radiografías por personal de GL – Ductos de Gas Natural - 419 Juntas Discrepancias.

Esta condición de discrepancias en la interpretación fue documentada en un hallazgo identificado como No. CAM-NDT/ELMER/3/02 (Ver Anexo III). Se concluyó que estas indicaciones son de bajo riesgo, por lo que no se requiere tomar acción alguna en la actualidad, soportándose además en que estas juntas fueron probadas hidrostáticamente. 4) El Anexo IV muestra los resultados de la evaluación. y 5) El Anexo IV muestra el listado de las locaciones por kilometraje de las líneas de GN y LGN incluidas en la evaluación. En total, se revisaron 3272 juntas. No se incluyieron las juntas de las instalaciones aéreas, estaciones de bombeo y plantas, ya que no fueron proporcionadas para su revisión.

4.5.4.7.- Conclusiones Con referencia a los procedimientos de ensayos no destructivos, es importante mencionar que se cuenta con los procedimientos de inspección aplicables, losque presentan algunos faltantes en su contenido. Con relación a los documentos de soporte de experiencia del personal de aplicación de pruebas no destructivas, se tienen los siguientes resúmenes: 1) En general el personal de inspección en PND, se encuentra calificado de acuerdo con la Recommended Practice, Personnel Qualification and Certification in Nondestructive Testing, ASNTTC-1A y/o Non-destructive testing - Qualification and certification of personnel, ISO 9712. 2) Existen 36 inspectores con Nivel II, cuando menos en una técnica de PND y un Nivel III. 3) De los 151 registros de personal revisados, existen 137 que cuentan con documentación que acredita su calificación en al menos una técnica de inspección mediante PND. 4) Se cuenta con 137 personas calificadas, al menos en una técnica de PND, de las cuales 64, calificados como Nivel 1, no contaban con experiencia previa en la inspección de soldaduras.. 5) Además 17 personas de las 137 calificadas, cuentan con calificación en otra(s) técnica(s) de PND.

Germanischer Lloyd Industrial Services GmbH, Business Segment Oil and Gas

224 / 428

Reporte No.: GLP/GLM/MEMP/726-07 Rev. 0 Fecha: 2007-10-10

A continuación se presentan gráficas de los porcentajes de personal sin experiencia previa y con calificación en otras técnicas de PND. De los 151 (100%) registros de personal revisados, 137 (91%) de ellos cuentan con certificación en al menos una técnica de PND.

Personal no calificado en PND 9%

Personal Calificado en PND 91%

Figura 4.5.4.7.1 – Registro de Personal PND – 151 Registros

De las 137 personas que cuentan con calificación en alguna técnica de PND, 64 de ellas no contaban con experiencia previa en la construcción y tendido de ductos para transporte de hidrocarburos.

Personal sin Experiencia 47%

Personal con Experiencia 53%

Figura 4.5.4.7.2 – Experiencia del personal Empleado

De las 137 personas que cuentan con calificación en alguna técnica de PND, 18 de ellas cuentan con 2 o más calificaciones correspondientes a otras técnicas de PND. Germanischer Lloyd Industrial Services GmbH, Business Segment Oil and Gas

225 / 428

Reporte No.: GLP/GLM/MEMP/726-07 Rev. 0 Fecha: 2007-10-10

Personal Calificado en más de una Técnica de PND 13%

Personal Calificado en una técnica de PND 87%

Figura 4.5.4.7.3 – Personal Calificado en una o más técnicas de PND

Como es de observarse, la compañía TECHINT, cuenta con procedimientos propios para la realización de la aplicación de las pruebas no destructivas; además, fueron proporcionados procedimientos de la compañía de inspección Consorcio Ingecontrol Ipen Brasitest. No obstante, es importante hacer notar que los primeros procedimientos entregados no vienen con la firma de un Nivel III, que en su contenido falta la descripción o detalle de algunos conceptos o actividades propias a realizar. Por lo anterior se generó el Hallazgo No. CAM/NDT/ELMER/3/01 (Ver Anexo III de este informe). Lo cual se ha sustentado con el complemento de otros procedimientos que están ligados, tal es el caso del procesamiento y manejo de las películas radiográficas expuestas, en lo referente a la técnica radiográfica, entregados después del 20 de Junio del 2007, por lo que este hallazgo ha sido cerrado. Con relación al personal, es importante hacer notar que se ha presentado su certificación y calificación, avalado por un Nivel III, junto con su CV, reflejando la experiencia asimilada a través de los años; sin embargo, en los mismos podemos ver que en varios casos de técnicos calificados como Nivel I, se tienen los respaldos como inspector calificado para una técnica específica, pero no se encontró evidencia documental de su experiencia previa en la construcción de líneas de transporte de hidrocarburos. GL verificó que sólo los técnicos NII y NIII avalaron la interpretación de los resultados de las inspecciones, tal y como se indica en los reportes correspondientes, como consecuencia de la aplicación de criterios de aceptación y rechazo que requieren de una especial comprensión de los procesos de soldadura, sus defectos, su ubicación, y la adecuada interpretación de los mismos, tal y como lo establece el API 1104, en los cuales es fundamental la experiencia acumulada, sobre todo en una construcción tan crítica. Con relación a la interpretación radiográfica, se concluye que las imágenes obtenidas cumplen con la calidad requerida para su interpretación y evaluación, sin embargo, en esta fase se incurre en discrepancias, los cuales siempre reflejan la dificultad en la interpretación y en la adecuada aplicación de los criterios de aceptación y rechazo. Así, se han dejado indicaciones que reflejan discrepancias de acuerdo con lo evaluado por el personal de GL, que corresponden a socavados internos, faltas de fusión y socavados externos, estos últimos en menor grado, que debieron haber sido considerados de origen, ya sea por su dimensión, y por el criterio relativo a la suma de discontinuidades en una longitud uniforme de 12” de soldadura. Estas discrepancias se dan por la práctica de no considerar la continuidad de indicaciones de una película a otra de la misma junta soldada y sumar la longitud de indicaciones, incurriendo en la aceptación de juntas que debieron ser consideradas rechazads. Así mismo, una buena interpretación y un buen manejo de estadísticas del tipo de indicaciones que se van rechazando puede servir de alimentación para los supervisores y/o inspectores de soldadura y, finalmente, para los soldadores, ya que se irá poniendo mayor atención a los mismos y se irán tomando medidas preventivas para evitarlos, con un mayor control de los parámetros o variables de aplicación, posición de realización e inspección visual, lo cual se puede orientar hacia los soldadores que hayan tenido mayor número de incidencia de rechazos, lo que finalmente da como resultado una mayor producción de soldaduras sanas y un mayor control en la calidad de las mismas. Germanischer Lloyd Industrial Services GmbH, Business Segment Oil and Gas

226 / 428

Reporte No.: GLP/GLM/MEMP/726-07 Rev. 0 Fecha: 2007-10-10

Como podemos ver en los resultados obtenidos, ambos ductos reflejan un comportamiento similar, sin embargo, estas indicaciones han sido consideradas como de bajo riesgo en el concepto de la interpretación radiográfica, considerándose que ambos ductos están en operación y que la prueba hidrostática fue satisfactoria para ambos, por lo que no ameritaría acción alguna, siendo recomendable que en la fase constructiva en interpretación y evaluación se apliquen con mayor atención los criterios de aceptación y rechazo.

4.5.4.8.- Recomendaciones Contar con todos los procedimientos aplicables debidamente avalados por un Nivel III. Tomar en cuenta los resultados del punto 4.5.4.5 inciso a, de este documento, para actualizar los procedimientos si se tiene contemplada alguna revisión de los mismos. Con relación a la consideración de no aceptación de algunas juntas, es importante mencionar que en la evaluación realizada no se detectó alguna indicación de grieta, por lo que las indicaciones existentes han soportado las condiciones de trabajo de ambas líneas; no obstante, su presencia puede favorecer el riesgo de falla de alguna en donde se puedan seguir presentado deslizamientos de terreno, por lo que las actividades de mitigación y corrección deben continuarse para disminuír este factor de riesgo.

4.5.5.- Revestimiento Externo De acuerdo con los Términos de Referencia, esta partida describe que: Serán auditados todos los procedimientos y documentación técnica de la Planta de Revestimiento, así como los procedimientos y registros del proceso de revestimiento en campo, para asegurar el cumplimiento de las normas ANSI/ASME B31.4, ANSI/ASME B31.8 y NACE RP-02-75, respecto al revestimiento externo protector contra corrosión aplicado para cubrir la tubería y juntas soldadas. Se dará particular atención a: • • • • • •

Procedimientos de limpieza de tubería y juntas antes de la aplicación de materiales de revestimiento. Verificación de la calidad y espesor del material utilizado en el revestimiento Procedimientos aprobados para la instalación de mantas termocontráctiles en juntas soldadas. Verificación de que el personal a cargo del revestimiento ha sido calificado para todas las operaciones de revestimiento y su reparación. Identificación, registro y reparación de todas las discontinuidades (corto circuito detectado). Procedimiento y registro de detección de discontinuidades.

Por lo que, a continuación se describe lo realizado por el personal de GL, durante la Auditoria Integral, y de acuerdo con la información proporcionada por TGP.

4.5.5.1.- Alcance del Trabajo Formando parte de esta auditoria integral, este informe contiene una revisión general del proyecto en sus áreas de Revestimiento y Corrosión, a fin de diagnosticar y confirmar la aplicación de las normas internacionales y códigos de ingeniería en todas las fases de ejecución de dicho proyecto. Germanischer Lloyd Industrial Services GmbH, Business Segment Oil and Gas

227 / 428

Reporte No.: GLP/GLM/MEMP/726-07 Rev. 0 Fecha: 2007-10-10

Igualmente determinar la existencia de hallazgos en documentos de diseño, procura de materiales, construcción, comisionamiento, operación y mantenimiento en las áreas antes mencionadas, considerando los siguientes conceptos dentro del alcance: •

•

•

Determinar las características del revestimiento seleccionado para las tuberías, mediante la revisión de las especificaciones de diseño, construcción y análisis de los resultados de las inspecciones de éstas líneas con la técnica DCVG (Direct Current Voltage Gradient). Obtener las mediciones que permiten conocer las condiciones de funcionamiento de los sistemas de protección catódica (SPC), a través de mediciones de corriente y voltaje en los transformadoresrectificadores (TR), termogeneradores (TG); así como el levantamiento de potenciales a lo largo de las líneas. Analizar la probabilidad de ocurrencia de la corrosión interna y externa en las tuberías de GN y LGN, mediante la determinación de los mecanismos de corrosión y su posible incidencia en los procesos de falla.

4.5.5.2.- Objetivos El impacto ocasionado al ecosistema circundante a las zonas donde ocurrieron las fallas en la tubería de 14” del poliducto de líquidos del gas natural del Proyecto Camisea, generaron amplia expectativa en el país en lo referente a conocer la real condición de la integridad mecánica de los dos ductos construidos y saber si se evitarían nuevas fallas en el futuro. Tomando en cuenta que los nuevos sistemas de tuberías enterradas o sumergidas requieren un programa de control de corrosión externa, basado en la aplicación de revestimientos y complementado con un sistema de protección catódica, ésta auditoria integral contempla la evaluación y diagnóstico de las áreas antes mencionadas, a objeto de determinar si las mismas coinciden con las normativas existentes; además, verificar su posible relación con las causas que originaron los 6 incidentes; por lo que, se tienen los siguientes objetivos de esta área: •

• •

Evaluar la eficiencia del revestimiento de polietileno tricapas aplicado a los ductos de GN y LGN, verificando la posibilidad de identificar hallazgos en las fases de diseño, construcción y mantenimiento de las tuberías. Conocer las condiciones de protección externa de los ductos, complementada por los sistemas de protección catódica, especialmente en los sitios donde ocurrieron las fallas.

Evaluar, desde el punto de vista de corrosión, las fallas presentadas en el ducto de LGN y determinar su posible contribución en la ocurrencia de las roturas.

4.5.5.3.- Referencias Los documentos que han servido de referencia para la evaluación de esta partida se muestran en las tablas 67, 68 y 69 del Anexo I.

4.5.5.4.- Secuencia La auditoria se desarrolló siguiendo las actividades del Listado de Documentos (Tabla 71 del Anexo I), identificados en los Términos de Referencia del concurso público del MEM (No. 002-2006-CAH). El desarrollo de las actividades se muestra en la figura 70 del Anexo I. Germanischer Lloyd Industrial Services GmbH, Business Segment Oil and Gas

228 / 428

Reporte No.: GLP/GLM/MEMP/726-07 Rev. 0 Fecha: 2007-10-10

Se atendieron los siguientes puntos: a) Revestimiento 1. Revisión y análisis de los documentos relacionados con las especificaciones de los revestimientos recibidos de la empresa TGP, los cuales incluyen las fases de diseño, procura de materiales, construcción y mantenimiento, según se muestran en la Tabla 71 del Anexo I. 2. Análisis e interpretación de los resultados recientes obtenidos de las inspecciones DCVG ejecutas en el último trimestre del 2006. 3. Detección de hallazgos, conclusiones y recomendaciones. b) Corrosión Interna 1. Revisión de los análisis cromatográficos de las corrientes de los fluidos gaseosos y líquidos, a lo largo de las tuberías. 2. Características de las tuberías y condiciones operacionales en ambos ductos. 3. Aplicación del flujograma indicado en la Figura 72 del Anexo I para seguir la secuencia de determinar la posibilidad de existencia de corrosión interna en ambas tuberías. 4. Detección de hallazgos, conclusiones y recomendaciones. c) Corrosión Externa

Revisión de las características de los suelos a través de los derechos de vía.

4.5.5.5.- Resultados Habiendo seguido la secuencia de trabajo establecido para esta área, se tienen los siguientes resultados: a) Diseño e Ingeniería •

•

La selección del revestimiento polietileno tricapa, con diferentes espesores, según el diámetro de la tubería, es el indicado por el tipo de terreno pedregoso y arenoso, además de su buena condición dieléctrica y baja permeabilidad. Esto está en línea también con los documentos mostrados en los tres primeros renglones de la Tabla 71 del Anexo I. El sistema de revestimiento está conformado según practicas recomendadas de la siguiente manera:

Capa 1ra 1ra* 2da. 3ra

Componente Resina epóxica Resina epóxica Copolymero Adhesivo Polietileno HDPE

Producto Basepox Amarillo Code 0681-1081 Scotchkote 226N Fusabond MB 206D GM 5240 PR

Fabricante Glaspó 3M Dupont IPIRANGA

* Producto alternativo.

Tabla 4.5.5.5.1 – Conformación del Sistema de Revestimiento

•

Los espesores del sistema de revestimiento tricapa especificado coinciden con los indicados por la norma utilizada para el diseño:

Germanischer Lloyd Industrial Services GmbH, Business Segment Oil and Gas

229 / 428

Reporte No.: GLP/GLM/MEMP/726-07 Rev. 0 Fecha: 2007-10-10 Diámetro Tubería (pulg.) 10 14 18 24 32

Espesor Revestimiento (mm) 2.0 2.2 2.2 2.5 3.0

Tabla 4.5.5.5.2 – Espesores del Sistema de Revestimiento

b) Adquisición de Materiales •

•

Para verificar estas condiciones a nivel de planta se seleccionó aleatoriamente la orden de compra P/O No. PO 0149 –D-P-00007/A correspondiente a la adquisición de tubería 10.750” – Esp. 5.56 mm – API 5l X70 PSL2, fabricada por SIAT, Argentina y revestida por SOCO-RIL S.A., Argentina, para el poliducto de LGN. Se encontró que el Plan de Control de Calidad para el revestimiento coincide con el especificado en el documento de TECHINT No. 2794-P-SP-00005 Rev. 0, para la fecha de revestimiento 12/12/2002. La inspección de los parámetros de control de calidad, en especial el espesor del revestimiento resultaron dentro de la norma. No existe confirmación de documentos referentes al control de calidad de los sistemas de pinturas utilizadas en la protección de las facilidades (componentes) superficiales.

c) Construcción •

•

•

•

•

Las especificaciones consideradas por las juntas termo contráctiles coinciden con las características del revestimiento original de la tubería. Es decir, las mangas RAYCHEM HTLP 60, POLYGUARD BWS & CANUSA GTS-65 son para juntas con tuberías recubiertas con polietileno tricapa, como es este caso. Unas de las juntas usadas básicamente en el proyecto están identificadas como Canusa GTS-65. Presentan un espesor aproximado de 2.5 mm y tiene una resistencia dieléctrica mayor que la 3ra capa de polietileno del sistema de revestimiento. No hay constancias de reparaciones en el revestimiento o en las mangas de las soldaduras producto de defectos en la bajada o en el transporte de las tuberías. No hay documentos que indiquen donde se reparó, cuál fue la progresiva y fecha de la acción. Tampoco hay evidencias de inspecciones con el Holiday Detector de la tubería reparada ni de la mayoría de la tubería tendida en buenas condiciones. Sólo se encontró constancia de dos listas de control para Revestimiento de Juntas Soldadas (RV-002), según esquema RAYCHEM. Una para las progresivas 70 + 980 a 71 + 930 y otra sin descripción del sitio. Ambas muestran resultados satisfactorios para la instalación de las mangas y su inspección dieléctrica. Esto corresponde apenas a casi 1 Km. del total de la longitud de las tuberías, desconociéndose si se aplicó el mismo procedimiento al resto de las juntas soldadas. Sólo hay evidencias de aplicación del listado de control para la Bajada de Tubos por parte de TECHINT para los días 16 y 17/12/2003, en las progresivas del 698 + 380 al 699 + 480, de la 699 + 480 a 700 + 265 y de la 708 + 430 a 708 + 710. En estos casos se aplicó el procedimiento Techint BD-001, verificándose el revestimiento y usándose el Holiday Detector con resultados satisfactorio. Pero esto apenas corresponde a 2.5 Km. aproximadamente, desconociéndose si fue aplicado dicho procedimiento para el resto de la longitud de las tuberías. Apenas se encontraron 6 Certificados de Calibración de equipos Holidays Detector, Modelo 735 (15 – 35 KV Pulse) con los seriales: 735-1854, 735-1875, 735-1880, 735-1884, 735-1890 y 7351895. Todos marca SPY. A continuación se relacionan los parámetros más importantes de los equipos detectores de falla

Germanischer Lloyd Industrial Services GmbH, Business Segment Oil and Gas

230 / 428

Reporte No.: GLP/GLM/MEMP/726-07 Rev. 0 Fecha: 2007-10-10

Equipo SPY Holiday Detector SPY Holiday Detector SPY Holiday Detector SPY Holiday Detector SPY Holiday Detector SPY Holiday Detector

Modelo 735 735 735 735 735 735

No. serie 735-1854 735-1875 735-1880 735-1884 735-1890 735-1895

Rango (KV) 15 - 35 15 - 35 15 - 35 15 - 35 15 - 35 15 - 35

Tolerancia ± 5% ± 5% ± 5% ± 5% ± 5% ± 5%

Fecha de Calibración 2002-02-01 2002-02-01 2002-02-01 2002-02-01 2002-02-01 2002-02-01

Los certificados de calibración fueron proporcionados por la compañía Pipeline Inspection Co. LTD.

Tabla 4.5.5.5.2 – Equipos Detectores de Falla

•

Existen evidencias de la calificación de 18 personas para la instalación de mantas Polyguard BWS, suministrado por la empresa FAMEIN en la localidad de Rumichaca, Perú, durante el 20 y 21 de Junio de 2002. Igualmente el 05/06/2002 la empresa SOCO-RIL S.A. dictó adiestramiento al personal del campamento Rumichaca para la instalación de mangas termo contráctiles de RAYCHEM, dejándoles el procedimiento de reparación de revestimientos poliolefinicos tricapa No. 03-ETX. El personal técnico de GL, revisó documentación relacionada con los registros de Calificación de personal de reparación de recubrimiento mecánico-anticorrosivo. Dentro de la documentación revisada, se encuentra un reporte del personal de la compañía SOCO-RIL, con fecha del 2002-06-05, donde el técnico Alejandro Damián Martínez, indica su asistencia técnica para la capacitación del personal de TECHINT de acuerdo al procedimiento de reparación de revestimientos poliolefínicos tricapa, N° 03-ETX, de SOCO-RIL, SA. Dentro del documento, se menciona que la capacitación se realizó en el campamento Rumichaca (Perú) y se cubrieron todos los tipos de reparaciones para la reparación del recubrimiento a base de tricapa, los cuales son: barra de fusión, parches, relleno de mastique y mantas termocontraibles. El documento hace referencia a una plantilla donde se relaciona a todo el personal que fue capacitado, sin embargo no se cuenta hasta el momento con ese listado, lo cual queda como un pendiente. Además de lo anterior, dentro de la documentación revisada se encuentran registros de capacitación del personal de TECHINT, referente al método de instalación de mantas Polyguard BWS, con resultado satisfactorio. El entrenamiento fue impartido por los Señores Ariel Smaia y Matías Ferreira; de la compañía Polyguard, durante los días 20 y 21 de Junio del 2002, en el campamento Rumichaca, Perú. A continuación se relaciona el personal que participó: Nombre Andrés Jaicco Parado Hernán Uquiche Víctor Ogmin Guillermo Retamozo Luis Castro Jorge Vilca Ever Alejo José Chichipe Fredy Espinoza

DNI 23.542.778 31.168.647 5.711.903 19.841.887 23.306.396 21.463.373 9.733.584 40.127.402 23.542.854

Credencial de Aplicador N° 20 21 22 23 24 25 26 27 28

Germanischer Lloyd Industrial Services GmbH, Business Segment Oil and Gas

231 / 428

Reporte No.: GLP/GLM/MEMP/726-07 Rev. 0 Fecha: 2007-10-10 Nombre Aldo Montes Mario Lindo Piscoche Jual Mejía Roque Gyovani Aste Martel Francisco González Froilán Jaime Esteli Valerio Rodolfo Espejo Armando Bustamante Miguel Castillo Cerruti

DNI 28.274.814 10.204.019 15.631.476 15.634.805 15.701.344 7.145.414 15.675.600 15.858.127 15.865.085

Credencial de Aplicador N° 29 30 31 32 33 34 35 36 37

Tabla 4.5.5.5.3 – Relación del Personal Participante

Observaciones:

•

•

•

1) Cada una de las credenciales, indica claramente la fecha, el nombre y DNI del personal capacitado, indica también que el personal ha completado satisfactoriamente la calificación para aplicación de mantas termocontraibles POLYGUARD BWS con y sin Epoxy; además se encuentra debidamente firmada por el asistente técnico que impartió el entrenamiento. 2) No se indica ni se hace referencia a ningún procedimiento para la aplicación de este tipo de recubrimientos. Nota: Despues del 20. de Junio 2007, TGP entregó el procedimiento PO 19704 / 08, para la aplicación de mantas termocontraibles POLYGUARD BWS, 4 registros de pruebas de laboratorio y 2 especificaciónes del producto POLYGUARD BWS. Basado en esta información no se puede concluír si el producto se usó en el proyecto CAMISEA. Tampoco existen registros referentes a la aplicación de pinturas anticorrosivas y proceso de control de calidad de la medición de espesores de película seca en las instalaciones superficiales; como tuberías, equipos de medición, trampas, entre otros. De la evaluación visual realizada, desde el punto de vista de revestimientos externos, a las instalaciones de superficie de las estaciones de bombeo (PS) y terminales, se detectó que las tuberías de gas de 32” y líquidos de 14”, provenientes de PLUSPETROL, presentan daños en la interfase aire-suelo (ver fotos NC 9 al NC 12 en el Anexo V). En la tubería de 32” se observa mala preparación de superficie y/o aplicación de pintura sobre sustrato con falta de secamiento. En la tubería de 14” se presenta envejecimiento de la cinta de polietileno con filtración de humedad, propicia para la formación de productos de corrosión sobre la superficie metálica. El resto de las instalaciones superficiales muestran adecuada aplicación de los sistemas de pinturas anticorrosivos en tuberías, accesorios e instrumentos.

d) Mantenimiento e Inspección La evaluación más novedosa para los revestimientos de tuberías consiste en la inspección DCVG (Direct Current Voltaje Gradient). En una medición de DCVG una señal DC es creada por interrupción de la corriente de los SPC de las tuberías y se mide el gradiente de potencial del suelo encima de la tubería. El gradiente de voltaje aumenta como resultado de la descarga de corriente de un defecto del revestimiento (holiday). Cuando mayor es el defecto, mayor es la corriente que fluye y por lo tanto mayor el gradiente de voltaje. La diferencia de potencial es expresada como una fracción del potencial total manejado en una tubería (La diferencia entre el potencial “ON” y “OFF”, es conocido como la caída IR), resulta en un valor en términos de %IR. Entonces, las lecturas de DCVG están dadas en cuatro categorías: Germanischer Lloyd Industrial Services GmbH, Business Segment Oil and Gas

232 / 428

Reporte No.: GLP/GLM/MEMP/726-07 Rev. 0 Fecha: 2007-10-10

•

Los valores obtenidos en la inspección de DCVG correspondientes a las evaluaciones del revestimiento de las tuberías de los ductos de GN y LGN se muestran en las Tablas 73 y 74 del Anexo I. La actividad fue realizada por la empresa CORRPRO TECNA PERÚ S.A.C, según Nota de Pedido No. 0018600129 de la Gerencia de Operaciones y Mantenimiento de COGA. Vale comentar que también se tiene programada una inspección CIS (Close-interval Surveys) para evaluar todo los sistemas de protección catódica a partir de Febrero 2007. • De los rangos de progresivas reportadas solamente uno coincide con los sitios donde ocurrieron las fallas en el ducto LGN, esta sección se observa en la Tabla 73 del Anexo I, entre las progresivas 50 + 000 a 52 + 000. • En el poliducto de 14”, del tramo de PS1 a PS2, resaltan 3 señales referidas a cruces entre esta tubería y el gasoducto de 32”, los cuales requieren rehabilitación inmediata del revestimiento en ambas líneas. Igualmente existen 3 cruces del gasoducto de 32”, en el tramo de PS1 a PS3, que también requieren reparación inmediata. • En el poliducto de 14”, en el tramo de PS2 a PS3, tienen que repararse lo antes posible 2 señales que presentan periocidad de aparición igual a las juntas. Igualmente hay 4 señales en este ducto, entre el tramo PS4 a SF1, que muestra señales repetitivas en el área de las juntas. • En el gasoducto de 32”, del tramo de PS1 a PS3, hay dos señales que indican defectos con coincidencia métrica de distancias, las cuales deben proceder a reparar inmediatamente y pueden coincidir con juntas de soldaduras.

e) Hallazgos • •

•

Las inspecciones en ambos ductos, 32” para GN y 14” para LGN, comenzaron a partir del KP 12 + 000 y no desde el inicio de ambas líneas. No existen evidencias de los certificados de calidad del material del revestimiento, mangas y pintura de las facilidades superficiales, lo que dio lugar al Hallazgo No. CAM/COAT/POR/2/03, ver Anexo III. Durante la segunda adenda fueron entregados, después del 20 de Junio del 2007, soportes de las mangas termocontráctiles, los conceptos restantes siguen pendientes. No hay constancias de las acciones de reparación en el revestimiento y mangas en el proceso de tendido de la tubería, lo que dio lugar al Hallazgo No. CAM/COAT/POR/2/03, ver Anexo III. Tampoco hay evidencias de inspecciones dieléctricas a las reparaciones realizadas.

4.5.5.6 Análisis de Corrosión Los procesos corrosivos en los ductos de acero de tranporte de hidrocarburos se pueden presentar tanto en la superficie internma como externa, por lo que en esta sección se hace un análisis para ambas condiciones. a) Corrosión Interna El gas natural producido tanto en los campos de gas asociados como en los campos de gas libre, normalmente contienen vapor de agua y contaminantes inorgánicos como el sulfuro de hidrógeno (H2S) y dióxido de carbono (CO2). Estos compuestos, en ciertas cantidades y condiciones operacionales de temperatura, presión, contenido de agua, velocidad y régimen de flujo, promueven la corrosión interna con deterioro significativo de tuberías y equipos.

Germanischer Lloyd Industrial Services GmbH, Business Segment Oil and Gas

233 / 428

Reporte No.: GLP/GLM/MEMP/726-07 Rev. 0 Fecha: 2007-10-10

En la práctica la combinación de H2S y CO2 con agua promueven condiciones corrosivas dentro de cualquier instalación. Así que el mecanismo de aparición de la corrosión interna dependerá de la concentración de ellos en el fluido y de los parámetros antes indicados. En consecuencia, la corrosión interna se espera que ocurra en la fase condensada del agua, en la parte baja de la tubería; es decir, a lo largo de la parte inferior interna de la tubería, a las 6 horas en el sentido del reloj. Puede ocurrir también, en algunos casos, en el tope de la tubería, debido a la condensación del H2O en ese sitio. Mecanismos de Corrosión por CO2 La corrosión por CO2, conocida como corrosión dulce, es común en sistemas de transporte de fluidos que contengan dicho elemento en presencia de agua libre o condensada. El CO2 disuelto en el agua forma el ácido carbónico (H2CO3). Este ácido baja el pH de la disolución lo suficiente para promover la corrosión general y/o corrosión tipo picadura en los aceros al carbono. Entre las principales reacciones químicas que se desarrollan en la corrosión por CO2 se encuentran: CO2(g) + H2O(l) H2CO3

disoluc. Fe(s)

Fe++ + CO3=

H2CO3 (Ec.1) 2 H+ + CO3= (Ec.2) Fe++ + 2eFeCO3

(Ec.3) (Ec.4)

El Carbonato de Hierro (FeCO3) es el producto de corrosión, es poroso y adherente. En ocasiones es arrastrado por el flujo de los fluidos. La temperatura es un factor a tomar en cuenta puesto que su incremento aumenta la velocidad de corrosión. Existen tres tipos de corrosión por CO2 respecto al nivel de temperatura operacional: 1) La capa de carbonato de hierro (FeCO3) depositada sobre la superficie interna del acero puede proteger la mayor parte de una tubería, pero a temperaturas menores de 60 ºC la capa de carbonato de hierro se fragiliza, dejando desprotegida la tubería y equipos, promoviéndose de esta manera la corrosión general. 2) A temperaturas de 80 ºC o mayores la capa se hace estable; pero puede ocurrir corrosión tipo picadura o de hoyuelos si logra romperse en algún punto. 3) Cercana a los 150 ºC la capa se pasivisa y se hace compacta y continua, la cual se conoce como corrosión resistente. El último parámetro a tener en consideración es la velocidad del flujo, inclusive en aquellos fluidos que no arrastran sólidos. La condición de la mezcla de fases dañará sin esfuerzo las capas de carbonato ferroso cuando la velocidad del flujo es mayor de 10 ft/s (3 m/s), reactivando nuevamente la corrosión en la superficie desprotegida del metal. Para cuantificar el grado de severidad de la corrosión existente en las líneas debido a la presencia del dióxido de carbono se ha establecido la siguiente clasificación en función de las presiones parciales del CO2: Presión Parcial CO2 (psia) 30

Velocidad de Corrosión Moderada Severa

Tabla 4.5.4.6.1 – Clasificación para evaluar la severidad de corrosión existente

En nuestro caso, debemos verificar la probabilidad de existencia de agua en la tubería de GN. Según el Documento de Bases de Diseño (2794-R-ME-00002) del Proyecto Camisea, la concentración de agua en la corriente de gas es prácticamente despreciable. Esto se comprueba en la tabla 1 del Anexo I. Adicionalmente, si para el 19/10/2006 se toma como ejemplo el valor más alto del punto de rocío en agua a la presión de la línea en el Punto de Medición de PLUSPETROL (válvula VX-22002), el cual es - 35.9 °C, se deduce que la condensación del vapor de agua no procede internamente, a pesar de que las temperaturas internas en el ducto de GN varían ampliamente desde 29°C a 6°C, aproximadamente. En este caso la temperatura de operación no baja lo suficiente hasta la temperatura de rocío del vapor de agua para generar la condensación de la misma. Por lo tanto, si no hay agua condensada, no hay probabilidad de corrosión interna, ya que esta no formaría el electrolito requerido para crear la celda de corrosión. Esto se comprueba al seguir el modelo de predicción de corrosión interna por CO2/H2S de la Figura 72 del Anexo I, Fase 3. Pero, dado el caso de que por algún motivo la corriente de gas arrastre agua libre, la concentración del gas contaminante CO2 que se disuelve en ella pareciera no ser muy alta para generar corrosión interna por este compuesto. Esto se corrobora al calcular la presión parcial del CO2 en la corriente gaseosa y verificar su incidencia en la velocidad de corrosión, según se muestra en la tabla anterior de presiones parciales de CO2. La presión parcial del CO2 se calcula multiplicando la concentración molar del CO2 y la mayor presión del sistema. En nuestro caso, en la entrega de Las Malvinas, la mayor concentración de CO2 para los últimos 12 meses fue 0.2493 % molar y la presión fue 180 bars (Presión de diseño hidráulico). La presión parcial del CO2 en la corriente de gas es: PpCO2 = 6.55 psia. En conclusión, la PpCO2 en el ducto de GN resultó menor de 7 psia, por lo que la velocidad de corrosión por este compuesto resulta despreciable, según la tabla presentada anteriormente. Para el ducto de LGN igualmente el Documento de Bases de Diseño (2794-R-ME-00002) del Proyecto Camisea indica que la concentración de agua en su fase de vapor o libre en la tubería es despreciable. También la concentración de CO2 es cero. Esto se indica en la tabla 3 del Anexo I. Igualmente, si no hay agua condensada, no hay probabilidad de corrosión interna en el ducto de LGN. Vale destacar que recientemente se recibió de TGP un análisis de humedad de un Higrómetro portátil (No. 161106) instalado en la Malvinas el cual corroboró que aparentemente hay trazas de humedad en forma de vapor; pero su temperatura de rocío (-36.8 a -9.1 °C) es muy baja respecto a la temperatura de operación de la línea (28.4 a 38.3 °C), por lo que se descarta cualquiera condensación del vapor de agua. Por otra parte, no hay evidencias de análisis ni documentos recibidos de TGP referentes a la existencia de CO2 en la corriente de líquidos a través de toda la tubería. En conclusión, se descarta la probabilidad de corrosión interna por CO2 en el ducto de LGN. Mecanismo de Corrosión por H2S Otro de los componentes mencionados que se presenta con frecuencia, aunque en concentraciones menores en este medio, es el sulfuro de hidrógeno (H2S)

Germanischer Lloyd Industrial Services GmbH, Business Segment Oil and Gas

235 / 428

Reporte No.: GLP/GLM/MEMP/726-07 Rev. 0 Fecha: 2007-10-10

El gas H2S disuelto en agua, normalmente, en pequeñas cantidades, puede crear un ambiente sumamente corrosivo. Este tipo de ataque puede ser identificado dada la formación de una capa negra de sulfuro ferroso (FeS) sobre la superficie metálica, la cual es conocida como corrosión general por H2S que, al igual que el CO2, en medio acuoso se disocia y ataca el hierro de las aleaciones de acero para producir el sulfuro ferroso como producto de corrosión:

H 2 S ⎯⎯⎯ → 2H + + S = H 2O Fe( s ) ⎯⎯⎯⎯ → Fe ++ + 2e − disolución

S = + Fe++ → FeS El sulfuro ferroso, al igual que el carbonato ferroso, es un compuesto poroso y adherente, el cual puede ser arrastrado por la corriente del fluido y originar nuevamente el proceso de corrosión, con la consiguiente reducción de los espesores de las paredes metálicas de las tuberías generando un proceso de corrosión uniforme o en picaduras. Los productos de corrosión de FeS tienen dos distintos efectos en corrosión: El sulfuro ferroso inhibe el proceso de corrosión (proporcionalmente a la superficie cubierta) cuando es dominante a muy bajas concentraciones de H2S; pero también parece tener un efecto acelerador de la corrosión a altas concentraciones de H2S. Adicionalmente, el ambiente de H2S húmedo origina cuatro tipos de daños en el acero al carbono, relacionados con ampollamientos y agrietamientos, tal y como se describen en el recuadro en negritas de la Figura 85 del Anexo I. Por ser de nuestro interés sólo se hará referencia a dos tipos de daños: 1) Agrietamiento por corrosión bajo tensión por sulfuros (SSCC). 2) Agrietamiento por Hidrógeno Inducido (HIC). Este tipo de daños se discuten a continuación. 1) Agrietamiento por Corrosión bajo Tensión por Sulfuros (SSCC) Las fallas por agrietamiento de SSCC son el resultado de los efectos combinados de esfuerzos de tensión en el material y presencia de corrosión en medios acuosos con contenidos de sulfuro de hidrógeno (H2S). El SSCC es el resultado del proceso de permeabilidad del átomo de hidrógeno en el acero, producido por el proceso de corrosión por sulfuro en la superficie del metal. Vale destacar que este agrietamiento ocurre generalmente a temperaturas menores de 82º C en materiales de acero al carbono y aleaciones bajas de acero, y en su caso no se forman productos de corrosión, sino que ocurre un agrietamiento súbito, con una abertura central que puede ser transgranular y/o intragranular, ramificada a su vez con extremos agudos. El SSCC puede presentarse en cualquier área con durezas mayores de 22 RC en tuberías y equipos; además en soldaduras y zona afectada por el calor (HAZ). La norma NACE MR 0175 “Sulfide Stress Cracking Resistant Metallic Materials for Oilfield Equipment” rige las recomendaciones para la selección de materiales resistentes a los efectos del agrietamiento por esfuerzo en presencia de H2S.

Germanischer Lloyd Industrial Services GmbH, Business Segment Oil and Gas

236 / 428

Reporte No.: GLP/GLM/MEMP/726-07 Rev. 0 Fecha: 2007-10-10

La norma es aplicable para todo gas, condensado y crudo en presencia de agua, cuando la presión parcial del H2S (Pp H2S) en la fase de gas es igual o excede los 0.05 psia. Es decir, cuando la Pp H2S ≥ 0.05 psia hay susceptibilidad a agrietamiento por SSCC. 2) Agrietamiento por Hidrógeno Inducido (HIC)

La absorción de hidrógeno generado por la corrosión del acero en presencia de H2S húmedo tiene efectos que dependen de las propiedades del acero, especialmente por la presencia de inclusiones y/o laminaciones, las cuales promueven el sitio adecuado para la difusión y acumulación del átomo de hidrógeno. En ambientes ácidos de proceso, el hidrógeno es un producto secundario de la reacción de la corrosión. El hidrógeno generado en tal reacción puede ser absorbido por el acero especialmente cuándo existen trazas de H2S (> 50 p.p.m.w ) disuelto en una solución de fase acuosa libre que posee pH < 4 o hay presencia de sulfuro o cianuro (20 p.p.m.w de HCN) en el sistema y agua libre con pH > de 7.6 y especialmente cuando la presión parcial del H2S en la fase gaseosa es > 0.05 psia. Bajo estas condiciones, la presencia de H2S húmedo puede originar daño de agrietamiento por hidrógeno inducido (HIC) hacia la mitad de la lámina de acero o cercano a la mitad del espesor de pared y alrededor de las soldaduras. Esto es más susceptible en aceros al carbono y aleaciones bajas de acero. Ocurre preferiblemente entre la temperatura ambiental, según la zona, y mayores de150 ºC; además no tiene limitaciones con la dureza. Igualmente en este caso no se forman productos de corrosión, sino que ocurre un agrietamiento similar al SSCC pero en forma escalonada, sin ramificaciones o levemente ramificada. La grieta escalonada se forma generalmente entre dos ampollas existentes y es transgranular. El método de mitigación recomendado es una adecuada selección de la química del acero y del método de manufactura. Soldadura

Figura 4.5.4.6.2 – Agrietamiento típico escalonado por hidrógeno inducido (HIC)

El HIC generalmente se encuentra en las láminas de acero a diferentes profundidades; pero siempre en el metal base y/o cerca de la soldadura. Muy raramente ocurre en tuberías. Como se explicó anteriormente, si no hay agua condensada, no hay probabilidad de corrosión interna. Pero, dado el caso que por algún motivo la corriente de gas arrastre agua libre, se calcula la presión parcial del compuesto gaseoso H2S en la corriente de gas. En nuestro caso, en la entrega de Las Malvinas, las concentraciones de H2S suministradas por TGP para los dos últimos años están en 0.2 ppmv y la presión es de 217 bars (Presión de diseño hidráulico). Por lo tanto, la presión parcial del H2S en la corriente de gas es: Pp H2S = 0.00063 psia. En conclusión, la Pp H2S resultó menor de lo expresado por la norma NACE MR 0175 (≤ 0.05 psia), en tal sentido se descarta la posibilidad de corrosión y agrietamiento por hidrógeno en el ducto de gas. Por otra parte, no hay evidencias de análisis ni documentos recibidos de TGP referentes a la existencia de H2S en la corriente de líquidos a través de toda la tubería. En conclusión, se descarta también la probabilidad de corrosión interna por H2S en el ducto de LGN, en el caso que hubiese arrastre de agua libre. Germanischer Lloyd Industrial Services GmbH, Business Segment Oil and Gas

237 / 428

Reporte No.: GLP/GLM/MEMP/726-07 Rev. 0 Fecha: 2007-10-10

Mecanismo de Corrosión – Erosión La corrosión – erosión es un proceso corrosivo acelerado por la velocidad del fluido manejado y el arrastre de los sólidos presentes en el sistema. El fluido puede también transportar líquidos condensados que resultan erosivos en las partes bajas de las tuberías o donde existan pequeñas pendientes en la topografía del terreno. Tal y como lo indica el API RP 14E, es recomendable mantener la velocidad del fluido entre el rango de 3 m/seg (10 ft/seg) y la velocidad erosional calculada. De acuerdo a los análisis hidráulicos realizados a las líneas de GN y LGN se encuentra que las velocidades del fluido siempre son algo menor a 3 m/seg., por lo que en caso de transportarse agua libre y sólidos, estos se depositarán progresivamente en las partes bajas de las tuberías, entonces se recomienda aplicar y/o mantener programas de limpieza interna de las líneas. b) Corrosión Externa En tuberías enterradas se da el caso que la línea atraviesa por diferentes tipos de terrenos que poseen composiciones diferentes de suelos y agentes agresivos que atacan la superficie metálica de las tuberías. Por esta razón, las tuberías desde su diseño se prevé protegerlas con revestimientos de alta eficiencia (polietileno tricapa) y sistemas de protección catódica, a fin de completar su protección contra la corrosión externa. A pesar que se toman las medidas de control de corrosión externa necesarias, el revestimiento sufre daños debido al perfil de agresividad en el recorrido de las líneas, a los procesos de aplicación y tendido de la línea, y es aquí donde comienzan los procesos de corrosión (pin holes). Estos defectos son propiciados por la severidad corrosiva del terreno, por tal motivo siempre se requiere realizar los estudios de corrosividad del suelo mediante determinaciones de humedad (30% saturación), grado de aireación, pH (< 6), resistividad (< 5000 Ohm-cm), potencial redox, cloruros (> 100 ppm), sulfatos (> 200 ppm) y corrosión microbiológica, a fin de ubicar las áreas que se encuentran en esos valores y por lo tanto resultan las de mayor atención. A continuación se muestran los 7 sitios de mayor corrosividad resultantes a través de los 40 puntos donde se monitorearon los ductos de GN y LGN: Progresivas (PK´s) Clasificación 196+000 Muy corrosivo 344+000 Muy corrosivo 380+000 Muy corrosivo 398+000 Muy corrosivo 610+000 Muy corrosivo 658+000 Muy corrosivo 694+000 Muy corrosivo 712+000 Muy corrosivo Fuente: Documento CP-DOC-024 “Soil Classification by Corrosion Severity” Tabla 4.5.4.6.3 – Sitios de mayor corrosividad

Vale destacar que todos los 40 puntos de muestreo de suelos resultaron de clasificación corrosiva y los mostrados en la tabla anterior son los de mayor corrosividad. Aquí se observa que las progresivas donde ocurrieron las fallas en el ducto de LGN están fuera de la tabla; pero igualmente están en las de clasificación corrosiva según el documento antes indicado.

Germanischer Lloyd Industrial Services GmbH, Business Segment Oil and Gas

238 / 428

Reporte No.: GLP/GLM/MEMP/726-07 Rev. 0 Fecha: 2007-10-10

Finalmente, con estos resultados de corrosividad se indica nuevamente la necesidad de proceder con las reparaciones del revestimiento en los puntos de la Tabla 73 y 74 del Anexo I (Resultados del DCVG), especialmente, en la progresiva 196 + 000.

4.5.5.7.- Conclusiones Tomando en consideración lo descrito en puntos anteriores, se tienen las siguientes conclusiones: •

•

• •

El sistema de revestimiento tricapa de polietileno para las tuberías y de mangas para las juntas, es el adecuado para servicio en el ambiente agresivo de las áreas de selva, sierra y costa donde fueron tendidos los ducto de GN y LGN. No se encontraron constancias de las acciones de reparación del revestimiento y mangas en el proceso del bajado de las tuberías de los ductos de GN y LGN. Tampoco hay evidencias de las inspecciones dieléctricas a las tuberías revestidas durantes las reperaciones realizadas en el sitio. Se desconoce el estado del revestimiento en los primeros 12 Km de cada ducto, ya que no existen reportes de inspección en esos tramos. Igualmente se desconoce el estado del revestimiento en los tramos finales de cada ducto; es decir, no se tienen los resultados de las inspecciones DCVG en los últimos 210 km del tramo de 18” del GN; como tampoco en los últimos 105 km del tramo de 10” del LGN, realizados en Enero 2007.

•

En el gasoducto de GN se detectaron 459 defectos con 23 indicaciones de reparación, distribuidos en 196 defectos con 13 indicaciones de reparación en el tramo de 32” y 263 defectos con 10 indicaciones de reparación en el tramo de 24”.

•

En el poliducto de LGN se detectaron 372 defectos con 44 indicaciones de reparación en su tramo de 14”.

•

La presencia de 831 defectos detectados en el revestimiento en la inspección con DCVG en ambos ductos indican que el bajado y tendido de las tuberías no fueron controladas eficientemente incluyendo las inspecciones con Holiday Detector; o que las tuberías fueron tendidas en zanjas con poca preparación y compactación. Adicionalmente, si los defectos presentan proceso de corrosión, entonces, los SPC tampoco han sido eficientes en las áreas de los defectos.

•

De acuerdo con el procedimiento de fabricación de curvas y las conformadas en sitio, éstas fueron realizadas sin el recubrimiento externo de protección mecánica, posteriormente fueron aplicados los sistemas de protección, el grupo auditor no contó con los registros o reportes de la inspección de dicho recubrimiento.

•

De acuerdo a los resultados del DCVG se deduce que en los sitios donde ocurrieron las fallas en el poliducto de LGN no se ubicaron defectos coincidentes con las mismas, por lo que se presume que en dichos sitios no existían defectos en el revestimiento que propiciaran la corrosión externa.

•

Según el Documento de Bases de Diseño (2794-R-ME-00002) del Proyecto Camisea, la concentración de agua en la corriente de gas es prácticamente despreciable. Adicionalmente, en el Punto de Medición de PLUSPETROL (válvula VX-22002), la temperatura de rocío del gas es 35.9 °C, y como las temperaturas internas en el ducto de GN varían ampliamente desde 29°C a 6°C, se concluye que la condensación del vapor de agua no procede internamente.

Germanischer Lloyd Industrial Services GmbH, Business Segment Oil and Gas

239 / 428

Reporte No.: GLP/GLM/MEMP/726-07 Rev. 0 Fecha: 2007-10-10

•

Dado el caso que por algún motivo la corriente de gas arrastre agua libre, la PpCO2 en el ducto de GN resultó menor de 7 psia, por lo que la velocidad de corrosión por este compuesto resulta despreciable.

•

Para el ducto de LGN tampoco existe posibilidad de condensación del vapor de agua hacia la fase líquida y no hay evidencias de concentraciones críticas de CO2 en la corriente de líquidos, por lo que se descarta la ocurrencia de corrosión interna por este compuesto.

•

El cálculo de la Pp H2S en el ducto de GN resultó menor de lo expresado por la norma NACE MR 0175 (≤ 0.05 psia), en tal sentido se descarta la posibilidad de corrosión y agrietamiento por hidrógeno en el ducto de gas.

•

No hay evidencias de análisis ni documentos recibidos de TGP referentes a la existencia de H2S en la corriente de líquidos a través de toda la tubería. Por lo que descarta también la probabilidad de corrosión interna por H2S en el ducto de LGN, en el caso que hubiese arrastre de agua libre.

4.5.5.8.- Recomendaciones Por lo anteriormente descrito, se tienen las siguientes recomendaciones: •

Implantar a la brevedad posible las acciones de rehabilitación de revestimientos detectados por las inspecciones DCVG para los ductos de GN y LGN del Proyecto Camisea, las cuales se indican en la Tabla 73 y 74 del Anexo I.

•

Establecer las inspecciones de DCVG en los programas de mantenimiento rutinario de las líneas en consideración, a objeto de garantizar su mejor desempeño en el futuro.

•

En caso de reparaciones del revestimiento, proceder estrictamente con las recomendaciones indicadas por el fabricante y utilizando el personal calificado y los equipos calibrados para esas acciones, dejando constancias de las reparaciones.

•

Se recomienda que en los registros de calificación de personal, se indique en base a que procedimiento se realiza la capacitación o entrenamiento realizado.

•

Se recomienda la instalación de un Cromatógrafo para la medición de los compuestos inorgánicos CO2 y H2S y compuestos azufrados (Mercaptanos) en las corrientes de entrada de gas y líquidos en el punto de entrega de las Malvinas hacia la PS1. Igualmente se necesita obtener el contenido de agua y punto de rocío en las corrientes de entrada de gas y líquidos en PS1. Los valores detectados deberán ser transmitido al sistema SCADA, debido a la condición de no contar con estos equipos se tiene el Hallazgo No. CAM/COAT/POR/1/02, ver Anexo III. Nota: Según información entregada, después del 20 de Junio del 2007, se tiene trabajando un cromatógrafo desde Enero del 2007 y además está instalándose un higrómetro, una vez que estos equipos estén funcionando correctamente el hallazgo será cerrado.

4.5.6.- Cruces de Carreteras y Vías de Ferrocarril En los Términos de Referencia, para este concepto, se establece lo siguiente: Serán auditados los procedimientos aprobados y registros de campo, para asegurarse del cumplimiento de las normas API 1102, ANSI/ASME B31.4 y ANSI/ASME B31.8. Se verificará: •

Detalles de diseño y construcción de cada cruce.

Germanischer Lloyd Industrial Services GmbH, Business Segment Oil and Gas

240 / 428

Reporte No.: GLP/GLM/MEMP/726-07 Rev. 0 Fecha: 2007-10-10

• •

Planos tal como se construyó (“as-built”) de cada cruce. Procedimientos de relleno y compactación de cada cruce.

Por lo que, a continuación se describe lo realizado por el personal de GL, durante la Auditoria Integral, y de acuerdo con la información proporcionada por TGP.

4.5.6.1.- Alcance del Trabajo El propósito de la revisión de los planos en su revisión “As-Built” (“Como Construido”) y de las Memorias de Cálculo de los cruzamientos con caminos pavimentados y caminos no pavimentados; así como con vías de ferrocarril y los procedimientos aplicables para efecto de llevar las actividades de excavación, manejo y alineado de tubería y bajado y relleno; es corroborar que estos cruzamientos no representan un riesgo para la seguridad pública de las personas que circulan en dichas vías, para el medio ambiente, ni para los propios ductos de Gas Natural y Líquidos del Gas Natural del Sistema de Transporte del Proyecto Camisea. Esta revisión consistió en verificar que los arreglos realizados en los cruzamientos cumplen con lo establecido en el código ASME B31.4, B31.8 y con la práctica recomendada API RP 1102 “Steel Pipelines Crossing Railroads and Highway”

4.5.6.2.- Objetivos Realizar la revisión de la documentación correspondiente, realizar unos cálculos de manera independiente, con el objeto de corroborar las condiciones de diseño, y verificar en sitio la condición física de los cruces principales, los cuales se encuentran ubicados sobre el recorrido de la carretera “Vía Libertadores”.

4.5.6.3.- Referencias En la tabla 75 del Anexo I se enlistan aquellos documentos revisados en esta auditoria para la revisión del término de referencia perteneciente al cruzamiento con carreteras y vías de ferrocarril.

4.5.6.4.- Secuencia Realizar la recopilación de los documentos aplicables, proceder a su evaluación documental, verificar las memorias de cálculo correspondientes y realizar visitas a sitio, para, en la medida de lo posible, verificar la condición física con lo indicado en los planos “as-built”.

4.5.6.5.- Resultados La revisión de estos cruzamientos consistió, para GL, en revisar los planos en su revisión “Como Construido”, los Planos de Diseño de la Ingeniería y verificar las memorias de cálculo que respalden el diseño de los mismos, por medio de algunos cálculos realizados, tomado como base el esquema de cálculo de API RP 1102. Es muy importante mencionar que debido al carácter de esta auditoria técnica estas memorias no se revisaron cada una al 100%, sino que en su lugar se realizarán algunos cálculos de manera aleatoria para

Germanischer Lloyd Industrial Services GmbH, Business Segment Oil and Gas

241 / 428

Reporte No.: GLP/GLM/MEMP/726-07 Rev. 0 Fecha: 2007-10-10

corroborar aquellos cruzamientos que involucren las condiciones más críticas y que son mas representativos de la ingeniería realizada. Las consideraciones asumidas para esta revisión tienen la finalidad de verificar la seguridad bajo condiciones normalmente encontradas en la industria del gas y petróleo para este tipo de instalaciones, por lo que condiciones anormales o inusuales fuera del esquema de diseño contemplado por API RP 1102, no fueron consideradas en esta revisión. Es importante aclarar que para este tipo de obras especiales se deben tomar en cuenta los requerimientos específicos de las Regulaciones Nacionales Aplicables en caso de haberlas. En el caso del Perú la regulación establece que los cruzamientos de los ductos con caminos deberán cumplir con el ASME B31.4 y ASME B31.8, las cuales a su vez hacen referencia a la práctica recomendad del API RP 1102, motivo por el cual se consideró como mandatario dicho documento. * Los aspectos técnicos que se han revisado para los planos son los siguientes: a) Ubicación y alineamiento • • •

El ángulo de intersección entre el eje del ducto y el eje del camino a cruzar, deberá ser lo mas perpendicular posible (cercano a 900) y no menor a 300. Los cruzamientos en terreno húmedo y rocoso, que requieran de excavaciones profundas se deben evitar en lo posible. Las distancias libres tanto verticales y horizontales entre la tubería y caminos deberán ser suficientes para permitir el mantenimiento del camino o tubería.

b) Cubierta •

La tubería del cruzamiento sin encamisado que cruce una carretera, deberá cumplir con la mínima cubierta (tapado) indicada en la tabla siguiente. Ubicación Debajo de la superficie de la Carretera Debajo de todas las otras superficies dentro del derecho de vía Para tuberías que transportan líquidos altamente vaporizables.

Cubierta Mínima 4 ft. (1.2 m). 3 ft. (0.9 m). 4 ft. (1.2 m).

Tabla 4.5.6.5.1 – Cubierta Mínima en Cruzamientos

Carretera

Profundidad Mínima debajo de la Zanja

Zanja de Drenaje

Ducto sin Encamisado

Profundidad Mínima debajo de la superficie o pavimento

Figura 4.5.6.5.2 – Cruzamiento con carretera. Ejemplo de un cruzamiento sin encamisado

Germanischer Lloyd Industrial Services GmbH, Business Segment Oil and Gas

242 / 428

Reporte No.: GLP/GLM/MEMP/726-07 Rev. 0 Fecha: 2007-10-10

c) Esfuerzos Una vez que el arreglo del cruzamiento ha sido revisado en base a los puntos anteriores, es necesario, para asegurar una operación segura, que los esfuerzos que afectan a la tubería sin encamisado instalada en un cruzamiento sean cuantificados, por lo que se deben incluir tanto los esfuerzos longitudinales como circunferenciales. El esquema de cálculo indicado por el API RP 1102, consiste en los siguientes pasos: •

Determinación de los datos relevantes del cruzamiento, es decir considerar datos del diseño mecánico de la tubería, datos del suelo, tipo de construcción para la realización del cruzamiento, así como las características operacionales del camino o carretera a cruzar.

•

Utilizar la fórmula de Barlow para calcular el esfuerzo circunferencial debido a la presión interna (SHi) y verificar dicho valor de esfuerzo con respecto al máximo valor de esfuerzo permisible, el cual dependerá de código, ya sea ASME B31.4 o B 31.8, según aplique.

•

Calcular el esfuerzo circunferencia debido al peso de la tierra o material de tapado (SHe).

•

Calcular la carga viva externa (w) debida a los vehículos que transiten por el camino o carretera a cruzar y determinar el factor de impacto correspondiente (Fi).

•

Calcular el esfuerzo cíclico circunferencial ΔSH y el esfuerzo cíclico longitudinal ΔSH, debidos a la carga viva.

•

Verificar el valor del esfuerzo efectivo de la siguiente manera:

•

o

Calcular el esfuerzo principal S1 en la dirección circunferencial, S2 en la dirección longitudinal y S3 en la dirección radial.

o

Calcular el esfuerzo efectivo Seff.

o

Comparar el esfuerzo efectivo Seff contra el esfuerzo permisible SMYS x F.

Verificación de las soldaduras a la fatiga de la manera siguiente: o

Comparar la resistencia a la fatiga de la costura de la tubería a los esfuerzos longitudinales y circunferenciales.

Como parte de las actividades de la Auditoria Integral, llevada a cabo por GL, se realizaron algunos cálculos independientes con el fin de verificar que los cruzamientos con caminos y carreteras cumplen, analíticamente hablando, con los requerimientos del API 1102. Estos cálculos no se realizaron para el 100% de los cruzamientos, ya que el propósito de esta metodología es verificar de manera aleatoria que el cálculo que sustenta este tipo de cruzamientos cumple con la práctica API 1102. Como un ejemplo a lo anterior, anexamos el cálculo detallado realizado para el cruzamiento con la “Vía Libertadores” ubicada en el km. 375 + 166.78 (ver Anexo VII). Debido a que el diseño del cruzamiento con la “Vía Libertadores” ubicada en el km. 375 + 166.78 cumple con el diseño tanto por Resistencia como por Fatiga, se deduce que este diseño cumple con la práctica del API 1102. Continuando con las actividades requeridas para esta partida, se realizó la revisión de los planos correspondientes, con los siguientes resultados: No. de Documento 2794-L-RC-00-026

Título Libertadores Road Crossings Kp. Real Km. NG 520+143 Vía Libertadores Km. 29 + 700

Revisión 1

Observaciones En este plano se indica la instalación de una camisa de 48” de diámetro, sin embargo no se especifica el material de la misma. En caso de que el material de la camisa sea acero, el cruzamiento deberá cumplir con el arreglo indicado en la Germanischer Lloyd Industrial Services GmbH, Business Segment Oil and Gas

243 / 428

Reporte No.: GLP/GLM/MEMP/726-07 Rev. 0 Fecha: 2007-10-10 figura 19 del API 1102, en donde requiere de la instalación de centradores de material dieléctrico entre la tubería y la camisa, sellos en los extremos de la camisa y la instalación de venteos que conecten el interior de la camisa con el exterior. No. de Documento Título Revisión 2794-L-RC-00-049 San Antonio Road Crossing No. 14 Real Pk. NG 216 + 866 1 Observaciones Para el ducto de Gas Natural de 24” el cambio de espesor de la tubería en el cruzamiento con el Camino San Antonio solo se realizó para un carrete (niple) de 1.65 m de longitud, no se aplicó el cambio de espesor a todo el ancho requerido del camino. Esto es mandatario para el gasoducto de 24” únicamente, en base a la tabla 841.114B del ASME B 31.8 No. de Documento Título Revisión 2794-L-RC-00-050 San Antonio Road Crossings No. 22 and 23 Real Pk. NG 210 + 321 1 210 + 346 Observaciones Según lo indicado en este plano se han instalado taludes de contención formados por gaviones, los cuales se aprecian se encuentran en contacto con las tuberías de 14” de LGN y de 24” de GN, en base a al ASME B31.4 párrafo 434.6 inciso (c) debe haber una distancia mínima de 12 in (0.3 m) entre la parte exterior de la tubería y cualquier otra estructura enterrada, esto para la tubería de 14” de LGN. Para el caso de la tubería de 24” GN, el ASME B31.8 en su párrafo 841.143 inciso (a) indica que dicha distancia debe ser al menos de 6 in (0.15m) No. de Documento Título Revisión 2794-L-RC-00-061 San Antonio Road Crossing No. 45 Real Pk. NG 184 + 161 1 2794-L-RC-00-063 San Antonio Road Crossing No. 44 Real Pk. NG 184 + 919 1 2794-L-RC-00-064 San Antonio Road Crossing No. 34 Real Pk. NG 206 + 616 1 Observaciones Verificar el ángulo de intersección entre el eje del camino/carretera y el eje de los ductos, ya que el API 1102 en su párrafo 4.3.1 establece que este ángulo no deberá ser menor a 30 grados y en los planos arriba referenciados se aprecia un ángulo menor a dicho valor debido a que el acotamiento del camino/carretera así como su respectiva línea de eje no están indicados y pareciera que los ductos están instalados justo debajo de la superficie de rodadura del camino. Lo anterior deberá verificarse y para diseños futuros de este tipo de cruzamientos se deberá tomar en cuenta este requerimiento. Tabla 4.5.6.5.3 – Resultados de la Revisión de Cruzamientos con carretera

Con relación a los procedimientos, estos cumplen con la descripción de las actividades a realizar y sus requerimientos de las especificaciones de construcción aplicables, con la observación de que los formatos de control o registro no estaban integrados, por lo que no se pudo corroborar su uso o aplicación, ya que no fueron proporcionados los reportes correspondientes. Por lo anterior, GL, sólo realizó la verificación de las actividades relativas con lo documentado y asentado en los planos de cómo quedó construido cada uno de estos cruces. En las visitas a sitio, en los cruces correspondientes, sólo se pudo apreciar la condición del DDV y sus señalamientos, los cuales se apreciaron acordes a lo requerido.

4.5.6.6.- Conclusiones Como se pudo ver en el total desarrollo de la verificación de la memoria de cálculo, se concluye que los ductos, tomando en cuenta las consideraciones anteriores, deben estar diseñados bajo este mismo esquema y, por lo tanto, éste cumple de acuerdo con la revisión realizada.

Germanischer Lloyd Industrial Services GmbH, Business Segment Oil and Gas

244 / 428

Reporte No.: GLP/GLM/MEMP/726-07 Rev. 0 Fecha: 2007-10-10

Una vez revisados los planos en su revisión “Como Construido”, Planos de Diseño de la Ingeniería y las memorias de cálculo, se concluye que los arreglos construidos para los cruzamientos y carreteras CUMPLEN con los requerimientos del API 1102, ASME B31.4 y ASME B31.8.

4.5.6.7.- Recomendaciones Se recomienda que las observaciones relativas a los cruzamientos de los planos 2794-L-RC-00-026 Rev 1; 2794-L-RC-00-049 Rev. 1; 2794-L-RC-00-050 Rev. 1; 2794-L-RC-00-061 Rev. 1; 2794-L-RC-00-063 Rev. 1 y 2794-L-RC-00-064 Rev. 1, sean, en los casos en donde sea práctico, remediadas y en otros casos tomadas en cuenta para futuros diseños de este tipo de instalaciones. Así mismo, es recomendable que los procedimientos tengan integrados sus formatos de control y registro, con el objeto de que todas las partes involucradas puedan visualizar los datos y referencias que se van a incluir en el mismo y que al momento de estar realizando los trabajos, se apliquen los mismos para efecto de evidenciar los trabajos realizados, así mismo, se recomienda dejar definido por cuanto tiempo se deben mantener esos documentos y la forma en que deben ser manejados y almacenados. Tomando en consideración que no todos los documentos se deben mantener durante toda la vida útil de un sistema de transporte.

4.5.7.- Cruces de Ríos y Bofedales En los Términos de Referencia, para este concepto, se establece lo siguiente: Se revisarán los procedimientos de construcción y la documentación de campo, para asegurar el cumplimiento de las normas ANSI/ASME B31.4 y ANSI/ASME B31.8. Se verificará: •

•

• • •

Documentos donde se establezcan los criterios de selección de cada cruce y detalles de diseño y especificaciones que fueron aplicados en cada cruce. Debiendo incidirse en los esfuerzos a los que están sometidos los ductos. Estudio batimétrico y registros de comportamiento de cada corriente de agua, así como las condiciones naturales y factores que afecten la estabilidad a largo plazo, tales como cambios posibles en el curso del río y bofedales, inundaciones mayores y detalles inherentes a cada cruce de río y bofedales. Procedimientos de construcción utilizados en cada cruce, destacando aquéllos que se refieren a minimizar las posibles alteraciones del curso de agua y la erosión. Planos tal como se construyó (“as-built”) de cada cruce, previo al rellenado. Procedimiento de relleno (cuando sea aplicable) para proteger el lecho del río.

Por lo que, a continuación se describe lo realizado por el personal de GL, durante la Auditoria Integral, y de acuerdo con la información proporcionada por TGP.

4.5.7.1.- Alcance del Trabajo El alcance de esta evaluación fue revisar el arreglo realizado en los cruzamientos con cuerpos de agua (Ríos y Bofedales), con el fin de verificar que los factores que pueden afectar la estabilidad del cruzamiento a largo plazo, tales como cambios posible en el cauce del río, inundaciones mayores, erosión causada por el curso del los ríos, así como la flotabilidad de las tuberías, se encuentran Germanischer Lloyd Industrial Services GmbH, Business Segment Oil and Gas

245 / 428

Reporte No.: GLP/GLM/MEMP/726-07 Rev. 0 Fecha: 2007-10-10

debidamente cuantificados y considerados, así como la evaluación de los procedimientos de construcción aplicables, de modo tal que se confirme la seguridad a la personas, medio ambiente y la integridad mecánica de los propios ductos que forman parte del Sistema de Transporte del Proyecto Camisea de GN y LGN.

4.5.7.2.- Objetivos Realizar la revisión de la documentación correspondiente, realizar unos cálculos de manera independiente, con el objeto de corroborar las condiciones de diseño, y verificar en sitio la condición física de los cruces principales, así como el cumplimiento de los requisitos de especificaciones de construcción en este tipo de cruces.

4.5.7.3.- Referencias Los planos de los cruzamientos con ríos y bofedales, los cuales han sido revisados, son los mostrados en la tabla 76 del Anexo I.

4.5.7.4.- Secuencia Realizar la recopilación de los documentos aplicables, proceder a su evaluación documental, verificar las memorias de cálculo correspondientes y realizar visitas a sitio, para, en la medida de lo posible, verificar la condición física con lo indicado en los planos “as-built”.

4.5.7.5.- Resultados En esta sección se va realizar la evaluación de los cruzamientos con ríos y bofedales en cuanto al concepto del diseño, de acuerdo con lo siguiente. Los cruces de río han sido diseñados según la profundidad de erosión determinada a partir de un modelo hidráulico, más un factor adicional de seguridad. Según los comentarios hechos durante el seminario taller técnico, se determinó que la mínima profundidad de cobertura fuese de 1 metro en roca, y de 2 metros en sedimentos. Si se calculaba que la profundidad de erosión era mayor de 2 metros, se diseñaba el cruce para la máxima profundidad de cobertura, más un factor de seguridad. Adicionalmente al criterio arriba mencionado, en los cruzamientos se aseguró la no flotabilidad del ducto, por medio de la colocación de lastre de hormigón, con el fin de asegurar que el peso de la tubería sea al menos 10% mayor a las fuerzas de flotación. En base a la especificación de construcción número 2794-L-SP-00043 Rev. 2 “Concrete Casing of Pipes” que incluye en su apartado 12, los espesores de lastre de hormigón para los diferentes diámetros y espesores de tubería, se procedió verificar el espesor de lastre propuesto para el caso más desfavorable, que es el diámetro de línea mayor, que es de 32”, con el espesor de pared de tubo mas delgado 0.625”, en condiciones de tubería vacía. El Anexo VII muestra un cálculo independiente para verificar la cantidad de lastre propuesto para los diferentes diámetros y espesores de tubería del proyecto, siendo el resultado satisfactorio.

Germanischer Lloyd Industrial Services GmbH, Business Segment Oil and Gas

246 / 428

Reporte No.: GLP/GLM/MEMP/726-07 Rev. 0 Fecha: 2007-10-10

Si los depósitos compresibles del bofedal tenían menos de 3 metros de profundidad, se excavaba y se sacaba el material para colocar el ducto, y la zanja para el ducto se excavaba a través del bofedal. Luego se instalaba el drenaje para controlar la erosión y el agua del subsuelo. Si los depósitos compresibles del bofedal tenían un espesor mayor de 3 metros, MR & Associates recomendaba que se trace la ruta alrededor de estos depósitos y que el ducto fuera colocado sobre material más sólido. Adicionalmente al criterio arriba mencionado, en los bofedales se aseguró la no flotabilidad del ducto, por medio de la colocación de lastre de hormigón, con el fin de asegurar que el peso de la tubería sea al menos 10% mayor a las fuerzas de flotación. Por lo que GL consideró y realizó los mismos cálculos independientes para validar la cantidad de lastre propuesto para los diferentes diámetros y espesores de tubería del proyecto. La identificación, calificación y diseño de medidas de atenuación para cruces de bofedal son consistentes con la práctica estándar para este tipo de zonas problemáticas desde el punto de vista geotécnico. Sólo fue proporcionado un procedimiento específico para el tema de construcción de cruces de aguas, el cual corresponde la documento 2794-L-SP-00069 en su Rev. 1, el mismo sólo describe la forma de trabajar en el área de selva y es sencillo en su elaboración, de igual manera le falta el formato de control y/o registro de actividades, por lo que no se pudo verificar la evidencia de su aplicación.

4.5.7.6.- Conclusiones Como se pudo ver en el total desarrollo de la verificación de la memoria de cálculo de flotación, se concluye que los ductos, tomando en cuenta las consideraciones anteriores, deben estar diseñados bajo este mismo esquema y, por lo tanto, éste cumple de acuerdo con la revisión realizada. Por otra parte, las consideraciones de construcción y excavación sobre la zona de los bofedales han sido establecidas por MR & Associates, por lo que si estas consideraciones fueron totalmente aplicadas se está cumpliendo con los conceptos de las Mejores Prácticas de Ingeniería Recomendadas, por lo que el ducto debe cumplir su condición operativa confiable desde este punto de vista. Una vez revisados los planos en su revisión “Como Construido”, Planos de Diseño de la Ingeniería y las memorias de cálculo, se concluye que los arreglos construidos para los ríos y bofedales CUMPLEN con los requerimientos de ASME B31.4 y ASME B31.8.

4.5.7.7.- Recomendaciones Se recomienda que se lleve a cabo una evaluación geomorfológica de los cruces de rio para comparar los valores históricos de inundación calculados, con las observaciones de campo de niveles de paleo– inundaciones, y que la profundidad de erosión y los valores de diseño sean evaluados nuevamente para determinar si hay cruces que se encuentran potencialmente en riesgo. También se recomienda que se realicen una geomorfología fluvial aguas arriba y aguas abajo de cruces específicos para comparar la erosión lateral del cauce prevista con la migración lateral potencial del cauce a partir de evidencia geomorfológica. Se debería continuar recolectando información acerca de las precipitaciones pluviales y los flujos de las corrientes de agua, y reevaluar periódicamente los cruces utilizando nueva información. El equipo del proyecto está preocupado por dos áreas especialmente: 1) Erosión lateral de la ribera de partes desprotegidas del ducto a lo largo del Río Pisco. 2) Secciones del ducto que se extienden aguas abajo dentro del cauce activo del Río Pisco.

Germanischer Lloyd Industrial Services GmbH, Business Segment Oil and Gas

247 / 428

Reporte No.: GLP/GLM/MEMP/726-07 Rev. 0 Fecha: 2007-10-10

Así mismo, es recomendable que los procedimientos tengan integrados sus formatos de control y registro, con el objeto de que todas las partes involucradas puedan visualizar los datos y referencias que se van a incluir en el mismo y que al momento de estar realizando los trabajos, se apliquen los mismos para efecto de evidenciar los trabajos realizados, así mismo, se recomienda dejar definido por cuanto tiempo se deben mantener esos documentos y la forma en que deben ser manejados y almacenados. Tomando en consideración de que no todos los documentos se deben mantener durante toda la vida útil de un sistema de transporte. Elaborar los procedimientos necesarios para cada fase, TGP no proporcionó el listado general de documentos elaborados, por lo que GL no está seguro si sólo aplicó este procedimiento en la construcción de estos cruces o hubo otros relacionados y aplicables en estas actividades.

4.5.8.- Cruces a Través de Túneles En los Términos de Referencia, para este concepto, se establece lo siguiente: Serán auditados los procedimientos aprobados y registros de campo, verificando: • • • •

Detalles de diseño y especificaciones de cada cruce y su cumplimiento en la construcción. Procedimientos de construcción utilizados en cada túnel, incluyendo aquellos de protección y seguridad. Planos definitivos, tal como se construyó cada túnel (“as-built”) Estudio geotécnico de cada área.

Por lo que, a continuación se describe lo realizado por el personal de GL, durante la Auditoria Integral, y de acuerdo con la información proporcionada por TGP.

4.5.8.1.- Alcance del Trabajo El alcance de este aspecto de la auditoría es verificar que los Túneles Pacobamba 1 y 2, para el paso de los ductos de GN 32” y de LGN de 14”, son estructuralmente consistentes y que la flexibilidad de las líneas que atraviesan por ellos es adecuada y por lo tanto no existen situaciones potenciales de riesgo.

4.5.8.2.- Objetivos Realizar la revisión de la documentación correspondiente, realizar unos cálculos de manera independiente, con el objeto de corroborar las condiciones de diseño, y verificar en sitio la condición física de los cruces mediante túneles, así como el cumplimiento de los requisitos de especificaciones de construcción en este tipo de cruces.

4.5.8.3.- Referencias En la tabla 77 del Anexo I se enlistan aquellos documentos, proporcionados en la etapa de realización de esta auditoría, para la revisión del Término de Referencia perteneciente al cruzamiento con túneles.

4.5.8.4.- Secuencia Germanischer Lloyd Industrial Services GmbH, Business Segment Oil and Gas

248 / 428

Reporte No.: GLP/GLM/MEMP/726-07 Rev. 0 Fecha: 2007-10-10

Realizar la recopilación de los documentos aplicables, proceder a su evaluación documental, verificar las memorias de cálculo correspondientes y realizar visitas a sitio, para, en la medida de lo posible, verificar la condición física con lo indicado en los planos “as-built”.

4.5.8.5.- Resultados La metodología llevada a cabo por GL para la revisión de este apartado de la auditoria, fue en primera parte, revisar la propuesta de estabilizado para los túneles y en segunda revisar el análisis de flexibilidad para las líneas de GN 32” y LGN 14”, el cual fue evaluado en el capítulo de “Análisis de Esfuerzos” de este reporte. a) Estabilización por formación de Bloques Preesforzados. Si consideramos que la roca a cierta profundidad se encuentra sometida a esfuerzos y que, al ejecutarse una excavación, la roca circundante a ésta tiende a dilatarse por liberación de carga, se producen ligeros movimientos induciendo a crear un campo de tensiones diferenciales, resultando como consecuencia cizallamientos diferenciales en la masa rocosa. La instalación y tensionamiento de los pernos inducen a generar esfuerzos de compresión entre los bloques manteniendo la roca muy cercana a su estado original de esfuerzos. Dependiendo de la distancia (d) entre pernos se forman casquetes parabólicos con altura (d/2), la roca circunscrita entre estos límites queda libre de la “acción de grampa” que ejercen los pernos tensionados y requiere de un soporte adicional que ejerza la interacción entre pernos. Este soporte adicional viene a ser una capa de concreto lanzado. b) Diseño de los Pernos de Anclaje El método principal para el estabilizado del arco bóveda de los túneles fue el empernado, el cual es un procedimiento constructivo que impide, atenúa o neutraliza el fenómeno de descompresión de la roca en torno al túnel, evitando de este modo el colapso de los túneles. La acción de los pernos convenientemente ubicados en la periferia de la excavación, normalmente se usa para consolidar los techos o bóvedas, aprovechando la resistencia natural que ofrece el arco por su propia geometría. La fuerza con la que se tensiona la barra del perno sujeta la capa de rocas formando un bloque, también los estratos de roca débil pueden suspenderse por medio de pernos en materiales más resistentes, o varios planos estratificados empernarse formando una especie de grampa. GL realizó un cálculo independiente para verificar la tensión en los pernos (ver Anexo VII). El resultado es satisfactorio. c) Capa de Hormigón lanzado empleado para la estabilización del Arco-Bóveda. Requerimientos del hormigón. 1) Mecánicos • •

Tener una resistencia a temprana edad, suficiente para contrarrestar las tensiones, particularmente en el último tramo excavado (longitud libre inmediata, después de la voladura). Alcanzar resistencias suficientes para equilibrar los esfuerzos cortantes y de flexo-tracción, para así soportar el empuje de roca.

2) Físicos

Germanischer Lloyd Industrial Services GmbH, Business Segment Oil and Gas

249 / 428

Reporte No.: GLP/GLM/MEMP/726-07 Rev. 0 Fecha: 2007-10-10

• • •

Proteger contra la erosión o deterioro de la superficie rocosa del macizo atravesado. Impedir el ingreso del aire en las costuras abiertas de la roca. Evitar que la variación de la temperatura en la roca circundante a la excavación adquiera un alto rango.

3) Químicos • •

Proteger a la roca a la acción de aguas agresivas, humos, y/o gases. Impedir que la roca circundante a la excavación sufra desestabilización por efectos de la humedad.

Determinación del Espesor del Hormigón. Como se indicó anteriormente, para contrarrestar las tensiones, particularmente en el último tramo excavado se necesita la capa de hormigón, por lo que se manifiesta en los documentos de diseño que para el sostenimiento del túnel se usaron cimbras metálicas tipo “H” espaciadas a una distancia L = 1.20 m, así que para determinar el espesor mínimo requerido (d) y su capacidad de carga. GL llevó a cabo un cálculo independiente para verificar el espesor de hormigón propuesto (Anexo VII).

4.5.8.6.- Conclusiones Al finalizar la revisión de la información correspondiente a la construcción y diseño de los túneles, GL hace la observación que los planos constructivos del túnel recibidos no muestran los detalles requeridos en el diseño del mismo ya que en su mayoría son únicamente arreglos preliminares. Finalmente, se concluye que el diseño y construcción de los túneles es satisfactoria.

4.5.8.7.- Recomendaciones Se recomienda que para futuras obras especiales similares de ductos que conduzcan Gas Natural, se generen todos los planos de detalles, con el objeto de faclitar su comprensión y construcción.

4.5.9.- Cruces Aéreos En los Términos de Referencia, para este concepto, se establece lo siguiente: Se revisarán los procedimientos de construcción y la documentación de campo, para asegurar el cumplimiento de la norma ANSI/ASME B31.4 y ANSI/ASM B31.8. Se verificará: • • •

Documentos donde se establezcan los criterios de selección de cada cruce y detalles de diseño y especificaciones que sean aplicables a cada cruce. Documentos de cálculo, diseño y planos de construcción de los cimientos anclajes y soportes. En el caso de cruces de ríos o quebradas con curso de aguas; comportamiento de cada corriente de agua, así como las condiciones naturales y factores que afecten la estabilidad a largo plazo, tales como cambios posibles en el curso del río o quebrada, inundaciones mayores y detalles inherentes a cada cruce de río o quebrada.

Germanischer Lloyd Industrial Services GmbH, Business Segment Oil and Gas

250 / 428

Reporte No.: GLP/GLM/MEMP/726-07 Rev. 0 Fecha: 2007-10-10

• •

Procedimientos de construcción utilizados en cada cruce, destacando aquéllos que se refieran a minimizar las posibles alteraciones del curso del agua y la erosión Planos tal como se construyó (“as built”), cada cruce.

Por lo que, a continuación se describe lo realizado por el personal de GL, durante la Auditoria Integral, y de acuerdo con la información proporcionada por TGP.

4.5.9.1.- Alcance del Trabajo El alcance de esta evaluación, en las actividades de la Auditoría Integral, fue revisar los documentos proporcionados, desde el concepto de la selección de la ruta, lo cual liga los puntos de cruces aéreos de esta partida, incluyendo ríos y quebradas; por lo que, se incluye de manera más sustentada, el cálculo estructural estático y la verificación de las Estructuras metálicas de los puentes para cruzamientos con el afluente Paratori ubicado en km 50 + 700, como consecuencia de una de las fallas que se dio en este punto, y con el Río Comerciato ubicado en el km 151 + 856, para tuberías de GN de 32” D.N. y de LGN de 14” D.N., del Sistema de Transporte de GN y LGN del Proyecto Camisea. Como se puede observar, parte de las actividades desarrolladas están descritas y mencionadas en la sección de ingeniería y diseño, por lo que aquí se hará la descripción de las actividades no descritas en dicho apartado.

4.5.9.2.- Objetivos Realizar la revisión de la documentación correspondiente, realizar unos cálculos de manera independiente, con el objeto de corroborar las condiciones de diseño, y verificar en sitio la condición física de los cruces aéreos, así como el cumplimiento de los requisitos de especificaciones de construcción en este tipo de cruces.

4.5.9.3.- Referencias En la tabla 78 del Anexo I se enlistan aquellos documentos, proporcionados en la etapa de realización de esta auditoría, para la revisión del Término de Referencia perteneciente a los cruzamientos aéreos. Adicionalmente, se tomaron como referencia los siguientes documentos técnicos:

• • • • • •

AISC M016, Manual of Steel Construction, Allowable Stress Design, 9th edition. AISC M013, Detailing for Steel Construction. AISC M017, Manual of Steel Construction – Volume II Connections. First Edition. AISC S348, Specification for Structural Joints using ASTM A-325 or ASTM A-490 Bolts. AWS D1.1, Structural Welding Code. ACI 318. Building Code Requirements for Structural Concrete.

4.5.9.4.- Secuencia Germanischer Lloyd Industrial Services GmbH, Business Segment Oil and Gas

251 / 428

Reporte No.: GLP/GLM/MEMP/726-07 Rev. 0 Fecha: 2007-10-10

Realizar la recopilación de los documentos aplicables, proceder a su evaluación documental, verificar las memorias de cálculo correspondientes y realizar visitas a sitio, para, en la medida de lo posible, verificar la condición física con lo indicado en los planos “as-built”. La metodología empleada, para esta revisión, consistió en verificar las memorias de cálculo de las estructuras de los puentes y en la revisión de los planos de detalle de las mismas, para ambos puentes: El cruce con el afluente Paratori, ubicado en km 50 + 700, y el cruce con el Río Comerciato, ubicado en el km 151 + 856.

4.5.9.5.- Resultados Se realizó la revisión de las memorias de cálculo estructurales, verificando los siguientes aspectos:

• • •

•

•

•

Arreglo propuesto de la estructura. Especificaciones de los materiales propuestos para los elementos estructurales como perfiles, placas, tornilleria, etc. Determinación de las cargas de diseño: Cargas muertas, cargas vivas (de operación), cargas de expansión y de fricción carga por viento; Carga por sismo y cargas especiales (prueba hidrostática). Combinaciones de carga consideradas en donde se reflejen las condiciones de operación normal, viento, sismo, así como demás casos especiales que pudieron ser previstos desde el diseño y que puedan presentarse durante la vida útil de la estructura. Resultados del análisis estructural que incluye: Modelo estructural, archivos de entrada y salida del programa de cálculo estructural, verificación de los esfuerzos con respecto al código AISC para todas las combinaciones de carga consideradas, reacciones en los apoyos del modelo; deformaciones de la estructura. Diseño de componentes misceláneos de la estructura, los cuales por su geometría no se incluyen en el modelo de análisis por elementos finitos, tale como placas de apoyo, pernos, soportes, uniones atornilladas, etc.

Al finalizar la revisión de los documentos entregados para esta auditoría, se hacen las siguientes observaciones particulares para cada documento en los casos que así apliquen: No. de Documento 3028-S-CA-001

Título Paratori Crossing (km. 50.7) Bridge for NG 32” & NGL 14” By Passes, Calculation Sheet – Steel Structure.

Revisión 0

Observaciones • En esta memoria de cálculo no se incluyeron los cálculos de las uniones atornilladas y/o en su caso de los filetes de soldadura. • En el párrafo 2.3 Carga de Viento, se consideró una velocidad de viento de 125 km/hr., tomada de la norma Argentina CIRSOC 102 “Acción del Viento sobre las Construcciones”. Sin embargo, no se hace referencia a algún documento metereológico del Perú en donde se respalden dichos valores. Como una buena práctica de ingeniería, es recomendable que, para el diseño por viento, se consideren las velocidades máximas esperadas históricas, con un período de retorno de 100 años, correspondientes al sitio en donde se instalará la estructura. • En el capítulo 2 Cargas, no se incluyó un caso de carga que represente la corrida de dispositivos internos de inspección y/o limpieza de ductos; es importante mencionar que este caso de carga de operación será muy esporádico y en los casos que se presente esta condición será muy breve; sin embargo, en el caso de las tuberías de diámetro grande, por ejemplo en el caso de la tubería de 32”, la herramienta de inspección interna de 32” UltraScan WM de la General Electric tiene un peso aproximado de 2977 lb (*) o el MagneScan de 32” también Germanischer Lloyd Industrial Services GmbH, Business Segment Oil and Gas

252 / 428

Reporte No.: GLP/GLM/MEMP/726-07 Rev. 0 Fecha: 2007-10-10 de la General Electric con un peso de 4506 lb (*), podrían representar una carga concentrada considerable en algunos miembros locales de la estructura al momento de su paso sobre las estructuras, por lo que se recomienda que este caso de carga sea incluido en futuros diseños. (*) Datos tomados del fabricante del equipo referenciado. No. de Documento Título Revisión 3028-L-SK-104 Paratori Crossing (km. 50.7) Puente Colgante para By-Pass 14”, Soporte de 0 Tubería y Fundación. Observaciones Se recomienda, con el fin de extender la durabilidad, que este tipo de dados de cimentación sean provistos con el mínimo acero de refuerzo para las contracciones y expansiones por temperatura, ver ACI 318 párrafo 7.12 No. de Documento 3028-S-IE-002

Título Paratori Crossing (km. 50.7) Bridge for NG 32” & NGL 14” By Passes, Steel Structure – Details.

Revisión 1

Observaciones • No se incluyó en el plano el detalle de todas las uniones atornilladas ni de las soldaduras. No. de Documento Título Revisión 2794-S-CA-00101 Special Crossing – Comerciato River kp. 151 + 856, Calculation 0 Sheet”. Observaciones • En esta memoria de cálculo no se incluyeron los cálculos de las uniones atornilladas de los contraventeos. • En el párrafo 6.4 Wind Loads, se consideró una velocidad de viento de 75 km/hr. Sin embargo, no se hace referencia a algún documento metereológico del Perú en donde se respalden dichos valores. Como una buena práctica de ingeniería, es recomendable que, para el diseño por viento, se consideren las velocidades máximas esperadas históricas, con un período de retorno de 100 años, correspondientes al sitio en donde se instalará la estructura. • En el capítulo 6 Design Loads, no se incluyó un caso de carga que represente la corrida de dispositivos internos de inspección y/o limpieza de ductos; es importante mencionar que este caso de carga de operación será muy esporádico y en los casos que se presente esta condición será muy breve; sin embargo, en el caso de las tuberías de diámetro grande por ejemplo en el caso de la tubería de 32”, la herramienta de inspección interna de 32” UltraScan WM, de la General Electric, tiene un peso aproximado de 2977 lb (*) o el MagneScan de 32”, también de la General Electric, con un peso de 4506 lb (*), podrían representar una carga concentrada considerable en miembros locales de la estructura al momento de su paso sobre las estructuras, por lo que se recomienda que este caso de carga sea incluido en futuros diseños. (*) Datos tomados del fabricante del equipo referenciado. No. de Documento Título Revisión 2794-S-IE-00102 Special Crossing - Comerciato River kp. 151 + 856, Details. 0 Observaciones • No se indican si las soldaduras entre los miembros estructurales tubulares serán de penetración completa o a base de soldaduras de filete. • En el caso de las abrazaderas de los soportes para la tubería de 32”, no se indica el como se fijaron las anclas de las abrazaderas al puente. • No se incluyeron los detalles de las uniones atornilladas de los contra venteos y las cuerdas del puente. • Es necesario que se refleje la instalación del material aislante eléctrico, como el teflón o algún otro, entre la abrazadera y la tubería de 32”, con el fin de evitar que la estructura metálica del puente se encuentre conectada eléctricamente a la tubería, ya que en este puente no se ve reflejada la consideración de la instalación de bridas o juntas dieléctricas. No. de Documento Título Revisión 3028-L-SK-100 Paratori Crossing (km. 50.7) Bridge for NG 32” & NGL 14”. Site General 5 Arrangement Observaciones • Es importante considerar que cuando la tubería de GN 32” sea colocada sobre el puente, se debe considerar un incremento al espesor de la tubería, debido a que para un ducto que cruce por un puente el factor de diseño F debe ser disminuido a 0.6, en base a lo indicado por la tabla 841.114B del ASME B31.8, por lo que el espesor de 0.688” actualmente indicado en el plano sería incorrecto.

Germanischer Lloyd Industrial Services GmbH, Business Segment Oil and Gas

253 / 428

Reporte No.: GLP/GLM/MEMP/726-07 Rev. 0 Fecha: 2007-10-10 Tabla 4.5.9.5.1 – Resultados de la Revisión de Cruzamientos aéreos

4.5.9.6.- Conclusiones Al término de esta revisión, se concluye que el diseño de los puentes es estructuralmente adecuado y que los niveles de esfuerzos a los cuales trabajan sus miembros estructurales cumplen con los esfuerzos permisibles sugeridos por el código AISC “American Institute of Steel Construction”, para los casos de carga previstos en su diseño.

4.5.9.7.- Recomendaciones Las recomendaciones que GL hace, ya que como ya se ha indicado el diseño de estos puentes cumple, son con la finalidad de que éstas sean consideradas en diseños futuros, y son las siguientes: •

Se debe incluir, en las memorias de cálculo, el análisis numérico de las uniones atornilladas para los casos que aplique.

•

Es importante que los cálculos de las soldaduras, que así lo requieran por código, sean incluidos también en las memorias de cálculo.

•

Es necesario que, en el caso de diseño por viento de las estructuras, se consideren las condiciones de viento más desfavorables en las diferentes regiones del Perú y en particular del lugar en donde se instalará la estructura y que estadísticamente se tengan registradas por el servicio meteorológico del país. Usualmente, como una buena práctica de la industria, se consideran aquellas velocidades de viento que tienen estadísticamente un período de retorno de 100 años preferentemente.

•

El espesor de tubería del GN de 32”, que cruce por el puente en el afluente Paratori, deberá ser incrementado, debido a que el espesor propuesto de 0.688” en el plano, no considera la disminución de factor de diseño F en base a la tabla 841.114B del ASME B31.8

4.5.10.- Pruebas Hidrostáticas En los Términos de Referencia (punto 4.6.5.10), se establece lo siguiente: Serán auditados los Procedimientos y Registros de Pruebas Hidrostáticas para asegurar el cumplimiento de las normas API 1110, ANSI/ASME B31.4 y ANSI/ASME B31.8, verificando: • Procedimientos aprobados de pruebas hidrostáticas para todos los tramos de los ductos. •

Calificación del personal a cargo de las pruebas hidrostáticas.

•

Que las actividades previas a la prueba hidrostática en cada tramo a ser probado, hayan sido concluidas, específicamente: soldaduras, ensayos no destructivos, reparaciones y limpieza interna.

•

Utilización de equipos adecuados e instrumentos debidamente calibrados.

•

Determinación de la calidad del agua utilizada para cada tramo.

•

Procedimientos de desalojo y disposición del agua para evitar erosiones y/o daños a propiedades colindantes.

•

Procedimientos de secado de la tubería.

•

Procedimientos de utilización de plato calibrador, limpia y rasca tubos.

•

Revisión de los resultados de las pruebas.

Germanischer Lloyd Industrial Services GmbH, Business Segment Oil and Gas

254 / 428

Reporte No.: GLP/GLM/MEMP/726-07 Rev. 0 Fecha: 2007-10-10

•

Revisión de las pruebas de las secciones seleccionadas probados.

Por lo que, a continuación se describe el trabajo realizado por el personal de GL, durante la Auditoria Integral teniendo en cuenta la información proporcionada por TGP.

4.5.10.1.- Alcance del Trabajo Examinar los aspectos relevantes de ingeniería considerados para la realización de las pruebas hidrostáticas, la revisión de los procedimientos elaborados, los registros obtenidos y la supervisión e inspección aplicada, a los Sistemas de Transporte de GN y LGN del Proyecto Camisea, durante la ejecución de las pruebas hidrostáticas, a fin de establecer el cumplimiento de los códigos de diseño, construcción y de las prácticas internacionales de la ingeniería y normas tales como ASME y API.

4.5.10.2.- Objetivos Realizar la revisión de la documentación correspondiente proporcionada por TGP, efectuar algunos cálculos de manera independiente, con el objeto de corroborar las consideraciones de diseño y el perfil hidráulico de los ductos aplicados durante las pruebas hidrostáticas realizadas, así como verificar el cumplimiento de los requisitos de especificaciones de construcción para este tipo de pruebas realizadas y el cumplimiento de las normas API 1110 y ASME B31.8 y ASME B31.4, apéndice N.

4.5.10.3.- Referencias Los documentos de referencia aplicables a este concepto son: • • •

Código ASME B.31.4-2002, Pipeline Transportation Systems for Liquid Hydrocarbons and Other Liquids Código ASME B.31.8-2000, Gas Transmission and Distribution Piping Systems API RP 1110-1997, Pressure Testing of Liquid Petroleum Pipelines

4.5.10.4.- Secuencia En la verificación cronológica de los documentos y registros de actividades, llevadas a cabo durante las diferentes etapas o fases, en la realización de las pruebas hidrostáticas a los Sistemas de Transporte de Gas Natural y Líquidos de Gas Natural, la secuencia seguida para tal fin fue la siguiente: a) Revisión y verificación de los procedimientos de prueba, con base en los requerimientos de los códigos aplicables ASME B.31.4, ASME B.31.8 y API RP 1110. b) Revisión de los Planos de Ingeniería en lo referente a la localización de tramos o secciones de prueba, presiones máximas y mínimas de prueba, diámetros de tubería y espesores para cada uno de los tramos probados.

Germanischer Lloyd Industrial Services GmbH, Business Segment Oil and Gas

255 / 428

Reporte No.: GLP/GLM/MEMP/726-07 Rev. 0 Fecha: 2007-10-10

c) Revisión de los reportes y registros de las pruebas realizadas a cada tramo, verificando el cumplimiento de los requisitos indicados, tanto en los procedimientos como en las normas de referencia. Revisando se incluya los anexos siguientes: o Plan de Prueba del Tramo o Sección o Información de la Sección o Instrumental utilizado o Registro de Llenado y Estabilización Térmica o Registro de Presurización y Estabilización o Registros de Presión, Temperatura, Resistencia y Estanqueidad o Verificación de Presencia de Aire o Formulario de Aprobación de la Prueba Hidrostática o Verificación de Presión y Volumen o Reporte de Falla o Listado de Presiones y Secciones o Acta de Aprobación de la Prueba del Cabezal o Detalles de la Supervisión o Comunicación a Comunidades o Lista de Verificación de QA/QC o Permiso de Toma de Agua o Análisis de Agua o Gráficas o cartas circulares de Presión o Gráficas o cartas circulares de Temperatura o Acta de Placa de Calibración y Limpieza d) Análisis de la correlación entre los registros de las pruebas y los planos de ingeniería. e) Verificación y análisis de los puntos donde se presentaron fugas durante el desarrollo de las pruebas hidrostáticas. f) Elaboración del reporte de la Auditoría realizada a las pruebas hidrostáticas

4.5.10.5.- Resultados Para efecto de evaluar totalmente las pruebas hidrostáticas realizadas, se procedió a la revisión, por separado de cada uno de los ductos, con los siguientes resultados: Sistema de transporte de LGN. De la revisión documental a los cuarenta y cuatro (44) tramos que conforman el sistema de LGN se observaron los siguientes puntos: •

Procedimientos aprobados de pruebas hidrostáticas para todos los tramos de los ductos. Para cada tramo o sección objeto de prueba, se debió elaborar un procedimiento específico denominado Test Plan; sin embargo, de acuerdo a la información integrada en los registros de prueba, no se cumplió con la elaboración del mismo para cada tramo objeto de prueba, en resumen se tiene lo siguiente: o 14 documentos entregados

Germanischer Lloyd Industrial Services GmbH, Business Segment Oil and Gas

256 / 428

Reporte No.: GLP/GLM/MEMP/726-07 Rev. 0 Fecha: 2007-10-10

•

•

o 30 documnetos faltantes Calificación del personal a cargo de las pruebas hidrostáticas. De la revisión de los documentos generados durante las pruebas hidrostáticas, se pudieron contabilizar alrededor de 15 personas que suscriben uno o más de los registros, de los cuales se entregó únicamente 1 currículo vitae, el cual no contiene calificación por entrenamiento en pruebas de presión de acuerdo a lo indicado en el Código ASME B31.4.; por lo que, no se presentaron las calificaciones del personal requeridas. Actividades previas a la prueba hidrostáticas. Como parte del proceso, se integra en el reporte de prueba hidrostática la información relacionada a la ejecución de actividades de control y aseguramiento de calidad, la cual libera y confirma la disponibilidad del tramo a ser probado, incluyendo el control del proceso de soldadura, juntas realizadas, recubrimientos, cruces especiales, limpieza y calibración internas, así como el cierre de no conformidades, el cumplimiento de este punto se dio en todos los tramos probados con la observación de que en su mayoría faltó la firma del representante de TGP, emitiendo el documento únicamente el Inspector QA/QC de Techint S.A., de acuerdo con lo siguiente: o 03 documentos entregados sin comentarios o

•

41 documentos entregados con comentarios (en su mayoría no registran firmas de responsables)

Utilización de equipos adecuados e instrumentos calibrados. En cada reporte de prueba, para cada tramo, se debe de incluir un registro de los instrumentos y equipos utilizados, con copia de su respectivo certificado de calibración, este punto no se cumplió para ninguno de los tramos probados ya que en un porcentaje de los mismos se integraron únicamente copias de certificados que involucraban varios instrumentos sin indicar cuales de ellos fueron utilizados, y en otros casos se incluyeron los registros de los documentos utilizados sin incluir los certificados respectivos, de acuerdo con lo siguiente:

•

o

33 tramos con certificados pero sin registros de los instrumentos utilizados

o

11 tramos con registros de los instruementos usados pero sin certificados

Determinación de la calidad del agua utilizada para cada tramo. De acuerdo al procedimiento de prueba, cada sección o tramo debe incluir su respectivo reporte de calidad del agua, ésto no se cumplió en la mayoría de las secciones de acuerdo con lo siguiente:

•

o

10 tramos con reporte del análisis químico de una muestra de agua sin comentarios

o

03 tramos con reporte del análisis químico de una muestra de agua con comentarios

o

31 tramos que no presentan reporte

Procedimiento de Desalojo y Disposición de Agua. No se presenta un procedimiento específico para el drenaje y disposición de agua; sin embargo, en el procedimiento o especificación de construcción de prueba hidráulica No. 2794-L-SP-00048, se incluyen dos puntos que abordan este tema, el punto 6.3.3.16 Water drainage y el punto 6.3.3.17 Emptyng, donde se incluyen indicaciones y recomendaciones para este propósito, observándose la falta de un registro que permita tener la evidencia de que se tomaron en cuenta los puntos mencionados en los tramos probados.

•

Procedimiento de Secado de la Tubería. Se presenta un procedimiento o especificación general de secado de tubería para el ducto de gas natural, utilizando aire seco, según procedimiento No. 2794-L-SP-00132, en el cual se menciona que se deben elaborar, a partir de su aplicación, dos registros que son la evidencia de su cumplimiento. En la documentación proporcionada para revisión no se incluyeron registros relacionados con este procedimiento.

Germanischer Lloyd Industrial Services GmbH, Business Segment Oil and Gas

257 / 428

Reporte No.: GLP/GLM/MEMP/726-07 Rev. 0 Fecha: 2007-10-10

•

Procedimiento de utilización de plato calibrador, limpia y rasca tubos. Se solicitó documentación para la revisión del revisión el procedimiento No. 2794-L-SP-00080, sin que haya sido proporcionada. Dentro de la información facilitada para revisión se incluyeron registros en un Anexo, como evidencia de que ésta actividad se realizó, previo a la ejecución de las pruebas hidrostáticas, de los 44 tramos probados, la condición de estos documentos fue la siguiente:

•

o

40 tramos con registro sin comentarios

o

02 tramos con registro con comentarios

o

02 tramos que no presentan reporte

Revisión de las pruebas de las secciones que componen el sistema. La evidencia del correcto desarrollo de las pruebas hidrostáticas se manifiesta en los registros establecidos dentro del procedimiento de prueba hidrostática o especificación de construcción para prueba hidráulica, los cuales se identificaron como Anexos, de la información proporcionada para revisión se observó que las pruebas fueron realizadas por grupos de trabajo diferentes, por lo que los registros que integraron los reportes de prueba para cada tramo variaron en la cantidad y tipo de Anexos incluidos, existiendo tramos con la totalidad de los Anexos y en otros donde solo existe un porcentaje de los documentos que se deben integrar, de los 13 Anexos que se deben incluir por sección probada en los 44 tramos del ducto de LGN (572 documentos en total), la condición de estos fue la siguiente:

•

o

298 (52%) Anexos de registros sin comentarios

o

027 (5%) Anexos de registros con comentarios

o

247 (43%) Anexos no proporcionados

Revisión de los resultados de las Pruebas Hidrostáticas. Los resultados de cada prueba realizada se basan en la revisión de los registros de presión y temperatura observados en cada etapa de la prueba, las cartas circulares de estos parámetros como evidencia gráfica y el acta de aprobación de la prueba por parte de las entidades involucradas, estos documentos se proporcionaron casi en su totalidad, de los cuales un número significativo de ellos se catalogaron como “entregados con comentarios” debido a que las copias fotostáticas de las graficas no fueron legibles, es decir, las líneas del registro de presión y temperatura no se observaban parcial o totalmente y no se indicaba la correspondencia del grafico con el tramo probado. El estado de estos documentos fue el siguiente: o 138 (78%) Registros sin comentarios o 037 (21%) Registros con comentarios o 001 (1%) Registros no proporcionados En los casos en los cuales la interpretación de la carta circular del registro de presión o temperatura no fue factible o existió duda, la evaluación de los resultados se basó principalmente en los registros continuos en sitio de los parámetros de prueba.

Del análisis de la correlación entre los registros de pruebas hidrostáticas y los planos de ingeniería, se observa lo siguiente: •

Basándose en los planos de ingeniería, donde se integran los cálculos de perfiles hidráulicos para determinar las presiones máximas y mínimas de prueba, se compararon con las aplicadas en sitio, detectándose que la presión de prueba aplicada al tramo 17 supera la determinada por ingeniería en 82 psi, sin embargo esta no rebasa la presión máxima que puede soportar el elemento más débil.

•

De acuerdo a los kilometrajes indicados en los reportes de prueba, existen secciones de tubería

Germanischer Lloyd Industrial Services GmbH, Business Segment Oil and Gas

258 / 428

Reporte No.: GLP/GLM/MEMP/726-07 Rev. 0 Fecha: 2007-10-10

donde no se observa continuidad por lo que al parecer no fueron probadas, de los 7 casos observados en 4 de ellos se deben probablemente en un error del kilometraje indicado en los reportes ya que la identificación de la junta de inicio y terminación son coincidentes, por otra parte, entre dos tramos se ubican estaciones de bombas y únicamente en dos casos no existe justificación para esta diferencia, el detalle de estas observaciones se integran en el Anexo III. •

No se observa un criterio uniforme al momento de seleccionar las presiones de prueba, la cual está basada en los datos proporcionados en cada plano y para cada tramo, en donde se establece el valor de presión de prueba máximo y mínimo; por lo que, en algunos casos toman la máxima, en otros la mínima y por último una presión intermedia entre estos valores, pero en todo caso de acuerdo a los rangos de presión establecidos.

Sistema de transporte de GN. De la revisión documental a los 73 tramos que conforman el sistema de GN, se observaron los siguientes puntos: • Procedimientos aprobados de pruebas hidrostáticas para todos los tramos del ducto. Para cada tramo o sección probada, se debió elaborar un procedimiento específico denominado Test Plan, sin embargo de acuerdo a la información integrada en los registros de prueba, no se cumplió con la elaboración del mismo para cada tramo probado, en resumen se tiene lo siguiente: o 26 documentos entregados o 03 documentos entregados con comentarios o 44 documentos faltantes • Actividades previas a la prueba hidrostática. Como parte del proceso, se integra en el reporte de prueba hidrostática la información relacionada a la ejecución de actividades de control y aseguramiento de calidad, la cual libera y confirma la disponibilidad del tramo a ser probado, incluyendo el control del proceso de soldadura, juntas realizadas, recubrimientos, cruces especiales, limpieza y calibración internas así como el cierre de no conformidades, el cumplimiento de este punto se dio casi en todos los tramos probados con la observación de que en su mayoría faltó la firma del representante de TGP, liberando el documento únicamente el Inspector QA/QC de Techint S.A., de acuerdo con lo siguiente: o 03 documentos entregados sin comentarios o 66 documentos entregados con comentarios (en su mayoría falta de firmas) o 04 documentos faltantes • Utilización de equipos adecuados e instrumentos calibrados. En cada reporte de prueba, para cada tramo, se debe de integrar un registro de los instrumentos y equipos utilizados con copia de su respectivo certificado de calibración, este punto no se cumplió para ninguno de los tramos probados ya que en un porcentaje de los mismos se integraron únicamente copias de certificados que involucraban varios instrumentos sin indicar cuales de ellos fueron utilizados y en otros casos se incluyeron los registros de los documentos utilizados sin integrar los certificados respectivos, con lo resultados siguientes: o 15 tramos con registros y certificados o 39 tramos con certificados pero sin registros de los instrumentos utilizados o 18 tramos con registros pero sin certificados o 01 tramo sin documentos • Determinación de la calidad del agua utilizada para cada tramo. De acuerdo al procedimiento de prueba, cada sección o tramo debe incluir su respectivo reporte de calidad del agua, esto no se cumplió en la mayoría de las secciones de acuerdo con lo siguiente: Germanischer Lloyd Industrial Services GmbH, Business Segment Oil and Gas

259 / 428

Reporte No.: GLP/GLM/MEMP/726-07 Rev. 0 Fecha: 2007-10-10

•

•

•

•

•

o 19 tramos con reporte del análisis químico de una muestra de agua sin comentarios o 02 tramos con reporte del análisis químico de una muestra de agua con comentarios o 52 tramos que no presentan reporte Procedimiento de Desalojo y Disposición de Agua. No se presenta un procedimiento específico para el desalojo y disposición de agua; sin embargo, en el procedimiento o especificación de construcción de prueba hidráulica No. 2794-L-SP-00047, se incluyen dos puntos que abordan este tema, el punto 6.3.3.16 Water drainage y el punto 6.3.3.17 Emptyng, donde se incluyen indicaciones y recomendaciones para este propósito, observándose la falta de un registro que permita tener la evidencia de que se tomaron en cuenta los puntos mencionados en los tramos probados. Procedimiento de Secado de la Tubería. Se presenta procedimiento o especificación general de secado de tubería para el ducto de gas natural, utilizando aire seco, según procedimiento No. 2794-L-SP-00132, en el cual se menciona que se deben elaborar, a partir de su aplicación, dos registros que son la evidencia de su cumplimiento. En la documentación proporcionada para revisión no se incluyeron registros relacionados con este procedimiento. Procedimiento de utilización de plato calibrador, limpia y rasca tubos. Se solicitó para revisión el procedimiento No. 2794-L-SP-00080, sin que haya sido proporcionado. Dentro de la información facilitada para revisión se incluyeron registros en un Anexo, como evidencia de que ésta actividad se realizó, previo a la ejecución de las pruebas hidrostáticas, de los 73 tramos probados, la condición de estos documentos fue la siguiente: o 42 tramos con registro sin comentarios o 30 tramos con registro con comentarios o 01 tramo que no presentan reporte Revisión de las pruebas de las secciones que componen el sistema. La evidencia del correcto desarrollo de las pruebas hidrostáticas se manifiesta en los registros establecidos dentro del procedimiento de prueba hidrostática o especificación de construcción para prueba hidráulica, los cuales se identificaron como Anexos, de la información proporcionada para revisión se observó que las pruebas fueron realizadas por grupos de trabajo diferentes, por lo que los registros que integraron los reportes de prueba para cada tramo variaron en la cantidad y tipo de Anexos incluidos, existiendo tramos con la totalidad de los Anexos y en otros donde solo existe un porcentaje de los documentos que se deben integrar, de los 13 Anexos que se deben incluir por sección probada en los 73 tramos del ducto de GN (949 documentos en total), la condición de estos fue la siguiente: o 388 (41%) Anexos de registros sin comentarios o 191 (20%) Anexos de registros con comentarios o 370 (39%) Anexos no proporcionados Revisión de los resultados de las Pruebas Hidrostáticas. Los resultados de cada prueba realizada se basan en la revisión de los registros de presión y temperatura observados en cada etapa de la prueba, las cartas circulares de estos parámetros como evidencia gráfica y el acta de aprobación de la prueba por parte de las entidades involucradas, estos documentos se proporcionaron casi en su totalidad, de los cuales un número significativo de ellos se catalogaron como “entregados con comentarios” debido a que las copias fotostáticas de las graficas no fueron legibles, es decir, las líneas del registro de presión y temperatura no se observaban parcial o totalmente y no se indicaba la correspondencia del grafico con el tramo probado. El estado de estos documentos fue el siguiente: o 136 (46%) Registros sin comentarios

Germanischer Lloyd Industrial Services GmbH, Business Segment Oil and Gas

260 / 428

Reporte No.: GLP/GLM/MEMP/726-07 Rev. 0 Fecha: 2007-10-10

o o

153 (52%) Registros con comentarios 004 (2%) Registros no proporcionados

En los casos en los cuales la interpretación de la carta circular del registro de presión o temperatura no fue factible o existió duda, la evaluación de los resultados se basó principalmente en los registros continuos en sitio de los parámetros de prueba. Del análisis de la correlación entre los registros de pruebas hidrostáticas y los planos de ingeniería, se observa lo siguiente: •

•

•

Basándose en los planos de ingeniería, donde se integran los cálculos de perfiles hidráulicos para determinar las presiones máximas y mínimas de prueba, se compararon con las aplicadas en sitio, observándose que todas las presiones de prueba utilizadas, se encuentran dentro de los rangos de presión indicados en los planos. De acuerdo a los kilometrajes indicados en los reportes de prueba, existen secciones de tubería donde no se observa continuidad por lo que al parecer no fueron probadas, de los 6 casos observados en 2 de ellos se deben probablemente en un error del kilometraje indicado en los reportes ya que la identificación de la junta de inicio y terminación son coincidentes, por otro lado, entre dos tramos se ubican instalaciones y únicamente en dos casos no existe justificación para esta diferencia, el detalle de estas observaciones se encuentran en el Anexo III. No se observa un criterio uniforme al momento de seleccionar las presiones de prueba, la cual está basada en los datos proporcionados en cada plano y para cada tramo, en donde se establece el valor de presión de prueba máximo y mínimo; por lo que, en algunos casos toman la máxima, en otros la mínima y por último una presión intermedia entre estos valores, pero en todo caso de acuerdo a los rangos de presión establecidos.

Por otra parte, durante el desarrollo de las pruebas hidrostáticas se presentaron algunas, de las cuales se tiene el siguiente resumen:

4.5.10.6.- Resumen de Fallas Detectadas durante la Realización de las Pruebas Hidrostáticas De acuerdo a la información proporcionada, se detectaron 8 fugas durante la realización de las pruebas hidrostáticas, 7 de ellas se presentaron en el sistema de LGN y una en el de GN. Para tener un marco de referencia de las causas origen de las mismas se analizan de acuerdo a diferentes factores que las pudieron ocasionar. Ducto LGN GN

Fuga originada por defectos en la fabricación de la tubería 3 0

Fugas derivadas de daños provocados durante maniobras 1 0

Fugas originadas por malas prácticas de construcción 2 0

Fugas originadas por defectos en soldaduras de construcción 1 1

Tabla 4.5.10.6.1 – Resumen de Fallas Hidrostáticas

El análisis de cada uno de los casos, basándose en las pruebas de laboratorio realizadas y los reportes efectuados durante la observación directa de estos eventos, se resumiría de la siguiente manera:

Germanischer Lloyd Industrial Services GmbH, Business Segment Oil and Gas

261 / 428

Reporte No.: GLP/GLM/MEMP/726-07 Rev. 0 Fecha: 2007-10-10

a) Ducto de Líquidos de Gas Natural Identificación Caso No. 3

Caso No. 4

Caso No. 5

Lugar Sección 16B, PK 171

Sección 3, PK 31 + 494

Sección 3, PK 43 + 380

Ubicación Niple de tubería #021702 (entre soldaduras 153A/47 y 153A/48)

Soldadura longitudinal en tubería de 14” #003620

Soldadura longitudinal en tubería de 14” #001609

Hipótesis de Falla Falla causada por la pérdida de material ocasionada por una pieza de metal incrustada durante el proceso de fabricación de la placa de acero de la tubería. Comentarios: Se observa un área curva de pérdida de material en la parte interna de la tubería, de aproximada 136 mm de longitud, 8.9 de ancho y 5.5 mm de profundidad, ocasionado probablemente durante la fabricación o conformado de la placa de acero de la tubería por un elemento extraño, esto produjo una huella con una profundidad que representa una pérdida mayor al 50% del espesor de la tubería, esta condición y su comportamiento como concentrador de esfuerzos dieron muy probablemente origen a la fuga. Falla causada por un problema en la soldadura por resistencia eléctrica de fábrica. Comentarios: La falla se debió a un problema en la soldadura longitudinal de la tubería realizada mediante el proceso de resistencia eléctrica, la utilización de este proceso dio lugar a una formación ferrítica en la zona de fusión. Los micro mecanismos de la fractura se originaron después de haberse realizado la soldadura por resistencia, en las pruebas de laboratorio se observaron dos distintas regiones de fractura, en la primera se observó una región oxidada y otra más limpia, esto es un indicativo de que la grieta inicial ocurrió antes de la prueba hidrostática de campo. Falla causada por un problema en la soldadura por resistencia eléctrica de fábrica. Comentarios: La falla se presenta en la soldadura longitudinal de la tubería realizada mediante el proceso de resistencia eléctrica durante su fabricación, observándose una grieta de aproximadamente 10 mm de longitud, derivado de un análisis metalográfico y microscópico realizado en la zona afectada, aún cuando no es concluyente, indica la posible asociación y origen de la fractura con materiales extraños, inclusiones, óxidos y problemas a nivel microestructural.

Tabla 4.5.10.6.2 – Fugas originadas por defectos en la fabricación de la tubería Identificación Caso No. 7

Lugar Sección 21, PK 210

Ubicación Niple de tubería #282427

Hipótesis de Falla Falla ocasionada por daño mecánico provocado por equipo de construcción. Comentarios: Durante la realización de la prueba hidrostática se ocasionó un daño mecánico accidental en una sección de tubería, producido por un equipo de construcción que realizaba trabajos de limpieza

Germanischer Lloyd Industrial Services GmbH, Business Segment Oil and Gas

262 / 428

Reporte No.: GLP/GLM/MEMP/726-07 Rev. 0 Fecha: 2007-10-10 Identificación

Lugar

Ubicación

Hipótesis de Falla en el ducto de GN adyacente, como resultado de una operación de construcción no autorizada. No se realizó una investigación del origen de la fuga ante la evidencia de la causa de falla.

Tabla 4.5.10.6.3 – Fugas derivadas de daños provocados durante maniobras Identificación

Lugar

Ubicación

Caso No. 1

Sección 1, PK 9 + 906

Tubería #016912 próxima a soldadura #9/70

Caso No. 2

Sección 1, PK 1 + 726

Tubería #015802

Hipótesis de Falla Falla provocada por esfuerzos adicionales en soldadura circunferencial. Se realizaron dos estudios a la soldadura fallada, en el primero se explica que la superficie de fractura fue dañada seriamente, dificultando el determinar el punto de inicio de fractura y se dan como posibles causas de falla, inclusiones dentro de la soldadura, socavados y desalineamiento de la tubería, sin ser concluyente en cuanto al origen; sin embargo en un estudio posterior, ya con más elementos de juicio, se concluyó que la falla se originó como consecuencia de la fabricación e instalación en el ducto de curvas hechas en el sitio, que agregaron esfuerzos adicionales a la soldadura circunferencial. Falla causada por un daño mecánico aplicado externamente a la tubería. En la superficie del ducto que presenta la fractura y que se observa en las fotografías, se aprecian claramente los daños producidos por una herramienta mecánica (probablemente un esmeril) que desprendió una cantidad considerable de material base de la tubería, estos daños provocados probablemente durante la construcción del ducto de LGN, además de haber disminuido el espesor de material, fue un concentrador de esfuerzos que dio origen a la fractura del tubo.

Tabla 4.5.10.6.4 – Fugas originadas por malas prácticas de construcción Identificación Caso No. 6

Lugar Sección 16B, PK 170

Ubicación Soldadura #151/77 línea de 14” entre tubos #102413 y #102015

Hipótesis de Falla Falla en soldadura circunferencial (previamente reparada por defectos rechazados mediante rayos gamma) Después de haber sido rechazada la soldadura original, ésta se reparó y radiografió nuevamente, encontrándose dentro de norma de acuerdo a reporte radiográfico;sin embargo, durante la prueba hidrostática, dicha soldadura presentó fugas; los reportes de la fuga existente, no precisan las características de la fuga ni su ubicación dentro de la soldadura. Para este caso no se realizó un análisis de falla por lo que se desconocen más detalles de la misma. De acuerdo a lo anterior, se puede suponer que la falla se originó por un defecto en la soldadura que no fue evaluado correctamente, por un defecto que se originó posterior a la realización/evaluación de la soldadura o por un defecto que en la imagen radiográfica no se observó como rechazable debido a las limitaciones de la técnica.

Tabla 4.5.10.6.5 – Fugas originadas por defectos en soldaduras de construcción

b) Ducto de Gas Natural

Germanischer Lloyd Industrial Services GmbH, Business Segment Oil and Gas

263 / 428

Reporte No.: GLP/GLM/MEMP/726-07 Rev. 0 Fecha: 2007-10-10 Identificación Caso No. 8

Lugar Sección 161, PK 388

Ubicación Soldadura #36 línea de 24”

Hipótesis de Falla Falla en soldadura circunferencial (previamente reparada por defectos rechazados mediante rayos gamma) Comentarios: Es un caso similar al anterior (Caso No. 6) después de haber sido rechazada la soldadura original por el examen radiográfico, ésta se reparó y radiografió nuevamente encontrándose dentro de norma de acuerdo a reporte radiográfico, sin embargo durante la prueba hidrostática dicha soldadura presentó fuga de liquido; los reportes de la fuga existentes, no precisan las características de la fuga ni su ubicación dentro de la soldadura. Para este caso al igual que el anterior, no se realizó un análisis de falla por lo que se desconocen más detalles de la misma. De acuerdo a lo anterior se puede concluir que la falla se originó por un defecto en la soldadura que no fue evaluado correctamente, por un defecto que se originó posterior a la realización/evaluación de la soldadura o por un defecto que en la imagen radiográfica no se observó como rechazable debido a las limitaciones propias de la técnica

Tabla 4.5.10.6.6 – Fugas originadas por defectos en soldaduras de construcción

4.5.10.7.- Conclusiones Aún cuando los reportes de pruebas hidrostáticas no se encuentran con todos los Anexos que, por procedimiento y de acuerdo a las prácticas recomendadas, deben contener, existen las evidencias suficientes para confirmar que las pruebas fueron llevadas a cabo de forma satisfactoria; sin embargo, para el cumplimiento de los procedimientos y especificaciones técnicas aplicables, se observó que se tiene la siguiente documentación faltante: 1.- No se contó con todos los Anexos que conforman los Reportes de Prueba Hidrostática. Como parte de este requerimiento se levantó el Hallazgo No: CAM/HYDT/LHE/1/001. La respuesta de TGP al mismo fue la siguiente: En la etapa de construcción, fue acordado que, de toda la documentación citada en los procedimientos, solamente se debía preservar los siguientes formatos: Test Plan/Summary, Anexo E y Anexo G. GL no está de acuerdo con esta respuesta debido a que, en primer lugar, la auditoria parte de la revisión de procedimientos aprobados para la realización de las Pruebas Hidrostáticas con sus Anexos correspondientes, si dichos procedimientos se presentaron y aprobaron para su utilización en el proyecto, cualquier cambio a los mismos debe de estar documentado en una carta u oficio. En su respuesta TGP expresa que se acordó la eliminación de registros, sin embargo no indica quienes lo acordaron y el número de documento en el que se asiente esta modificación. Por otra parte, los documentos acordados no están integrados con todos los registros que de acuerdo a API-RP-1110 se deben mantener, por ejemplo, el Test Plan en la mayoría de los registros no se incluyó, no se incluyen registros en los que el inspector de las pruebas hidrostáticas corrobore la utilización de equipos calibrados, faltan las hojas de cálculos de presión, etc. (ver punto i, registros requeridos por API1110). Finalmente el Anexo G, que es el formato donde se establece el protocolo de aprobación de la Prueba Hidrostática, se indican los Anexos A, B, C, D, E y F, y las graficas circulares, como parte integrante del

Germanischer Lloyd Industrial Services GmbH, Business Segment Oil and Gas

264 / 428

Reporte No.: GLP/GLM/MEMP/726-07 Rev. 0 Fecha: 2007-10-10

mismo o como referencia del mismo, por lo que al firmar dicho documento los responsables aceptaron su existencia. 2.- La falta de registros calificación del personal que participó en la realización de las pruebas hidrostáticas generó el Hallazgo No. CAM/HYDT/LHE/1/002 (Ver Anexo III), ebido al requermiento normativo aplicable al proyecto. La respuesta de TGP al mismo fue la siguiente: La norma ASME B31.4 Chapter VI, 436.2 Edición 2002 establece que el personal de inspección deberá ser calificado por entrenamiento y experiencia. El personal que participó en las pruebas hidráulicas contaba con la calificación y experiencia requeridas, se anexan hojas de vida. Las normas del Anexo 1 del Reglamento de Transporte en su Artículo 72° no indica que se deban conservar dichos registros, TGP concluye que, no existiendo norma que exija contar con tales registros, no contar con los mismos no puede ser considerado como una no conformidad. GL no está de acuerdo con esta respuesta debido a que: Como bien lo establecen en un punto de su respuesta, la norma de referencia establece la calificación del personal por entrenamiento y experiencia. De acuerdo con la Práctica Recomendada SNT-TC-1A, 2001 de la ASNT; Calificación es la demostración de habilidad entrenamiento, conocimiento y experiencia requerida por el personal para desempeñar adecuadamente sus obligaciones en un trabajo específico: Entrenamiento es el programa organizado y desarrollado para impartir los conocimientos y habilidades necesarias para la calificación. De acuerdo a la información proporcionada de la experiencia del personal de TGP que participó en la realización de las pruebas de presión, se tiene lo siguiente: Nombre

Experiencia de PH en otros trabajos.

Domingo Mario Paulangelo

Indica experiencia en la realización de PH en otros proyectos. La única referencia de experiencia en PH, son las actividades realizadas en el proyecto de Camisea No se indica que cuente con experiencia en la realización de PH en otros proyectos. Indica experiencia en la realización de PH en otros proyectos.

Jorge Quinto CC Jorge Hugo Ruiz Castro Andrew Mcfarlane

Documento de Calificación por entrenamiento No presenta ningún documento que demuestre entrenamiento No presenta ningún documento que demuestre entrenamiento No presenta ningún documento que demuestre entrenamiento No presenta ningún documento que demuestre entrenamiento

Como se describió anteriormente, no existen documentos que demuestren su calificación por entrenamiento en Pruebas Hidrostáticas y en su “Currículum Vítae” o Carrera de la Vida dos de los individuos no indican haber realizado trabajos similares. Las calificaciones se debieron presentar al cliente previo al inicio de de los trabajos, si existe una norma local donde no se incluya su preservación una vez concluidos los trabajo, será a criterio del cliente la aceptación de los mismos. 3.- La falta de información de dos secciones del NG precisó generar un Hallazgo No: CAM/HYDT/LHE/1/003, TGP entregó esta documentación para el cierre de la misma observándose la falta de un Plan de Prueba y el registro de la utilización de equipos calibrados, los documentos aparecen con firma pero sin nombre de los responsables, adicionalmente no fue posible verificar los valores de presión en las gráficas correspondientes debido a que la graduación no se aprecia en el documento escaneado, condiciones observadas en otros reportes de pruebas motivo por el cual se originó el primer Hallazgo. Sin embargo, como el Hallazgo se levantó por la falta de documentos, esta se considera atendida y se procederá a su cierre.

Germanischer Lloyd Industrial Services GmbH, Business Segment Oil and Gas

265 / 428

Reporte No.: GLP/GLM/MEMP/726-07 Rev. 0 Fecha: 2007-10-10

4.- Durante la revisión de la información proporcionada originalmente no fueron proporcionados los documentos referentes a las pruebas hidrostáticas o neumáticas de los componentes de las instalaciones superficiales, lo que dio lugar al Hallazgo No. CAM/HYDT/LHE/1/004 (Ver Anexo III), por lo que no fue posible corroborar su cumplimiento. Esta documentación fue entregada, después del 20 de Junio del 2007, observándose que, aún cuando los diagramas en muchos de los registros no son legibles para determinar claramente el alcance de cada uno de los circuitos probados, se puede concluir que se presentaron casi la totalidad de las pruebas de las instalaciones superficiales. Por lo que se procede al cierre de este Hallazgo. Con relación a los tramos donde no existe una secuencia en los kilometrajes de prueba, TGP ha aclarado que en los tres casos (1 en el ducto de LGN y 2 en el ducto de GN), donde no se observó continuidad en los kilometrajes de los reportes de pruebas hidrostáticas, se tratan de errores ya que todos los tramos fueron probados hidrostáticamente. Las fallas ocurridas durante la realización de las pruebas hidrostáticas, como se puede ver en el resumen y análisis realizado, corresponden en su mayoría al ducto de LGN, se refieren a daños del proceso de fabricación de la tubería (3), daños provocados por maniobras (1), malas prácticas de construcción (2) y fugas en soldaduras de construcción (2, una en el ducto de LGN y otra en el de GN), los cuales reflejan un porcentaje muy bajo de fallas en comparación con la cantidad de tramos probados para cada ducto; no obstante, es importante observar que la mayoría se dan en el ducto de LGN. En el Anexo III del presente reporte se incluyen los hallazgos encontrados en cada uno de los tramos revisados y la información faltante en cada uno de los mismos.

4.5.10.8.- Recomendaciones Tomando como referencia los reultados antes descritos, se establecen las siguientes recomendaciones: •

• • • •

Elaborar todos los registros que conforman un Reporte de Prueba Hidrostática, de acuerdo a lo indicado en su procedimiento, de la misma formar llenar en su totalidad aquéllos que fueron generados y presentan firmas faltantes o información incompleta. Incluir los certificados de calibración de los equipos utilizados en la prueba, y relacionarlos con el registro del Anexo correspondiente. Presentar la calificación, por entrenamiento y experiencia, del personal que intervino en la realización de las pruebas hidrostáticas. Indicar claramente, en las graficas de presión y temperatura, que no cuenten con esta información, a que tramo pertenecen. Presentar los registros de las pruebas hidrostáticas realizadas a los ductos y válvulas de las instalaciones superficiales.

4.5.11.- Protección Catódica En los Términos de Referencia, para este concepto, se establece lo siguiente: Documentos de diseño, procedimientos y documentación técnica de campo, serán auditados para asegurar el cumplimiento de las normas ANSI/ASME B31.4 y ANSI/ASME B31.8 y NACE RP-01, verificando:

Germanischer Lloyd Industrial Services GmbH, Business Segment Oil and Gas

266 / 428

Reporte No.: GLP/GLM/MEMP/726-07 Rev. 0 Fecha: 2007-10-10

• • • • •

El diseño adecuado de los sistemas de corriente impresa y/o galvánica, basado en las condiciones del suelo a lo largo de la ruta y para el equipo estacionario. Registro de resistividad de suelos. Manipuleo e instalación apropiada del material y equipo en el campo, de acuerdo a las condiciones específicas a lo largo de la ruta. Disponibilidad y confiabilidad de la energía eléctrica externa como es requerido por los parámetros de diseño a lo largo de toda la ruta de la tubería. Registros de evaluación del sistema durante la etapa de operación.

Por lo que, a continuación se describe lo realizado por el personal de GL, durante la Auditoria Integral, y de acuerdo con la información proporcionada por TGP.

4.5.11.1.- Alcance del Trabajo Tomando en cuenta que los nuevos sistemas de tuberías enterradas o sumergidas requieren un programa de control de corrosión externa, basado en la aplicación de revestimientos y complementado con un Sistema de Protección Catódica (SPC), ésta Auditoria Integral contempla la evaluación y diagnóstico del SPC, con el objeto de determinar si coincide con las normas internacionales y códigos de ingeniería, la existencia de hallazgos en documentos de diseño, procura de materiales, construcción, comisionamiento, operación y mantenimiento en todas las fases de ejecución de dicho proyecto; además, verificar su posible relación con las causas que originaron las seis fallas.

4.5.11.2.- Objetivos Para atender los requerimientos de la Auditoría Integral, se establecieron los siguientes objetivos: • • •

•

•

Conocer las condiciones de protección externa de los ductos, complementada por los SPC, especialmente en los sitios donde ocurrieron las fallas. Evaluar, desde el punto de vista de corrosión, las fallas presentadas en el ducto de LGN y determinar su posible contribución en la ocurrencia de las roturas. Determinar las características del revestimiento seleccionado para las tuberías, mediante la revisión de las especificaciones de diseño, construcción y análisis de los resultados de las inspecciones de éstas líneas con la técnica DCVG (Direct Current Voltage Gradient). Verificar las mediciones que permiten conocer las condiciones de funcionamiento de los SPC, a través de mediciones de corriente y voltaje en los transformadores-rectificadores (TR), termogeneradores (TG); así como el levantamiento de potenciales a lo largo de las líneas. Analizar la probabilidad de ocurrencia de la corrosión interna y externa en las tuberías de GN y LGN, mediante la determinación de los mecanismos de corrosión y su posible incidencia en las fallas.

4.5.11.3.- Referencias Los documentos que han servido de referencia para la evaluación de esta partida se encuentran en la tabla 79 del Anexo I.

Germanischer Lloyd Industrial Services GmbH, Business Segment Oil and Gas

267 / 428

Reporte No.: GLP/GLM/MEMP/726-07 Rev. 0 Fecha: 2007-10-10

4.5.11.4.- Secuencia La auditoria se desarrolló siguiendo las actividades del Listado de Documentos (Tabla 79 del Anexo I), identificados en los Términos de Referencia del Concurso Público del MEN (No. 002-2006-CAH): Para lo cual se atendieron los siguientes puntos: 1. Elaboración y ejecución de los Programas de Inspección y Medición en los SPC. Revisión de los documentos de diseño, memorias de cálculo, construcción, comisionamiento y mantenimiento de los SPC. 2. Revisión y visitas a sitio de planos de construcción de los SPC. 3. Medidas de voltaje y corriente de los rectificadores (T/R´s), en las condiciones ON/OFF, en las estaciones de bombeo PS1 (KP 000+000), PS3 (KP 210+672) y PS4 (KP 226+817) y en los termogeneradores (TG´s) en las válvulas XV-10010/Cachi, XV-10015/Río Pisco, XV-50019/Lobería, XV-10016/El Carmen, XV-10018/Cañete, XV-10021/Chilca, Terminales de Turín y Lobería. Ver Figura 80 del Anexo I. 4. Levantamiento de potenciales a través de los ductos de acuerdo a la técnica de medición de potenciales entre las tuberías y la superficie del suelo (electrolito), como se muestra en la Figura.1, colocando el electrodo de Cu/CuSO4 en la superficie del suelo sobre la tubería. 5. Verificación de juntas aisladas monolíticas en Estaciones de Bombeo y Terminales. 6. Revisión de los registros de los datos de los SPC en la sala SCADA. 7. Detección de hallazgos, conclusiones y recomendaciones.

Figura 4.5.11.4.1 - Lectura de Potenciales Tubería – Suelo.

4.5.11.5.- Resultados Habiendo seguido la secuencia de trabajo establecido para esta área, se tienen los siguientes resultados: a) Diseño e Ingeniería •

•

•

Realizada la revisión de los documentos de diseño, incluyendo las memorias de cálculo de los sistemas de protección catódica de los ductos de GN y LGN, se determina que los mismos están acorde con la normativa internacional. El diseño se basó en los estudios de requerimientos de corriente, resistividad y corrosividad de suelos, aislamientos de tuberías con juntas monolíticas y mitigación de corrientes AC a través del derecho de vía. Revisados los planos recibidos de los SPC, se inspeccionaron en sitio, indicándose los comentarios de cada plano en la Tabla 81 del Anexo I. En general la mayoría coinciden con lo encontrado en sitio, con las excepciones mostradas en dicha tabla.

Germanischer Lloyd Industrial Services GmbH, Business Segment Oil and Gas

268 / 428

Reporte No.: GLP/GLM/MEMP/726-07 Rev. 0 Fecha: 2007-10-10

b) Adquisición de materiales •

No se encontraron evidencias de documentos que respalden los certificados de materiales y equipos recibidos por TGP para los SPC. Igualmente no se recibieron especificaciones de los procedimientos de manejo, transporte y almacenaje de los mismos.

c) Construcción •

No se encontraron evidencias de documentos de construcción de los SPC, referidos al manejo y recepción de los equipos, inspecciones en sitio y tampoco hubo constancias de la calificación del personal para la instalación y puesta en servicio de los sistemas.

d) Precomisionado y Comisionado •

•

No se recibieron documentos relativos a los procedimientos de arranque y operación de los equipos de los SPC, así como tampoco las certificaciones de puesta en operación de los mismos. Hay constancia de recibo de un documento referido a los criterios a considerar para la protección de facilidades superficiales, denominado: Cathodic Protection Testing at Surface Facilities for Commissioning, No. P45-DOC-005.

e) Operación y Mantenimiento •

•

•

•

No hay evidencia de recepción de los Manuales de Operación y Mantenimiento de los SPC. Tampoco se recibieron los registros de los programas de Mantenimiento Preventivos y Correctivos de estos SPC. De los programas de vigilancia e inspección se recibieron los Relevamientos de Potenciales en postes de prueba, lecturas de corriente y voltaje en TR´s y TG´s, aislamientos de bridas y salida de corriente de camas anódicas. Estas lecturas corresponden a las medidas del año 2004 (ON/OFF) y 2006 (ON). En la Tabla 82 del Anexo I se encuentran las mediciones de voltaje y corriente realizadas en Diciembre 2006 a los TR´s de las estaciones de bombeo PS1 (KP 000+000), PS3 (KP 210+672) y PS4 (KP 226+817) y en los TG´s en las válvulas XV-10010 (PK 308+882) / Cachi, XV-10015 (PK 497+073) / Río Pisco, XV-50019 (PK 536+266) / Lobería, XV-10016 (PK 552+613) / El Carmen, XV-10018 (PK 613+071) / Cañete, XV-10021 (PK 701+526) / Chilca. Estos equipos cubren 9 de los 15 SPC existentes. Ver Figura 80 del Anexo I, cuyos sitios cubren casi en su totalidad las longitudes de ambos ductos. Los equipos se encuentran en buenas condiciones generales y sus lecturas de voltaje y corriente directa (DC) muestran alta disponibilidad de corriente de protección; es decir, que los equipos están trabajando a mínima capacidad. En la Tabla 83 del Anexo I se encuentran los resultados de las lecturas obtenidas en los Postes de Prueba (P.P.) en las condiciones ON/OFF de los TR´s y TG´s, a fin de conocer los potenciales de polarización (potenciales reales de protección) a lo largo de las líneas. Los potenciales en ON se tomaron en Diciembre 2006 y los potenciales en OFF en Enero 2007. Estas lecturas se hicieron con la técnica de medición de potenciales entre las tuberías y la superficie del suelo (electrolito). Los valores obtenidos están, en algunos casos, altos en la condición ON de los TR´s y TG´s, ya que se recomienda un valor igual o más negativo de – 850 mV. No obstante, se recomienda no mantener valores altos, ya que estos potenciales polarizados generan excesivo hidrógeno que

Germanischer Lloyd Industrial Services GmbH, Business Segment Oil and Gas

269 / 428

Reporte No.: GLP/GLM/MEMP/726-07 Rev. 0 Fecha: 2007-10-10

•

Lado Interior Exterior Diferencia

produce el desprendimiento del revestimiento de la tubería; además, genera posible difusión del mismo en la superficie del metal de acero. Por otra parte, algunos potenciales medidos en la posición OFF igualmente están altos en su condición de polarización, ya que según la norma estos deberían estar dentro del rango de – 850 mV a -1150 mV. Por lo tanto, deben hacerse los ajustes necesarios en este caso, tal como realizar una inspección CIS a los SPC, con el objeto de ajustar sus potenciales en condición OFF y ON. En el Terminal de Lurín se efectuaron evaluaciones de los SPC de las instalaciones enterradas durante los días 13/12/2006 y 17/01/2007. Aquí sólo se reportan los resultados de la última fecha ya que fue cuando se lograron las condiciones de ON/OFF en el TR de la Terminal y los TG cercanos al área.

Potencial ON (mV) - 1840 - 2400 - 560

Cajera de Entrada No.S5B2 (18”) Potencial OFF (mV) Potencial Natural (mV) - 700 - 367 - 1310 -

(OFF-P.N.) mV - 333 -

Tabla 4.5.11.5.1 – Evaluación del SPC en la Terminal de Lurín- Cajera enterrada

•

Cajera S5B1 (18”) S4B1 (4”)

Para conocer si la junta monolítica de 18” en la tubería de GN ubicada en la entrada antes de la trampa en Lurín estaba en buenas condiciones, se aplicó la técnica de dejar el TR del terminal en ON y colocar el electrodo de Cu/CuSO4 (CSE) en el mismo lugar en ambas medidas de potenciales (Interior-Exterior). La diferencia de valores de potenciales entre el lado externo (aguas arriba) de la junta y el interno (aguas abajo), fue de 560 mV, el cual es mayor de 200 mV aceptado por la especificación. En este caso la junta funciona correctamente. Por otra parte, al hacer la lectura en OFF, el lado interno resultó bajo, -700 mV, es decir, menos electronegativos que el aceptado por la norma, - 850 mV, por lo que se dejó apagado el TR del terminal y se hizo una lectura del valor del potencial natural el sábado 20/01/2007, obteniéndose el valor de 367 mV, y al hacer la diferencia entre éste y el potencial polarizado de 700 mv, resulta la cantidad de 333 mV, el cual es mayor que el criterio de los 100 mV especificado en la norma, por lo que las instalaciones enterradas se encuentran protegidas catódicamente. No obstante, en Lurín se requiere instalar una junta monolítica del lado donde se suministra el gas al cliente en la tubería de 18”, a fin de hacer más eficiente el SPC. Esto se corrobora al realizar medidas de potenciales de las tuberías enterradas en las cajeras internas de la Terminal.

Potencial ON (mV) - 1140 - 1183

Cajera Internas Potencial OFF (mV) - 639 - 647

Potencial Natural (mV) - 423 - 396

(OFF-P.N.) mV - 216 - 251

Tabla 4.5.11.5.2 – Evaluación del SPC en la Terminal de Lurín- Cajera interna

Igualmente, en estos casos los potenciales en OFF resultaron menos electronegativos, - 639 mV y – 647 mV que los especificados en la norma, - 850 mV, por lo que se realizó el mismo procedimiento comentado arriba, y al medir los potenciales naturales y compararlos con los potenciales OFF, las diferencias resultan mayores que el valor de 100 mV indicado por la norma, resultando que las instalaciones enterradas se encuentran protegidas catódicamente, no obstante debe realizar las acciones necesarias para elevar los potenciales en el área. Germanischer Lloyd Industrial Services GmbH, Business Segment Oil and Gas

270 / 428

Reporte No.: GLP/GLM/MEMP/726-07 Rev. 0 Fecha: 2007-10-10

•

En el Terminal de Lobería la protección de las tuberías enterradas se hace con ánodos de sacrificio y no por corriente impresa. El viernes 19/01/2007 se realizaron también las medidas de potenciales de la tubería de 10” de LGN que llega a la terminal, a fin de comprobar la protección que le suministra el SPC por corriente impresa más cercano desde la válvula de Lobería ubicada a 25 km aproximadamente. Cajera S3B2 (10”) Lado Interno Externo Diferencia

Potencial ON (mV) - 763 - 2080 - 1317

Tabla 4.5.11.5.3 – Evaluación del SPC en la Terminal Lobería

Igualmente para conocer si la junta monolítica de 10” en la tubería de LGN ubicada en la entrada antes de la trampa en Lobería estaba en buenas condiciones, se aplicó la técnica de obtener las medidas en ON del TR de la válvula de Lobería y colocar el electrodo de Cu/CuSO4 (CSE) en el mismo lugar en ambas medidas de potenciales (Interior-Exterior). La diferencia de valores de potenciales entre el lado externo (aguas arriba) de la junta y el interno (aguas abajo), fue de 1317 mV, el cual es mayor de 200 mV aceptado por la especificación. Por lo que se confirma que la junta monolítica funciona correctamente. Adicionalmente, las mediciones en la cajera interna No.S3B1 indicaron que el potencial para la tubería de 10” de LGN dentro del terminal resultó en - 888 mV, un poco más electronegativo que la indicada en la norma, y aún continúa con protección externa suministrada con el lecho de ánodos de magnesio del área. Sin embargo, se deben ir preparando su reemplazo, ya que el valor obtenido está muy cerca del aceptado en la norma; es decir, igual o más electronegativo que – 850 mV. f) Registros de datos del SPC en la Sala SCADA •

•

El martes 16/01/2007 se realizó evaluación del funcionamiento de la base de datos de los SPC y la comprobación de la calidad de su recepción en la sala SCADA. Se determinó que hasta esa fecha el sistema de transmisión de la data hacia la sala no había entrado en funcionamiento. Esta condición generó el Hallazgo CAM/SPC/POR/2/05 (ver Anexo III de este informe), hasta la fecha se siguen haciendo las mejoras y la recomendación sigue. Las razones expuestas por TGP se refieren a que actualmente se realiza una re-ingeniería que garantizará el funcionamiento del mismo. A la fecha existe una configuración de base datos con presentación en pantalla; pero la misma no es alimentada por las unidades de monitoreo remoto (UMR) ubicadas en sitio en los 15 SPC existentes; es decir, no se recibe ninguna información de campo en ésta sala referente a protección catódica.

g) Hallazgos •

No hubo constancias de la calificación del personal utilizado para la instalación y puesta en servicio de los equipos de los sistemas de protección catódica (SPC) durante la fase de precomisionado y comisionado, lo que dio lugar al Hallazgo No. CAM/SPC/POR/2/004 (ver Anexo III). Tampoco se tienen registros de calificación del personal técnico relacionado con el levantamiento de potenciales y de la implementación de los programas de mantenimiento preventivo y correctivo de los equipos de los SPC.

Germanischer Lloyd Industrial Services GmbH, Business Segment Oil and Gas

271 / 428

Reporte No.: GLP/GLM/MEMP/726-07 Rev. 0 Fecha: 2007-10-10

•

Nota: Despues del día 20 del Junio de 2007, TGP entregó el soporte referente a la capacitación y certificación del personal que tuvo a cargo la instalación y puesta en servicio de los SPC en las fases de pre-comisionado y comisionado, es procedente y contiene las certificaciones de las empresas internacionales que la avalan. Se detectó un Hallazgo en el procedimiento de aislamiento de la trampa en Lurín, y por consiguiente en el resto de las estaciones de recibo y lanzamiento de los “raspatubos”, el cual se identificó con el No. CAM/SPC/POR/1/001 (Ver Anexo III). Esto se refiere al aislamiento de las trampas con el tramo de la tubería enterrada procedente de la junta monolítica y la tubería de reciclaje de la trampa que va a enterrarse hacia la batería de los filtros (Ver Fotos NC 13, NC 14 y NC 15 en el Anexo V). Si ambas tuberías no se encuentran aisladas dieléctricamente al menos a nivel del terreno, la trampa se encuentra en “corto” y recibe corriente de los SPC que protegen estas tuberías enterradas en las estaciones. Ver esquema de la Figura 84 en el Anexo I. Si no existen aislamiento de las bridas y de sus pernos en ambas tuberías, como indica los rectángulos en negro, en la Figura 84 del Anexo I, la trampa se encuentra en “corto” y, por lo tanto, cualquier contacto metálico con la misma puede generar un arco eléctrico que pone en riesgo al personal operador y/o mantenedor y las instalaciones en general, si hay presencia de fuga de cualquier hidrocarburo. No hay evidencias de que la tubería de 18”, después de la junta monolítica, se encuentre aislada antes de subir a la interfase suelo – aire, ya que existiría una cajera cercana a la trampa que mediría la eficiencia de la junta aislada; pero la cajera # S5B1 (Ver Foto NC 16 en el Anexo V) solo mide el potencial del tramo de tubería de 18” desde la junta monolítica a la trampa. Presenta dos cables solamente; a diferencia de la cajera # S5B2 que mide la junta monolítica en ambos lados y tiene cuatro cables. Ver Fotos NC 17 y NC 18 del Anexo V. Tampoco hay evidencias que la tubería de 4”, desde la trampa, esté aislada eléctricamente ya que no se observan las empacaduras y cartuchos de los pernos en la brida cercana a la trampa. Ver Foto NC 13. Además la cajera # S4B1, la cual se ve en la Foto NC 15 es también de dos cables para medir potencial en un tramo de tubería.

•

Estos hallazgos deben revisarse en las estaciones PS1, PS2, PS3, PS4, Terminales de Turín y Lobería, SF#1, SF#2, SF#4, PRS1, PRS2 y PRS3, donde se presentan las mismas condiciones.

4.5.11.6.- Conclusiones Tomando en consideración lo descrito en puntos anteriores, se tienen las siguientes conclusiones: •

No se recibieron los manuales de Operación y Mantenimiento de los SPC. Tampoco hay evidencias de registros de Programas de Mantenimiento Preventivo y Correctivo realizados a los equipos. Igualmente no hay evidencias de planillas de Control de Calidad de los equipos instalados.

•

Las lecturas de medición de voltaje y corriente en los TR´s y TG´s en los sitios inspeccionados indican que los SPC, a lo largo de la línea, funcionan con alta disponibilidad de corriente, lo que indica que estos equipos trabajan actualmente a mínima capacidad.

•

Las mediciones de voltaje en los Postes de Prueba a lo largo de las tuberías, en las condiciones ON/OFF, indican que los potenciales polarizados OFF muestran una real protección externa de los ductos. Algunos valores son altos y están fuera de los valores especificados por la norma, no

Germanischer Lloyd Industrial Services GmbH, Business Segment Oil and Gas

272 / 428

Reporte No.: GLP/GLM/MEMP/726-07 Rev. 0 Fecha: 2007-10-10

obstante, son lo suficiente para mantener corrientes de protección en ambas líneas con el objeto de ir cubriendo el envejecimiento progresivo del revestimiento. •

Los potenciales polarizados OFF a lo largo de las líneas deben de mantenerse en lo posible en valores iguales o menos electronegativos de – 1150 mV, que es el valor indicado para este tipo de revestimiento tricapa de polietileno.

•

Los bajos potenciales obtenidos en las tuberías enterradas en el Terminal de Lurín indican que se requiere ajuste del SPC del área, específicamente en la instalación de la junta monolítica hacia el lado de la tubería de 18” de suministro de gas al cliente a fin de sectorizar el área.

•

La junta monolítica de 18” en Lurín de la tubería de GN proveniente de la válvula de Chilca (PK 701 + 526) se encuentra en buenas condiciones. Igualmente, la junta monolítica de 10” ubicada en el Terminal de Lobería se encuentra en buenas condiciones.

•

En el Terminal de Lurín se detectó una condición de “corto” en la trampa de recibo de 18” la cual debe solucionarse a la brevedad posible a fin de evitar condiciones inseguras en las operaciones.

•

El lecho de ánodos existente en el Terminal de Lobería requiere reforzamiento con el objeto de aumentar los potenciales de protección en las líneas enterradas. Actualmente presentan niveles menos electronegativos del mínimo requerido de – 850 mV.

•

Los valores de potenciales polarizados OFF en los sitios donde ocurrieron las fallas en el ducto de LGN, indican que en dichas áreas se mantenía un suministro adecuado de corriente con potenciales de protección cercanos al rango exigido por la norma (- 850 mV a – 1150 mV).

•

Los datos de los SPC no son transmitidos de las áreas operacionales hacia la sala SCADA debido a defectos o mal funcionamiento de las unidades de medición remota.

4.5.11.7.- Recomendaciones Por lo anteriormente descrito, se tienen las siguientes recomendaciones: •

Ajustar los SPC con el objeto de que los potenciales polarizados (OFF), a lo largo de ambas líneas, sean llevados a valores menos electronegativos de - 1150 mV en cada poste de prueba, para prevenir el desprendimiento del revestimiento de la superficie metálica de las tuberías. Igualmente mantener valores menos electronegativos de - 1700 mV en condición ON.

•

Instalar junta monolítica de 18” en la Terminal de Lurín en el área donde se entrega el gas al cliente, a fin de optimizar y aumentar los potenciales de las tuberías enterradas en dicha terminal.

•

Proceder a implantar la recomendación de la situación de hallazgo detectada en la condición de las trampas encontradas en “corto” en las áreas de Lurín y Lobería. Igual aplican al resto de facilidades superficiales que poseen trampas de recibo y envío de “scraper”.

•

Programar el reemplazo de las camas anódicas de magnesio en la Terminal de Lobería con el fin de aumentar los potenciales de protección en las tuberías enterradas del área.

•

Reparar las señalizaciones de las camas anódicas de los SPC en las áreas de Río Pisco y Cañete. (Ver Fotos NC 19 y NC 20 del Anexo V).

•

Mantener programas periódicos de corridas de scrapers en los ductos de GN y LGN a fin de evitar acumulación de posibles líquidos y sólidos que puedan propiciar procesos de corrosión interna.

Germanischer Lloyd Industrial Services GmbH, Business Segment Oil and Gas

273 / 428

Reporte No.: GLP/GLM/MEMP/726-07 Rev. 0 Fecha: 2007-10-10

4.5.12.- Instalaciones Eléctricas En los Términos de Referencia, para este concepto, se establece lo siguiente: Serán auditados los procedimientos de construcción y sus registros para asegurar el cumplimiento de las Normas ANSI/NFPA 70 National Electric Code y API RP 500 “Recommended Practice for Classification of Locations for Electrical Installations at Petroleum Facilities” en las instalaciones eléctricas. Se verificará: • • • • •

La instalación de equipo y material adecuado en áreas peligrosas o de riesgo. Aplicación de prácticas adecuadas para instalación de equipos y materiales en áreas de riesgo. Confirmación de la correcta clasificación de localizaciones, de acuerdo al tipo de equipo y material instalado. Registro de control de calidad y/o informes. Prácticas utilizadas en la instalación.

Por lo que, a continuación se describe lo realizado por el personal de GL, durante la Auditoria Integral, y de acuerdo con la información proporcionada por TGP.

4.5.12.1.- Alcance del Trabajo Realizar la revisión de los documentos de diseño, memorias de cálculo, registros de control de calidad y/o informes, etc., como parte de la verificación del cumplimiento de los requisitos establecidos en los contratos BOOTS de la construcción de ductos del Proyecto Camisea.

4.5.12.2.- Objetivos Para atender los requerimientos de la Auditoría Integral, se establecieron los siguientes objetivos: • •

Realizar la revisión de los documentos de diseño, con el objeto de confirmar su cumplimiento con los códigos y normas aplicables a esta área, con especial atención a la correcta clasificación de localizaciones. Verificar la instalación de equipo y material adecuado, de acuerdo con prácticas recomendadas y en cumplimiento con las mismas.

4.5.12.3.- Referencias Para llevar a cabo la Revisión Documental y la Inspección Física en la Disciplina Eléctrico, Instrumentación y Telecomunicaciones, se hizo uso de la Normatividad enlistada en la tabla 6 del Anexo I (puntos 22 al 33).

4.5.12.4.- Secuencia Para efecto de evaluar los conceptos de las actividades relacionadas con el Sistema Eléctrico, en su cumplimiento con los reglamentos, códigos, normas y especificaciones, se llevó a cabo la siguiente secuencia:

Germanischer Lloyd Industrial Services GmbH, Business Segment Oil and Gas

274 / 428

Reporte No.: GLP/GLM/MEMP/726-07 Rev. 0 Fecha: 2007-10-10

• Realizar la revisión de los documentos de origen, relativos al concepto del diseño del sistema eléctrico en la construcción de los Sistemas de Transporte del Proyecto Camisea. • Realizar la revisión de las memorias de cálculo correspondientes a los Alimentadores Principales y Derivados de Fuerza, Interruptores Principales y Derivados, así como los correspondientes a la instalación de la tubería conduit y cableado. • Realizar la revisión de la instalación de equipos y accesorios, de acuerdo con los Planos. • Realizar la revisión de los Procedimientos de Construcción y los Registros para asegurar el cumplimiento de la Normatividad respectiva.

4.5.12.5.- Resultados De manera general las Instalaciones Eléctricas en el proyecto de referencia se encuentran como se describen a continuación: a) En las Estaciones de Bombas: PS-1, PS-2, PS-3 y PS-4 La Energía Eléctrica se produce a través de los 3 Turbogeneradores instalados en el interior de las mismas Estaciones, cabe aclarar que de acuerdo a la capacidad instalada en la Estación, solo es necesario que se encuentren 2 Turbogeneradores en operación y el otro restante queda de reserva. La energía eléctrica generada por los Turbogeneradores, se interconecta a los CCM´s existentes en el Cuarto de Control y ya de los CCM´s se distribuye a toda la carga instalada en la Estación. Para las demás instalaciones tales como Válvulas de Corte, Scraping Facilities, Estaciones Reductoras de Presión, la Energía Eléctrica es producida a través de los Termogeneradores instalados en la periferia de estas instalaciones, cabe aclarar que estos se alimentan del gas del mismo ducto el cual es regulado a la presión necesaria de operación de los Termogeneradores, adicionalmente en este tipo de instalaciones la energía eléctrica producida por los Termogeneradores es solo para alimentar el equipo electrónico correspondiente a la PLC o UTR, así como el equipo de Telecomunicaciones y Seguridad de la misma instalación, ya que en estas no existe carga adicional por alimentar. En general las Instalaciones Eléctricas en las Estaciones que conforman el proyecto de referencia, se encuentran instaladas de acuerdo a lo indicado en la Norma NFPA 70, National Electric Code, para poder emitir este comentario GL se basa en las siguientes 2 observaciones: •

•

Todo el Equipo Eléctrico Mayor, tal como CCM´s, UPS´s, Transformadores de Distribución, Tableros, se encuentran instalados dentro de los Cuartos de Instrumentación y Eléctrico de cada Estación, se aclara que para ambos Cuartos les corresponde la Clasificación de Áreas de Usos Generales, por lo que se puede deducir que este equipo se encuentra instalado satisfactoriamente, de acuerdo a lo indicado en la Norma NFPA 70, adicionalmente se pudo observar que actualmente este Equipo Eléctrico se encuentra en buen estado. No se detectó ningún Equipo Eléctrico instalado dentro de un Área Clasificada, como Clase I, División I, para la cual la Instalación Eléctrica debe de cumplir con mayores requerimientos, tales como Sellos Eléctricos y no se permite la instalación de Tubo Liquatite, dentro de esta Área Clasificada.

Con referencia a los Sistemas de Pararrayos, instalados en las Estaciones del proyecto de referencia, durante las Inspecciones Físicas realizadas por GL, se detectaron las siguientes observaciones:

Germanischer Lloyd Industrial Services GmbH, Business Segment Oil and Gas

275 / 428

Reporte No.: GLP/GLM/MEMP/726-07 Rev. 0 Fecha: 2007-10-10

b) Estación de Recibo de Líquidos, Lobería Las Puntas correspondientes al Sistema de Pararrayos se encuentran instaladas en la parte superior de la Caseta de la PLC-61000 y la Torre de la antena que se encuentra instalada junto a esta caseta, no tiene instalado ningún dispositivo correspondiente al Sistema de Pararrayos, por lo que en caso de incidir una descarga atmosférica en esta estación, sería en la estructura de la torre de la antena y cabe hacer la aclaración que ésta no se encuentra interconectada al Sistema de Tierras de la instalación. c) Estación de Recibo de Gas, Lurín Solo el Cuarto de Control cuenta con el Sistema de Pararrayos, en toda la demás Estación no hay instalados accesorios de este sistema. d) Válvula de Seccionamiento: XV-10020 Las Puntas correspondientes al Sistema de Pararrayos se encuentran instaladas en la parte superior de la Caseta de la RTU-10020 y la Torre de la antena que se encuentra instalada junto a esta caseta, no tiene instalado ningún dispositivo correspondiente al Sistema de Pararrayos, por lo que en caso de incidir una descarga atmosférica en esta estación, sería en la estructura de la torre de la antena y cabe hacer la aclaración que esta no se encuentra interconectada al Sistema de Tierras de la instalación. e) Válvula de Seccionamiento: XV-10016 Las Puntas correspondientes al Sistema de Pararrayos se encuentran instaladas en la parte superior de la Caseta de la RTU-10016 y la Torre de la antena que se encuentra instalada junto a esta caseta, no tiene instalado ningún dispositivo correspondiente al Sistema de Pararrayos, por lo que en caso de incidir una descarga atmosférica en esta estación, sería en la estructura de la torre de la antena. f) Válvula de Seccionamiento: XV-10018 Las Puntas correspondientes al Sistema de Pararrayos se encuentran instaladas en la parte superior de la Caseta de la RTU-10018 y la Torre de la antena que se encuentra instalada junto a esta caseta, no tiene instalado ningún dispositivo correspondiente al Sistema de Pararrayos, por lo que en caso de incidir una descarga atmosférica en esta estación, sería en la estructura de la torre de la antena. g) Válvula de Seccionamiento: XV-50016 Las Puntas correspondientes al Sistema de Pararrayos se encuentran instaladas en la parte superior de la Caseta de la RTU-50016 y la Torre de la antena que se encuentra instalada junto a esta caseta, no tiene instalado ningún dispositivo correspondiente al Sistema de Pararrayos, por lo que en caso de incidir una descarga atmosférica en esta estación, sería en la estructura de la torre de la antena Por lo anteriormente expuesto respecto a los Sistemas de Pararrayos instalados en las Instalaciones del proyecto de referencia, se generó el Hallazgo No. CAM/ELE/DBM/1/12. GL hace la aclaración que como respuesta a este Hallazgo, la Compañía TGP/COGA le suministró una copia del informe del SENAMHI (Servicio Nacional de Meteorología e Hidrología) con fecha del 07 de Junio de 2007, en el cual se concluye que no existen las condiciones para la presencia de descargas eléctricas en la zona comprendida entre las localidades de Pisco y Lima, coincidente con la traza del ducto en la zona de costa.

Germanischer Lloyd Industrial Services GmbH, Business Segment Oil and Gas

276 / 428

Reporte No.: GLP/GLM/MEMP/726-07 Rev. 0 Fecha: 2007-10-10

Adicionalmente la Compañía TGP/COGA indica que verificará en detalle los requerimientos de la Norma: NFPA-780, incisos 3.17 y L.2, a fin de verificar si es necesario realizar alguna adecuación a las instalaciones. Debido a lo indicado anteriormente el Hallazgo No. CAM/ELE/DBM/1/12, se deja sin efecto quedando como compromiso la verificación en detalle de los requerimientos de la Norma: NFPA-780, incisos 3.17 y L.2, por parte de la Compañía TGP/COGA. Desde el punto de vista de Ingeniería y Diseño a GL NO le fueron proporcionadas las Memorias de Calculo correspondientes a los Alimentadores Principales y Derivados de Fuerza, los cuales se deben de calcular por Ampacidad y Caída de Tensión, ni las de los Interruptores Principales y Derivados, los cuales se deben de calcular en función de la carga que alimentan, ni tampoco le fueron suministrados los planos de Cedula de Tubería Conduit y Cable, por lo que no es posible revisar los calibres de los cables de los Alimentadores Principales y Derivados, ni las capacidades de los Interruptores mostrados en los Diagramas Unifilares respectivos, tanto documentalmente como físicamente. Por lo anteriormente expuesto se generó el Hallazgo No. CAM/ELE/DBM/1/04. GL hace la aclaración que como respuesta a este Hallazgo, la Compañía TGP/COGA suministró a GL una copia de las Memorias de Calculo correspondientes a los Alimentadores Principales y Derivados de Fuerza, de los Interruptores Principales y Derivados así como los planos de Cedula de Tubería Conduit y Cable correspondientes, las cuales fueron revisadas por el personal de GL obteniendo resultados satisfactorios. Adicionalmente la Compañía TGP/COGA indica que los documentos mencionados anteriormente fueron debidamente revisados en varias ocasiones por parte de la supervisión del proyecto (Owner Engineer: “Gulf Insterstate Engineering”), durante el desarrollo de la ingeniería como requisito previo a su aprobación para construcción. Debido a lo indicado anteriormente el Hallazgo No. CAM/ELE/DBM/1/04, queda cerrado. Desde el punto de vista de Ingeniería y Diseño a GL NO le fueron proporcionadas las Memorias de Calculo de las Válvulas de Seguridad, por lo que no fue factible verificar el diseño de estas válvulas las cuales se encuentran instaladas en las diferentes Estaciones del proyecto de referencia. El objetivo de que GL revise las Memorias de Calculo de estas Válvulas es el de comprobar que éstas se encuentran bien diseñadas, es decir que el tamaño del orificio y de los diámetros de entrada y salida de la válvula son los adecuados y que el Set Point de estas no se encuentre por arriba de la presión de diseño de la tubería correspondiente. Por lo expuesto anteriormente se generó el Hallazgo No. CAM/INST/DBM/1/06. Como respuesta a este Hallazgo levantado, la Compañía TGP/COGA suministró a GL las Hojas de Datos

de las siguientes Válvulas de Seguridad a las cuales les hace falta indicar la “Designación del Orificio”:

PSV-51505, PSV-51506, PSV-51507, PSV-51508, PSV-51509, PSV-51501, PSV-51510, PSV-51511, PSV52501, PSV-52502, PSV-52503, PSV-52507, PSV-52504, PSV-52505, SV-52506, PSV-53501, PSV-53502, PSV-53503, PSV-53507, PSV-53504, PSV-53505, PSV-53506, PSV-54501, PSV-54502, PSV-54503, PSV54507, PSV-54504, PSV-54505, PSV-54506, PSV-56501, PSV-56502, PSV-57501, PSV-57506, PSV-57502, PSV-57507, PSV-57508, PSV-57510, PSV-57511, PSV-58501, PSV-58504, PSV-58502, PSV-58506, PSV58507, PSV-58510, PSV-58511, PSV-61501 y PSV-61510.

La Compañía suministró a GL las Hojas de Datos de las siguientes Válvulas de Seguridad a las cuales les hace falta indicar el Calculo del Área y la “Designación del Orificio”: PSV-51512, PSV-51513, PSV-61502, PSV-61507 y PSV-61506. Germanischer Lloyd Industrial Services GmbH, Business Segment Oil and Gas

277 / 428

Reporte No.: GLP/GLM/MEMP/726-07 Rev. 0 Fecha: 2007-10-10

En la información recibida el 31 de Agosto de 2007, la Compañía TGP/COGA suministró a GL las Actas de Calibración de algunas Válvulas de Seguridad, tales como: PSV-56502, PSV-51506, PSV-51507, PSV-51508, PSV-52505, PSV-53507 y PSV-61501, así como la Lista de Embarque de la Válvula PSV-57501, lo cual no fue lo solicitado por GL en la Junta de aclaraciones que se llevó a cabo el 27 de Agosto de 2007 en las Oficinas de la Compañía TGP/COGA en Lurín, Perú, por lo que este Hallazgo queda “Abierto”. Con respecto a los Procedimientos de Construcción y los Registros para asegurar el cumplimiento de la Normatividad respectiva, GL indica que se solicitó durante la realización de las Inspecciones Físicas en las Estaciones PS-1, PS-2, PS-3 y PS-4 correspondientes al proyecto de referencia, pero nunca le fueron mostrados y solo le indicaban que estos los tenían en las oficinas de Lurín.

4.5.12.6.- Conclusiones El único comentario hecho por GL, aplicable a las Instalaciones Eléctricas de las Estaciones del proyecto de referencia, es respecto a la Caja de Conexiones que esta construida con los requerimientos de la Clasificación: Clase I, División I y se encuentra instalada a un costado de los Tableros de Control de las Turbo Bombas, en las 4 Estaciones de Bombeo (PS-1, PS-2, PS-3 y PS-4), ya que se detectó que no todos los accesorios de interconexión de esta caja, cumplen con los requerimientos de un Área Clasificada como Clase I, División I. GL no pudo determinar físicamente la clasificación del Área en que se encuentra instalada esta Caja de Conexiones, ya que en los Planos correspondientes a Clasificación de Áreas de las instalaciones, solo se muestra la vista de “Planta” de la misma, faltando por suministrar los planos de Elevaciones, Cortes y Detalles, motivo por el cual se generó el Hallazgo No. CAM/ELE/DBM/1/01. Por último se hace mención que en el caso de las Estaciones de Bombas (PS-1, PS-2, PS-3 y PS-4), falta considerar como Área Clasificada, Clase I, División II, la zona correspondiente a la acometida de gas a los Turbo Generadores, ya que en los planos no esta indicada esta área como clasificada. En la respuesta proporcionada por la Compañía TGP/COGA, para este Hallazgo, con respecto al área de los Turbo Generadores, hace mención a la Norma NFPA 37, Sección 4.5.2, la cual textualmente indica: 4-5.2 Receivers, if used, shall be certified with a stamp that they have been designed, constructed, and tested in accordance with the ASME Boiler and Pressure Vessel Code, Section VIII, Division 1, "Pressure Vessels." GL hace la observación que lo indicado en la Norma NFPA 37, Sección 4.5.2, no esta de acuerdo con lo expresado en la respuesta indicada en el documento emitido por la Compañía TGP/COGA, cabe aclarar que la versión aplicable en este caso es la Norma NFPA 37, Edición 1998, a la cual corresponde el inciso 4.5.2 indicado anteriormente. Adicionalmente GL hace la observación que para la emisión de este Hallazgo, se basó en lo indicado en el Standard API RP 500, segunda edición, noviembre de 1997, el cual indica claramente sus conceptos, independientemente del grado de complejidad de la instalación a analizar. No obstante lo anteriormente señalado la Compañía TGP/COGA indica en su respuesta a este Hallazgo que tomará en cuenta la recomendación y revisará los requerimientos del Standard: API RP 500, a fin de realizar la adecuación de los planos referidos.

Germanischer Lloyd Industrial Services GmbH, Business Segment Oil and Gas

278 / 428

Reporte No.: GLP/GLM/MEMP/726-07 Rev. 0 Fecha: 2007-10-10

En una conferencia técnica llevada a cabo el 31 de Agosto de 2007 con el personal especialista de la Compañía TGP/COGA, se determinaron los siguientes acuerdos: 1.- Serán verificadas y de requerirse, se instalarán todas las interconexiones necesarias a la Caja de Conexiones, Clase I, División I, que se encuentran instaladas en un un costado del Tablero de Control de las Turbo Bombas de las 4 Estaciones de Bombeo del proyecto de referencia y posteriormente se le enviará a GL una copia de la evidencia documental de que estas cajas cumplen con todos los requerimientos de un Area Clasificada como Clase I, División I. 2.- La Compañía TGP/COGA indicó que el comentario referido a la Norma NFPA 37, Sección 4.5.2, fue extraído de la Edición 2002 y no de la Edición 1998 como debe de ser, por lo que actualizará este comentario en la Edición 1998 de esta Norma y la suministrará como respuesta a GL Por lo anteriormente expuesto el Hallazgo No. CAM/ELE/DBM/1/01, se mantiene ABIERTO.

4.5.12.7.- Recomendaciones Es necesario que se revisen los Sistemas de Pararrayos, excluyendo las instalaciones que se encuentren ubicadas dentro de la zona comprendida entre las localidades de Pisco y Lima, coincidente con la traza del ducto en la zona de costa, ya que en las demás instalaciones la ubicación de estos elementos no da la protección a todos los componentes en donde se encuentra instalado; así mismo, se recomienda revisar el Sistema de Tierras de cada la instalación, con el objeto de comprobar que todos los componentes estén debidamente interconectados a este sistema y así evitar una posible descarga eléctrica. Es recomendable mantener todos los procedimientos constructivos empleados, así como los registros o reportes de las actividades que se van desarrollando, con el objeto de evidenciar las actividades cubiertas y su cumplimiento con las normas y especificaciones aplicables, así como con los sistemas de aseguramiento de calidad y control de calidad que se debieron haber aplicado durante la construcción de ambos ductos. La información que no se entregó o que se ha declarado como faltante, debe estar disponible durante la vida útil de cada uno de los Sistemas de Transporte.

4.5.13.- Sistema Automático de Supervisión, Control y Monitoreo de Condiciones Operativos (Sistema de Control y Adquisición de Datos (SCADA)) En los Términos de Referencia, para este concepto, se establece lo siguiente: Serán auditados los sistemas de control, adquisición de datos y comunicaciones, verificando: •

Diseño y normas aplicables.

•

Construcción e instalación de equipos y accesorios.

•

Ubicación de los centros de monitoreo.

•

Sistemas redundantes

•

Nivel de control y jerarquización del sistema SCADA.

•

Alternativas de comunicación (mínimo dos), fibra óptica, microondas, celular, VSAT, líneas telefónicas dedicadas o compartidas, radio convencional, etc.

•

Confiabilidad de la adquisición de datos en tiempo real.

Germanischer Lloyd Industrial Services GmbH, Business Segment Oil and Gas

279 / 428

Reporte No.: GLP/GLM/MEMP/726-07 Rev. 0 Fecha: 2007-10-10

•

Enlace de las Unidades Terminales Remotas (RTU´s).

•

Registro del comportamiento del Sistema SCADA durante las fallas ocurridas en el ducto de LGN.

Por lo que, a continuación se describe lo realizado por el personal de GL, durante la Auditoria Integral, y de acuerdo con la información proporcionada por TGP.

4.5.13.1.- Alcance del Trabajo Realizar la revisión de los documentos de diseño y normas aplicables, verificar los registros de la construcción e instalación de equipos y accesorios, verificar la ubicación de lo centros de monitoreo, los sistemas redundantes, los niveles de control y jerarquerización del sistema SCADA, alternativas de comunicación, confiabilidad de la adquisición de datos, enlace de las UTR´s y el análisis del sistema SCADA durante las cinco fallas ocurridas.

4.5.13.2.- Objetivos Corroborar el funcionamiento del Sistema SCADA, en cuanto a la adquisición de datos para la supervisión y control, de cada uno de los ductos del Proyecto Camisea, y realizar la revisión del comportamiento de los monitores, en cuanto a los registros de los parámetros de operación, previos y durante las fallas ocurridas en el ducto de LGN, hasta la determinación de la salida de operación.

4.5.13.3.- Referencias Para llevar a cabo la Revisión Documental y la Inspección Física del Sistema SCADA, se hizo uso de la siguiente documentación: • •

ANSI/IEEE-C37.1: Definition, Specification and Analysis of Systems used for Supervisory Control, Data Acquisition, and Automatic Control. Especificación Técnica del Sistema SCADA, identificado en el Doc. No. 2794-I-SP-00061, Rev. 1.

4.5.13.4.- Secuencia Para efecto de evaluar los conceptos de las actividades relacionadas con el Sistema SCADA, en su cumplimiento con su funcionamiento, construcción, instalación y confiabilidad en la obtención de datos, se llevó a cabo la siguiente secuencia: • Realizar la revisión de los documentos de origen, relativos al concepto del diseño del Sistema SCADA en la construcción de los Sistemas de Transporte del Proyecto Camisea. • Realizar la revisión de la instalación de equipos y accesorios, de acuerdo con los Planos. • Realizar la revisión de los Registros en su comportamiento y confiabilidad, para verificar su funcionamiento, sobre todo en las fallas ocurridas al sistema de LGN.

Germanischer Lloyd Industrial Services GmbH, Business Segment Oil and Gas

280 / 428

Reporte No.: GLP/GLM/MEMP/726-07 Rev. 0 Fecha: 2007-10-10

4.5.13.5.- Resultados Los Ductos de Gas Natural y de Líquidos de Gas Natural son monitoreados y controlados por un Sistema Automático de Supervisión, Control y Monitoreo (SCADA), el cual tiene la supervisión y el control de ambos ductos. El Sistema SCADA permitirá que operadores en Cuartos de Control monitoreen y controlen las condiciones de operación de ambos ductos, tales como Flujo, Presión y Temperatura, emitiendo comandos de control, monitoreando estados, recibiendo alarmas audibles, ejecutando programas de aplicación y revisando la información registrada de varias ubicaciones.

4.5.13.5.1.- Análisis del Sistema SCADA El Sistema SCADA está diseñado e implementado como un sistema para un alto nivel de confiabilidad y flexibilidad que un Sistema Integrado de PLC´s. El Sistema SCADA incluye los Servidores, Estaciones de PLC´s y RTU´s de válvulas de corte, Hardware y Software del SCADA, aplicación del software y el equipo asociado de comunicaciones con su interfase para cada instrumento instalado. GL auditó el Sistema Automático de Supervisión, Control y Monitoreo de Condiciones Operativas (SCADA), basándose en lo indicado en la Especificación Técnica del Sistema SCADA, identificado en el Documento No. 2794-I-SP-00061, Rev. 1, el cual fue proporcionado por la Compañía TGP y lo indicado en la Norma: ANSI/IEEE-C37.1: Definition, Specification and Analysis of Systems used for Supervisory Control, Data Acquisition, and Automatic Control, obteniendo los siguientes resultados: •

•

La construcción e instalación de equipos y accesorios se encuentra de acuerdo a lo indicado en los Planos de Arquitectura del Sistema SCADA y Topología de Respaldo de Comunicaciones, los cuales no se encuentran identificados, adicionalmente al Sistema se le están agregando actualmente elementos tales como Cámaras de TV, Alarmas de Intrusos y Medidores de Humedad, por lo que es recomendable mantener actualizados los Planos correspondientes al Sistema SCADA y las Bases de Datos de Entradas y Salidas, Analógicas y Digitales, correspondientes. En los Planos y Documentos de Ingeniería, correspondientes a la Arquitectura del Sistema SCADA, el Cuarto de Control de Contingencias, se indica su ubicación en Ayacucho, Huamanga, pero físicamente, este se encuentra instalado en el Distrito de Sn. Isidro en Lima, por lo que se generó el Hallazgo No. CAM/INST/DBM/2/02 (Anexo III), cabe aclarar que este Hallazgo es del tipo Documental, por lo que es necesario actualizar los Planos de Arquitectura del Sistema SCADA y emitir un Documento de Justificación del cambio de ubicación del Cuarto de Control de Contingencias del Sistema SCADA, de Ayacucho al Distrito Sn. Isidro en Lima. GL hace la aclaración que como respuesta a este Hallazgo levantado, la Compañía TGP/COGA suministró a GL una copia de los siguientes documentos, los cuales ya se encuentran actualizados indicando la ubicación del Cuarto de Control de Contingencias en el Distrito de San Isidro en Lima, Perú. - 2794-I-SP-00004, Rev. 1.- Pipeline Operation Philosophy, (documento). - 2794-I-SP-00061, Rev. 2.- SCADA System, (documento). - 2794-I-TP-00001, Rev. 4.- SCADA & Comunications, System Architecture, (Plano). Debido a lo indicado anteriormente el Hallazgo No. CAM/ELE/DBM/2/02, queda: CERRADO.

Germanischer Lloyd Industrial Services GmbH, Business Segment Oil and Gas

281 / 428

Reporte No.: GLP/GLM/MEMP/726-07 Rev. 0 Fecha: 2007-10-10

• •

•

El Sistema SCADA para monitoreo de datos es redundante a través de Fibra Óptica, instalada en forma de Anillo y Microondas a través de antenas parabólicas instaladas en las principales Estaciones del proyecto de referencia. Las alternativas de comunicación que contiene el Sistema SCADA son: Fibra Óptica, Microondas y Líneas Telefónicas de uso común, adicionalmente estando en el campo los ingenieros hacen uso de Teléfono Celular y Radio Convencional. Durante la realización de las Inspecciones Físicas a las Estaciones Principales del proyecto de referencia, GL comprobó la adquisición de datos en tiempo real, en el caso de las RTU´s, las cuales se encuentran instaladas junto a las Válvulas de Corte a través de la Línea Telefónica y en las Estaciones Principales donde se encuentran instaladas PLC´s a través de la pantalla de la Estación de Monitoreo Local y Radio o Celular a la vez, en ambos casos se comprobaba la lectura indicada localmente por el Transmisor de Presión, Temperatura, Tipo inteligente y la lectura indicada en la pantalla del SCADA de la Estación de Monitoreo Local y en la Estación Lurín, cabe aclarar que en todos los casos los resultados fueron satisfactorios.

•

GL verificó que el enlace de las Unidades Terminales Remotas (RTU´s) es a través de la Fibra Óptica y este enlace se encuentra respaldado, en caso de un corte, por Microondas a través de las Antenas Parabólicas estratégicamente instaladas.

•

En las bases de diseño se establece el requerimiento de la instalación de un Dispositivo de Detección de Fuga, el cual aún no está instalado. Ver No: Hallazgo CAM/E&I/DBM/1/14. Nota: En la información recibida después del 20 de Junio de 2007, se proporciona la información técnica del dispositivo neumático de activación local el cual actúa cerrando la válvula

correspondiente ante una rotura ó despresurización del Ducto de Gas Natural.

4.5.13.6.- Conclusiones La construcción e instalación de equipos y accesorios se encuentra de acuerdo a lo indicado en los Planos de Arquitectura del Sistema SCADA y Topología de Respaldo de Comunicaciones, los cuales no se encuentran identificados, adicionalmente al Sistema se le están agregando actualmente elementos tales como Cámaras de TV, Alarmas de Intrusos y Medidores de Humedad. En los Planos y Documentos de Ingeniería, ya actualizados y que corresponden a la Arquitectura del Sistema SCADA, el Cuarto de Control de Contingencias, se indica su ubicación en el Distrito de Sn. Isidro en Lima. Adicionalmente y como conclusión del comportamiento del Sistema SCADA, durante las fallas ocurridas en el poliducto, GL determina que este Sistema trabajó “Adecuadamente” y es aceptable, de acuerdo a la filosofía a la que está diseñado, ya que en 4 casos las fugas fueron detectadas en el momento en que alcanzan un nivel considerable, dentro del rango de respuesta, de tal forma que se refleja la variación que alcanza, de manera inmediata, alertando el sistema y el sistema detectó la caída de presión correspondiente y en 1 caso, en el que la fuga correspondió a un goteo, el sistema no detectó la caída de presión, sino que esta fuga se detectó por las manchas en el suelo y posteriormente se tomaron acciones, el goteo en este caso no debe haber sido representativo versus la disminución de presión, concordando ello con las características y filosofía del propio Sistema SCADA. Para el análisis del comportamiento de la presión, GL tomó en cuenta las condiciones del relieve del terreno, ya que cuando el relieve es casi plano es detectable fácilmente la caída de presión, pero cuando se tiene una columna “Aguas Abajo” de la válvula es necesario considerarla para el análisis, ya que la variación de la presión a la hora de la fuga es menos considerable y posteriormente tiende a incrementarse la presión. Germanischer Lloyd Industrial Services GmbH, Business Segment Oil and Gas

282 / 428

Reporte No.: GLP/GLM/MEMP/726-07 Rev. 0 Fecha: 2007-10-10

GL realizó el análisis del comportamiento del Sistema SCADA, en los tiempos cercanos a la ocurrencia de cada una de las fallas, ya que posteriormente es factible detectar variaciones en la presión del poliducto, debido a operaciones del mismo y que son realizadas por el Departamento de Producción.

4.5.13.7.- Recomendaciones Es recomendable mantener actualizados los Planos correspondientes al Sistema SCADA y las Bases de Datos de Entradas y Salidas, Analógicas y Digitales, correspondientes.

4.5.14.- Instalaciones Superficiales En los Términos de Referencia, en lo referente a esta partida, se dice: Las instalaciones superficiales comprendidas para este proyecto incluyen: Válvulas de Bloqueo, Válvulas Check, Trampas Lanzadoras y Receptoras de Raspatubos y Detectores Raspatubos. Serán auditados los procedimientos y la documentación técnica para asegurar el cumplimiento de la Norma ANSI/ASME B31.4 y ANSI/ASME B31.8, verificando: •

• •

•

Detalles de diseño que se encuentren en conformidad con la norma citada, en especial válvulas de cualquier clase y tipo, lanzadores y receptores de raspatubos y sus derivaciones (“by pass”), puentes, anclajes y otros. Localización de las válvulas de bloqueo y alivio. Registro de análisis de tensiones a las que serán sometidas estas instalaciones, incluyendo las cargas impuestas por/y a la tubería enterrada, así como de los anclajes y soportes requeridos para absorber deflexiones longitudinales. Utilización de procedimientos aprobados de soldadura y ensayos no destructivos (NDT) en el montaje de estas instalaciones.

Por lo que, a continuación se describe lo realizado para la atención de esta área y los resultados obtenidos.

4.5.14.1.- Alcance del Trabajo Realizar la recopilación de la información relacionada con las partes superficiales, los detalles de diseño, localización de las válvulas, registro de análisis tensionales y la utilización de procedimientos aprobados de soldadura y ensayos no destructivos, revisar toda la documentación proporcionada y verificar su cumplimiento con las normas y especificaciones aplicables.

4.5.14.2.- Objetivos Verificar que las instalaciones superficiales se encuentren dentro de las especificaciones de diseño requeridas, que las válvulas se encuentren en la ubicación requerida, que los registros de análisis de tensiones hayan sido debidamente aplicados y que se hayan aplicado procedimientos de soldadura aprobados, así como los procedimientos de inspección adecuados y establecidos en el Proyecto.

Germanischer Lloyd Industrial Services GmbH, Business Segment Oil and Gas

283 / 428

Reporte No.: GLP/GLM/MEMP/726-07 Rev. 0 Fecha: 2007-10-10

4.5.14.3.- Referencias Para efecto de llevar a cabo la Auditoría Integral, se tomaron como referencia las normas mostradas en la tabla 6, así como los documentos que se muestran en la tabla 86, ambas tablas se pueden observar en el Anexo I. Además de las referencias anteriormente nombradas, otros documentos fueron utilizados, los cuales se mencionan a continuación:

• • • • • • • • • • • • • •

Reglamento Nacional de Construcciones-Normas Técnicas de Edificación E.020 Cargas, El Peruano Mayo 2006 Reglamento Nacional de Construcciones-Normas Técnicas de Edificación E.030 Diseño Sismoresistente, El Peruano Mayo 2006 Reglamento Nacional de Construcciones-Normas Técnicas de Edificación E.050 Suelos y Cimentaciones, El Peruano Mayo 2006 Reglamento Nacional de Construcciones-Normas Técnicas de Edificación E.060 Concreto Armado, El Peruano Mayo 2006 Reglamento Nacional de Construcciones-Normas Técnicas de Edificación E.090 Estructuras Metálicas, El Peruano Mayo 2006 ACI 318M-02 Building Code Requirements for Structural Concrete, September 2002 ACI 318M-05 Building Code Requirements for Structural Concrete, July 2006 DIN 1045-1 Plain, Reinforced and Pre-stressed Concrete Structures. Part 1: Design and Construction, July 2001 GL Rules IV, Part 6, Section 5, Concrete Structures, Germanischer Lloyd, Hamburg, latest edition Joseph E. Bowles: Foundation Analysis and Design, McGraw-Hill Book Company, fourth edition 1988, Singapore José A. Jiménez Salas: Geotécnia y Cimientos, tomo I, II y III, Editorial Rueda, 1976-1981, Madrid Jorge E. Alva Hurtado: Dinámica de Suelos, Universidad Nacional de Ingeniería, 2002, Lima Luis I. González de Vallejo (Coord.): Ingeniería Geológica, Pearson Prentice Hall, 2006, Madrid Carlos Kraemer, Ignacio Morilla Abad: Explanaciones y Drenaje, Universidad Politénica de Madrid, 1984, Madrid

4.5.14.4.- Secuencia Para efecto de evaluar y verificar el cumplimiento, de lo descrito en los párrafos anteriores, se estableció y aplicó la siguiente secuencia: •

Revisión de la Documentación de detalles de Diseño, análisis de tensiones, procedimientos y especificaciones proporcionada por TGP

Germanischer Lloyd Industrial Services GmbH, Business Segment Oil and Gas

284 / 428

Reporte No.: GLP/GLM/MEMP/726-07 Rev. 0 Fecha: 2007-10-10

•

•

Visitas a sitio para verificar los equipos y válvulas instaladas, de acuerdo con su identificación y placa de datos, empleando para ello los diagramas de tuberías e instrumentos y planos de trazo y perfil, con los cuales se fue identificando su ubicación Revisión de los procedimientos de soldadura y de inspección, tomando como base las especificaciones resultantes de la ingeniería, los códigos, normas y especificaciones internacionales aplicables.

4.5.14.5.- Resultados Detalles de Diseño: Es importante hacer notar que el análisis de esfuerzos ha sido descrito y desarrollado en el apartado correspondiente al punto 4.2.5.9.- Análisis de Esfuerzo, en donde se establece que los análisis de esfuerzos realizados en CAESAR II reportan resultados satisfactorios; sin embargo, en la manera en que los resultados fueron entregados no nos permite asegurar un cumplimiento total de dichos cálculos. La clasificación general de los componentes estructurales deberán ser definidos como sigue a continuación: Superestructura: los soportes estructurales de la tubería de acero, los soportes estructurales del equipo de procesamiento de acero, las columnas de las edificaciones de acero estructural y marcos tubulares de acero estructural para cruces de río. Subestructura: los cimientos de concreto reforzado. Túneles: revestimiento de torcreto (shotcrete en inglés) reforzado con malla que actúa como una membrana para redistribuir las cargas hacia una formación de roca firme. Los soportes de la tubería, los equipos y tanques de procesamiento, la superestructura ejerciendo carga sobre los cimientos - la subestructura. Los cimientos son parte del sistema de ingeniería que sirve de interfase entre los componentes que soportan la carga y el suelo. Es evidente, sobre la base de esta definición de cimientos, que es la parte más importante del sistema de ingeniería civil. El dictamen de ingeniería como parte del proceso de auditoría del diseño civil considera a la mecánica de suelos, la geología y el diseño estructural. Debido a la naturaleza heterogénea de la tierra y de las masas de roca es raro que dos cimientos sean iguales excepto por coincidencia. Los cimientos pueden ser clasificados en cimientos de poca profundidad, de base de apoyo extensa, de base de apoyo inclinada, base de apoyo con pedestales y cimientos con loza. El Sistema de Transporte de GN y LGN se diseña para una vida útil de 33 años, asumiendo buenas prácticas de funcionamiento y mantenimiento, por lo que para confirmar esta condición se solicitó a TGP, la siguiente documentación: a) De diseño •

Bases de Diseño: especificaciones de las bases para el dimensionamiento de los muertos de anclaje y soportes de tubería.

Germanischer Lloyd Industrial Services GmbH, Business Segment Oil and Gas

285 / 428

Reporte No.: GLP/GLM/MEMP/726-07 Rev. 0 Fecha: 2007-10-10

• • • •

Bases de Diseño: características del suelo. Memorias de cálculo: muertos de anclaje, soportes, túneles, puentes, cruces, etc. Planos aprobados para túneles, puentes, cruces, etc. Planos aprobados para muertos de anclaje, soportes, etc.

b) De construcción •

Planos tal como se construyó en realidad (as–built en inglés) o Planos de colocación de encofrado. o Planos de colocación de refuerzos. o Planos de taller de la estructura de acero. o Revestimiento de túneles.

c) Planos de Trazado Los planos de trazado se muestran en la tabla 87 del Anexo I. d) Especificaciones Técnicas Las especificaciones técnicas se muestran en la tabla 88 del Anexo I. e) Cimientos Los documentos relacionados a los cimientos se muestran en la tabla 89 del Anexo I. f) Túneles Los documentos relacionados a los túneles se muestran en la tabla 90 del Anexo I. g) Dibujos de Diseño de los Soportes Estándares de Tuberías Los documentos relacionados a los soportes se muestran en la tabla 91 del Anexo I. h) Dibujos de Colocación de Encofrados No proporcionados. i) Dibujos de Colocación de Refuerzos Los documentos relacionados a la colocación de refuerzos se muestran en la tabla 92 del Anexo I. De acuerdo a la revisión de documentos, las referencias indicadas y los lugares visitados faltan los siguientes documentos de importancia especial: a) Documentación de Diseño • •

Bases de Diseño: Especificaciones de las bases para el dimensionamiento de los muertos de anclaje y soportes de tubería. Documento Nº 2794-C-SP-00004 Varillas de Refuerzo

Germanischer Lloyd Industrial Services GmbH, Business Segment Oil and Gas

286 / 428

Reporte No.: GLP/GLM/MEMP/726-07 Rev. 0 Fecha: 2007-10-10

• • •

Memorias de Cálculo: muertos de anclaje, soportes y similares. Planos aprobados de construcción para túneles y similares. Planos aprobados de construcción para muertos de anclaje, soportes y similares.

b) Documentación de Construcción •

Planos tal como se construyó en realidad (as - built). o Dibujos de colocación de encofrado y similares. o Planos de colocación de refuerzos y similares. o Planos de taller de estructura de acero. o Revestimiento de túneles.

Visitas a Lugares de Ubicacipon de Instalaciones. Los planos de trazado para las estaciones de bombeo 3 y 4, disponibles en las plantas de procesamiento están en etapa de nueva revisión, los cuales no fueron proporcionados a GL por TGP, y corresponden a los siguientes: Documento No. 2794-P-PP-53001 2794-P-PP-53001 2794-P-PP-54001 2794-P-PP-54001

Rev. 3 2 6 5

Título NGL Pipeline, NGL Pump Station # 3, Plot Plan NGL Pipeline, NGL Pump Station # 3, Plot Plan NGL Pipeline, NGL Pump Station # 4, Plot Plan NGL Pipeline, NGL Pump Station # 4, Plot Plan

Disponibilidad Process plant GL (issued for as-built) Process plant GL (issued for as-built)

Tabla 4.5.14.5.1 – Planos de las estaciones de Bombeo 3 y 4 – Nuevas Revisiones

De la revisión en sitio de las partes superficiales se tiene: a) Estación de Bombeo # 3 Sistema de Drenaje de Superficie. Las áreas, sin unidades de procesamiento, se encuentran pavimentadas con grava, los caminos de agregados a las plantas y los sistemas de drenaje de superficie con canal descubierto reforzado con concreto fueron revisados visualmente. En el área Estructural se revisaron visualmente las estructuras de soporte y miembros estructurales, las cuales se muestran en la tabla 93 del Anexo I. b) Estación de Bombeo # 4 Sistema de Drenaje de Superficie. Las áreas, sin unidades de procesamiento, se encuentran pavimentadas con grava, los caminos de agregado a las plantas y los sistemas de drenaje de superficie con canal descubierto reforzado con concreto fueron revisados visualmente. Área Estructural. Se revisaron visualmente las siguientes estructuras de soporte y miembros estructurales (ver tabla 94 del Anexo I). De la revisión de estos documentos, se tiene lo siguiente: a) Subestructura

Germanischer Lloyd Industrial Services GmbH, Business Segment Oil and Gas

287 / 428

Reporte No.: GLP/GLM/MEMP/726-07 Rev. 0 Fecha: 2007-10-10

El diseño de los cimientos ha sido revisado en cuanto al estado de sus límites requeridos, detalles de las estructuras de soporte y estructuras colindantes tales como tamaños, efectos estructurales y rigidez, basándose en lo siguiente: • • • • • • • • • • • • • • •

Conocimiento de las condiciones del suelo y de los niveles de agua. Valores característicos y valores de diseño de los suelos pertinentes y los parámetros de roca. Ubicaciones, tamaño y sección de las estructuras, sus pesos y sus cargas. Lista de efectos a ser soportados. Investigación de estructuras adyacentes, áreas de tráfico y servicios, los cuales podrían ser afectados por los trabajos de operación. Requerimientos de la geometría del lugar y de la construcción. Planeamiento para futuras ampliaciones. Datos de tolerancia en cuanto a asentamiento del terreno y tirones, deflexión y desplazamiento horizontal. Efectos de temperatura. Situaciones de diseño para accidentes. Calidad química del agua del suelo. Características geológicas e hidrogeológicas del lugar y alrededores (fallas, rocas solubles, rellenos de tierra, antiguos deslizamientos de tierra, etc.). Riesgos posibles por deterioro de materiales a largo plazo (corrosión, pérdida de la resistencia del concreto o meteorización del suelo). Información acerca de terremotos. El dimensionamiento, planos y sección de los cimientos siguen las recomendaciones de los informes de suelo.

Los aspectos del diseño estructural de los cimientos de concreto reforzado son viables y económicos. GL no tiene objeciones para las estructuras actuales en cuanto a durabilidad y facilidad de servicios. b) Sistema de Drenaje de Superficie Las plantas de procesamiento, tal como se enlistan a continuación, serán divididas de acuerdo a sus diferentes usos en áreas de procesamiento pavimentadas con concreto reforzado (al aire libre, albergue o edificaciones) áreas sin unidades de procesamiento, pavimentadas con grava permeable y caminos a plantas, de agregados permeables, cubiertos con grava natural y canales descubiertos con concreto reforzado. Para que el agua pueda fluir fuera del pavimento de la pista, debe ponerse una pendiente transversal y luego una pendiente longitudinal para satisfacer los requerimientos de factibilidad de un sistema de drenaje de superficie, siguiendo la topografía específica de cada planta de procesamiento. Una caída de lluvia moderada se disipa directamente por filtración en el suelo y evaporación. Descargas de agua extremas debido a la ocurrencia de tormentas requieren de una respuesta rápida, la cual se asegura por medio de un sistema de canales al costado de la pista, siguiendo las recomendaciones de los informes acerca de suelos “es importante considerar en el proyecto un sistema de drenaje adecuado para la pluviosidad de la zona”. La tabla 95 del Anexo I muestra los sistemas de drenajes en las áreas de proceso. Los aspectos del diseño hidrológico del sistema de drenaje de superficie en general son viables y no causan daño al medio ambiente. GL no tiene objeciones en cuanto a las estructuras actuales.

Germanischer Lloyd Industrial Services GmbH, Business Segment Oil and Gas

288 / 428

Reporte No.: GLP/GLM/MEMP/726-07 Rev. 0 Fecha: 2007-10-10

Adicionalmente, se revisaron los cálculos y los planos de diseño de los drenajes pluviales de las instalaciones áreas, estas instalaciones incluyen las trampas de envío y recepción de diablos, las estaciones de bombeo así como las instalaciones para reducción de presión, el objeto de esta revisión fue corroborar que el diseño de estos sistemas son adecuados para evacuar el agua de lluvia para las condiciones de tormenta más severas esperadas por diseño. La metodología de revisión de GL incluye revisar las memorias de cálculo del dimensionamiento de los sistemas de drenajes, así como en verificar los planos constructivos de los mismos. Todo sistema de drenaje pluvial debe estar diseñado para recolectar el agua de lluvia de áreas no contaminadas (sin presencia de hidrocarburos) como techos, losas de piso y demás instalaciones superficiales, de modo tal que la capacidad de los mismos sea suficiente para conducir el agua de lluvia a un sitio conveniente, asegurando un flujo libre, sin erosión o daño bajo aquellas condiciones meteorológicas estadisticamente más desfavorables registradas en los sitios de las instalaciones superficiales. El material propuesto para recubrir los canales abiertos es una mezcla de suelo-cemento, para los registros y conexiones será el hormigón. El flujo estimado para las áreas a desaguar se calculó por el método racional, utilizando la formula siguiente:

Q=

C⋅I ⋅A 360

En donde: Q: C: I: A:

Flujo de desagüe (m3/s) Coeficiente de desagüe intensidad de lluvia (mm/h) Área del drenaje (m2)

La intensidad de lluvia considerada para el diseño, fue tomada de los datos de lluvia para las 24 horas de lluvia máxima registrada en los sitios correspondientes a las instalaciones aéreas de los ductos del Sistema de Transporte de CAMISEA, intensidad calculada para una lluvia de duración de 10 minutos y con un período de retorno de 50 años, acorde con los datos proporcionados por el SENAMI (Servicio Nacional de Meteorología e Hidrología del Perú). Las velocidades de diseño para el flujo para los canales fueron: Velocidad mínima = 0.30 m/s Velocidad máxima = 3.0 m/s Los coeficientes de descarga considerados fueron acorde la rugosidad de las superficies por lo que los siguientes valores fueron tomados: C = 1.0 para áreas pavimentadas con concreto y techos. C = 0.9 para áreas pavimentadas con asfalto. C = 0.75 para áreas con grava. C = 0.3 a 0.7 para áreas no pavimentadas y fuera de la pendiente de la tierra. Se emplearon los siguientes coeficientes de rugosidad n (coeficiente de Manning): Germanischer Lloyd Industrial Services GmbH, Business Segment Oil and Gas

289 / 428

Reporte No.: GLP/GLM/MEMP/726-07 Rev. 0 Fecha: 2007-10-10

n = 0.022 para suelo-cemento. n = 0.013 para concreto. Los canales de drenaje fueron diseñados para mantener una altura libre del canto del canal al nivel máximo de líquido de 150 mm, inclusive para las peores tormentas esperadas por diseño. Finalmente se verificaron los esfuerzos sobre la superficie de los canales con el fin de conocer el esfuerzo cortante sobre la superficie y asegurar que no exista socavación, así que para los canales de suelo-cemento no se sobrepasó en ningún caso de diseño el valor permisible de 215 kg/m2

Al concluir con la revisión de los sistemas de drenajes pluviales se encontró un adecuado diseño de los mismos por lo que se espera que su funcionamiento sea adecuado durante la vida útil de la instalación. c) Localización de las válvulas de bloqueo y alivio Se realizó el análisis referente a la ubicación de las válvulas de bloqueo y alivio, así, tenemos que en el ducto de GN se encuentran ubicadas de acuerdo a lo establecido en ANSI/ASME B31.8, tomando en consideración la clase de localización por donde va el DDV, cumpliendo con las distancias establecidas y requeridas por la normatividad aplicable, quedando ubicadas en los kilometrajes de acuerdo a la tabla 2 del Anexo I. Mientras que para el ducto de LGN, las válvulas fueron colocadas en los cruces de ríos principales, en el lado aguas arriba, y se colocó una válvula check, en el lado aguas abajo, determinada en función del riesgo y la clasificación de ríos principales por donde cruza el ducto, de acuerdo con la tabla 5 del Anexo I. d) Lanzadores y receptores de raspatubos La totalidad de las Hojas de Datos para las trampas de envío y recibo se revisaron en base a los siguientes códigos y Normas: ASME/ANSI B31.4 y B31.8, ASME Secc. VIII Div. 1 Párrafo UG-35: para Tapas de Cierre Rápido para Cubetas. Así como las especificaciones 2794-V-TS-11001 a 2794-V-TS-61026 para las Trampas de Recibo y Envío. La revisión de estos componentes en su concepto de diseño se considera aceptable, por lo que no se tiene alguna observación en ese sentido, con excepción a lo referente a los registros de trazabilidad y reportes de inspección y pruebas aplicadas, ya que fueron documentos que no fueron proporcionados. e) Procedimientos de Soldadura Con relación a los procedimientos de soldadura aprobados, ya se hizo un análisis con referencia a los procedimientos utilizados como parte de las juntas de la línea regular, los cuales, en algunos casos son aplicables en estas instalaciones superficiales, por lo que aplican las mismas observaciones (Ver apartado 4.5.3.5.- Resultados de este reporte). Sin embargo, se tienen otros procedimientos adicionales, aplicables en soldaduras de filete y a penetración completa, los cuales se han encontrado aceptables. f) Procedimientos de Pruebas No Destructivas Por otra parte, TGP, a través de su contratista en las actividades de inspección de juntas soldadas, empleó los mismos procedimientos de pruebas no destructivas para la inspección de las juntas circunferenciales y de

Germanischer Lloyd Industrial Services GmbH, Business Segment Oil and Gas

290 / 428

Reporte No.: GLP/GLM/MEMP/726-07 Rev. 0 Fecha: 2007-10-10

filete y a penetración completa, por lo que aplican las mismas observaciones realizadas en el apartado 4.5.4.5.- Resultados del presente reporte. GL realizó una evaluación aleatoria, de los registros y reportes, de las juntas realizadas de algunas de las instalaciones superficiales. Los resultados se observan en la tabla 96 del Anexo I. Observaciones Generales: 1) En la mayoría de los casos, No se presentan los isométricos correspondientes a los registros de control de la rastreabilidad de las soldaduras en las instalaciones superficiales. 2) Se observa que la inspección visual se realiza al 100% en todas las soldaduras realizadas de acuerdo a los registros de rastreabilidad de soldaduras. Para la aplicación de otras técnicas en PND como son RT y PT, la inspección en algunos casos se realiza de manera aleatoria, mientras que en otros casos se realiza hasta el 100%. 3) En muchos casos, No se indica el diámetro de la tubería en los registros de rastreabilidad de soldaduras. 4) En varios registros, se indica un diámetro de la tubería soldada diferente al indicado en los reportes de inspección de PND. 5) En algunos registros se ha detectado que hacen falta los respaldos documentales, correspondientes a los reportes de PND. 6) En varios casos no se incluye el registro o control de rastreabilidad de soldaduras; solo se cuenta con reportes de inspección radiográfica y/o de líquidos penetrantes. 7) Existen registros de rastreabilidad de soldaduras y reportes de PND ilegibles. 8) En algunos casos, los reportes de PND, no indican los diámetros de las tuberías soldadas e inspeccionadas. 9) En varios casos, no se encuentran actualizados los registros de rastreabilidad de soldaduras. 10) La inspección mediante técnicas de PND, se desarrolló con la participación de personal de las compañías: • AMERICAN TESTING GROUP. • INGECONTROL-IPEN-BRASITEST •

ENDECOT

4.5.14.6.- Conclusiones La solidez y hermeticidad del concreto reforzado estructural y las piezas constituyentes del acero estructural cumplen con los estándares pertinentes y las normas en uso. Los cimientos de las bombas de la línea principal y los generadores impulsados por motores a gas han sido estructurados independientemente de la construcción adyacente y de los pisos de concreto reforzado de la totalidad de las edificaciones con juntas de expansión adecuadas. Las estructuras de soporte garantizan su funcionabilidad y protegen los equipos y el medio ambiente. La construcción y el diseño del drenaje pluvial son adecuados con respecto a las condiciones de diseño previstas.

Germanischer Lloyd Industrial Services GmbH, Business Segment Oil and Gas

291 / 428

Reporte No.: GLP/GLM/MEMP/726-07 Rev. 0 Fecha: 2007-10-10

Las instalaciones superficiales cumplen en su concepto de diseño, las especificaciones de materiales y la construcción de las mismas es aceptable; sin embargo, para efecto de evaluar la fase constructiva en su totalidad GL no contó con toda la información necesaria. Remarcando la falta de los registros de trazabilidad de estas secciones, de manera parcial para la instalación de las válvulas y en su totalidad para los lanzadores-receptores de los raspatubos.,con el objeto de corroborar que todos sus componentes hayan sido debidamente registrados y que las juntas soldadas hayan sido inspeccionadas y liberadas conforme al diseño.

4.5.14.7.- Recomendaciones Tomando en consideración lo descrito en los apartados anteriores, se tienen las siguientes recomendaciones: 1) No se indica en los registros de trazabilidad de soldaduras, en base a que procedimiento o especificación se realiza la inspección de las soldaduras en las instalaciones superficiales. Es recomendable que se indique lo anterior, para determinar en base a que se realizan o no, inspecciones o PND específicas, diferentes a la inspección visual.

2) Se recomienda contar con todos los registros de rastreabilidad de soldaduras e isométricos de la

instalación superficial, en caso contrario no se puede determinar la cantidad real de las soldaduras fabricadas.

4.5.15.- Estaciones de Medición En los Términos de Referencia, correspondientes a esta sección, se dice: Los procedimientos y documentación técnica de construcción, así como los registros de campo, serán auditados para asegurar el cumplimiento de las normas ASME, AGA, ANSI, API y las que se hayan aplicado específicamente para este tipo de instalación, verificando: • • • •

Normas para instalación de sistemas de medición de gas y líquidos, y verificación de su aplicación. Utilización de accesorios adecuados de acuerdo a diseño. Procedimientos aprobados y registros de las pruebas y calibración de los equipos e instrumentos, respectivamente. Verificación de que el registro, transmisión y análisis de la información es confiable y se realiza en tiempo oportuno para asegurar el control de los volúmenes de gas y líquidos transportados.

Por lo que, a continuación se describe lo realizado para la atención de esta partida y los resultados obtenidos.

4.5.15.1.- Alcance del Trabajo Realizar la evaluación de la información que se proporcione de esta partida, con el objeto de confirmar el cumplimiento de las especificaciones, normas y otros documentos aplicables a los sistemas de medición de flujo verificar que se hayan utilizado los accesorios adecuados, que se haya contado con procedimientos acordes y aprobados y que se hayan generado los registros de calibración y de pruebas necesarias, así como obtener evidencias de que los datos obtenidos son los correctos y se dan en tiempo y forma con los instrumentos utilizados.

Germanischer Lloyd Industrial Services GmbH, Business Segment Oil and Gas

292 / 428

Reporte No.: GLP/GLM/MEMP/726-07 Rev. 0 Fecha: 2007-10-10

4.5.15.2.- Objetivos Verificar el cumplimiento con las normas y documentos aplicables en los sistemas de medición y corroborar la adecuada instalación de los mismos, que se tengan los registros de pruebas y calibración y su funcionamiento en las condiciones actuales de operación.

4.5.15.3.- Referencias Para efecto de llevar a cabo la Auditoría Integral, se tomaron como referencia los documentos mostrados en la tabla 97 del Anexo I.

4.5.15.4.- Secuencia Para efecto de evaluar los conceptos de las actividades relacionadas con las Estaciones de Medición, en su cumplimiento con las normas y especificaciones, se llevó a cabo la siguiente secuencia:

• Realizar la revisión de los documentos de origen, relativos al concepto de las Estaciones de Medición, en la construcción de los Sistemas de Transporte del Proyecto Camisea. • Realizar la revisión de las memorias de cálculo correspondientes a los sistemas de medición. • Realizar la revisión de la instalación de equipos y accesorios, de acuerdo con los Planos. • Realizar la revisión de los Procedimientos aprobados y registros de las pruebas y calibración de los equipos e instrumentos empleados en la construcción de los Sistemas de Transporte del Proyecto Camisea

• Realizar la verificación del registro, transmisión y análisis de información, en cuanto a su confiabilidad y respuesta en tiempo.

4.5.15.5.- Resultados No fue posible verificar la aplicación de las Normas para la instalación de Sistemas de Medición de Gas, tales como: Reporte AGA 3, para Medidores de Flujo de Gas, Tipo Placas de Orificio, Reporte AGA 7, para Medidores de Flujo de Gas, Tipo Turbina, Reporte AGA 9, para Medidores de Flujo de Gas, Tipo Ultrasónico y para Líquidos el API Manual of Petroleum Measurement Standards, ya que no le fueron proporcionadas a GL las Memorias de Cálculo respectivas, motivo por el cual se generó el Hallazgo No. CAM/INST/DBM/1/13 (Anexo III), ni tampoco los Certificados de Calidad de estos Equipos de Medición, por lo que al respecto se generó el Hallazgo No. CAM/E&I/DBM/2/08 (Anexo III), cabe aclarar que en los documentos mencionados en la tabla 97 del anexo I se indican las Normas bajo las cuales se instalaron y construyeron estos Equipos de Medición. GL hace la aclaración que como respuesta a estos 2 Hallazgos levantados, la Compañía TGP/COGA suministró a GL una copia de las Hojas de Datos de los Medidores de Flujo para Líquidos y el Instructivo de Instalación y Operación de los Medidores de Flujo Ultrasónicos, Marca KROHNE, adicionalmente en los Data Books del fabricante se encuentran contenidas estas Hojas de Datos y su Certificado de Calidad respectivo. Adicionalmente en su respuesta a estos Hallazgos la Compañía TGP/COGA indica que los documentos correspondientes a las Memorias de Cálculo de los Medidores de Flujo fueron debidamente revisadas en Germanischer Lloyd Industrial Services GmbH, Business Segment Oil and Gas

293 / 428

Reporte No.: GLP/GLM/MEMP/726-07 Rev. 0 Fecha: 2007-10-10

varias ocasiones durante el desarrollo de la ingeniería como requisito previo a su aprobación para construcción. Debido a lo indicado los Hallazgos No. CAM/E&I/DBM/2/08 y No. CAM/INST/DBM/1/13, quedan CERRADOS. Durante las Inspecciones Físicas realizadas por GL, se pudo comprobar que los Medidores de Flujo para Gas y Líquidos, cuentan con los accesorios adecuados para su funcionamiento. Del total de los Certificados de Calibración de los Instrumentos, instalados en este proyecto, solo le fueron suministrados a GL los Certificados de Calibración de los Medidores de Flujo del Patín de Medición de Gas, ubicado en Lurín los cuales son del Tipo Ultrasónico: 1 de 4” Φ y 3 de 8” Φ, de 1 Medidor de Flujo, Tipo Bidireccional de 12” Φ, No. de Serie: MDP-562 y de un Transductor de Densidad de Líquido. GL hace la observación que los Certificados de Calibración mencionados anteriormente tienen una fecha del año 2003, por lo que se puede deducir que estas calibraciones fueron hechas en las plantas del proveedor, faltando los Certificados de Calibración de los Instrumentos ya en sitio, al recibirlos, así como los resultados de las calibraciones hechas en campo de acuerdo al Plan de Mantenimiento a los instrumentos, por lo anteriormente expuesto se generó la el Hallazgo No. CAM/INST/DBM/2/03 (ver Anexo III). GL hace la aclaración que como respuesta a este Hallazgo levantado, la Compañía TGP/COGA suministró a GL los Certificados de Calibración de los Equipos de Medición con los cuales se lleva a cabo la Calibración de los Instrumentos instalados actualmente en las instalaciones del proyecto de referencia y de los Certificados solicitados solo proporcionó 48, todos realizados en el año 2004, por lo que GL solicita el complemento de los Certificados de Calibración de los instrumentos instalados en las Instalaciones del proyecto de referencia ó una copia actualizada del Programa de Calibración de estos Instrumentos. En la información recibida el 31 de Agosto de 2007, la Compañía TGP/COGA suministró a GL los Certificados de Calibración requeridos, por lo que el Hallazgo No. CAM/INST/DBM/2/03, queda Cerrado. Con respecto a los Procedimientos de Construcción y los Registros de estos Equipos de Medición, GL indica que fueron solicitados durante la realización de las Inspecciones Físicas en las Estaciones del proyecto, pero nunca le fueron mostrados, la Compañía TGP/COGA indicó que éstos se encontraban en sus oficinas. Durante la realización de las Inspecciones Físicas a las Estaciones Principales del proyecto, GL comprobó la adquisición de datos en tiempo real, para estos Equipos de Medición de Flujo a través de la pantalla de la Estación de Monitoreo Local y Radio o Celular a la vez, en ambos casos se comprobaba la lectura indicada localmente por el Transmisor de Flujo y la lectura indicada en la pantalla del SCADA de la Estación de Monitoreo Local y en la Estación Lurín, en todos los casos los resultados fueron satisfactorios.

4.5.15.6.- Conclusiones Una vez que se contó con toda la información necesaria se pudo corroborar totalmente el cumplimiento con las normas o especificaciones aplicables, adicionalmente, en la verificación física, se pudo corroborar que los equipos instalados son los adecuados para las funciones que de ellos se requieren en este proyecto. Los certificados de calibración corresponden a las pruebas de fábrica y, posteriormente a ello, no se entrega algún otro certificado.

4.5.15.7.- Recomendaciones Germanischer Lloyd Industrial Services GmbH, Business Segment Oil and Gas

294 / 428

Reporte No.: GLP/GLM/MEMP/726-07 Rev. 0 Fecha: 2007-10-10

•

•

Mantener los documentos de origen, de acuerdo a un procedimiento escrito, en el que se indique los documentos a mantener y el período que se deben conservar, con el objeto de contar con las evidencias necesarias para demostrar el total cumplimiento de las normas y especificaciones aplicables Realizar las calibraciones de los equipos de acuerdo a una frecuencia determinada y mantener estos documentos de acuerdo con un procedimiento escrito y detallado sobre el control y manejo de la información generada durante la construcción del proyecto y durante su fase de operación.

4.5.16.- Estaciones Reductoras de Presión de Gas y Líquidos En los Términos de Referencia, correspondientes a esta sección, se dice: Considerando que los Sistemas de Transporte de Camisea presentan particularidades, debido a las diferencias de altura sobre el nivel del mar a lo largo de la ruta, es necesario que se tomen muy en cuenta en este trabajo de auditoría, las estaciones reductoras de presión de gas y líquidos, cuya misión es la de precautelar la integridad de ambas líneas y sus materiales y accesorios dentro de los parámetros aceptables desde el punto de vista técnico y de seguridad. Con este criterio, se deben auditar los procedimientos y documentación técnica de construcción, así como los registros de campo para asegurar el cumplimiento de las normas ASME, ANSI, API y las que se hayan aplicado específicamente para este tipo de instalación, verificando: • • • • •

Diseño y normas aplicables para instalación de sistemas de regulación de gas y líquidos y verificación de su aplicación. Sistemas redundantes y de seguridad. Inclusión de derivaciones (by-pass) en caso de falla. Utilización de accesorios adecuados de acuerdo a diseño. Procedimientos aprobados y registros de las pruebas y calibración de los equipos e instrumentos. Verificación de que las estaciones funcionan dentro de los parámetros de diseño de los ductos y de acuerdo a los valores de calibración.

Por lo que, a continuación se describe lo realizado para la atención de esta partida y los resultados obtenidos.

4.5.16.1.- Alcance del Trabajo Realizar la evaluación de la información que se proporcione de esta partida, con el objeto de confirmar el cumplimiento con las especificaciones, normas y otros documentos aplicables a las Estaciones Reductoras de Presión de Gas y Líquidos, verificar que se cuente con sistemas redundantes y de seguridad, que se hayan utilizado los accesorios adecuados, que se haya contado con procedimientos acordes y aprobados y que se hayan generado los registros de calibración y de pruebas necesarias, así como el funcionamiento dentro de los parámetros de diseño para cada uno de los ductos y de acuerdo a los valores de calibración.

4.5.16.2.- Objetivos Verificar el cumplimiento con las normas y documentos aplicables a las Estaciones Reductoras de Presión de Gas y Líquidos y corroborar la adecuada instalación de los mismos, que se tengan los registros de pruebas y calibración y su adecuado funcionamiento en las condiciones o parámetros establecidos en su diseño y a los valores de calibración.

Germanischer Lloyd Industrial Services GmbH, Business Segment Oil and Gas

295 / 428

Reporte No.: GLP/GLM/MEMP/726-07 Rev. 0 Fecha: 2007-10-10

4.5.16.3.- Referencias En este concepto sólo se tomaron en cuenta los códigos o normas aplicables de ANSI/ASME B31.4 y ANSI/ASME B31.8, y las propias especificaciones de materiales establecidas por TECHINT, en la elaboración de la ingeniería desarrollada para el Proyecto Camisea.

4.5.16.4.- Secuencia Para efecto de evaluar los conceptos de las actividades relacionadas con las Estaciones Reductoras de Presión de Gas y Líquidos, en su cumplimiento con las normas y especificaciones, se llevó a cabo la siguiente secuencia:

• Realizar la revisión de los documentos de origen, relativos al concepto de las Estaciones Reductoras de Presión de Gas y Líquidos, en la construcción de los Sistemas de Transporte del Proyecto Camisea. • Realizar la revisión de las memorias de cálculo correspondientes. • Realizar la revisión de la instalación de equipos y accesorios, de acuerdo con los Planos. • Realizar la revisión de los Procedimientos aprobados y registros de las pruebas y calibración de los equipos e instrumentos empleados en la construcción de los Sistemas de Transporte.

• Realizar la verificación del funcionamiento de las Estaciones Reductoras de Presión de Gas y Líquidos, dentro de los parámetros de diseño de cada ducto y los valores de calibración.

4.5.16.5.- Resultados GL hace la observación que actualmente en el proyecto de referencia, se encuentran instaladas 3 Estaciones Reductoras de Presión de Líquidos y 1 Estación Reguladora de Presión de Gas, las cuales se inspeccionaron físicamente y se indican a continuación: •

Planta Reductora # 1, la cual esta monitoreada a través de la PLC-57000.

•

Planta Reductora # 2, la cual esta monitoreada a través de la PLC-58188.

•

Planta Reductora # 3, la cual esta monitoreada a través de la PLC-61000.

•

Estación Reguladora de Presión de Gas, la cual esta monitoreada a través de la PLC-58188.

GL hace la observación de que la Estación Reguladora de Presión de Gas, la cual se encuentra identificada como: U-1801, se encuentra instalada en las mismas instalaciones de la Planta Reductora # 2 de Líquidos (Km. 473 + 557) y ambas se encuentran monitoreadas por la PLC-58188. No fue posible verificar la aplicación de las Normas para la instalación de los Sistemas de Regulación de Líquidos ni de Control de Presión de Gas, ya que no le fueron proporcionadas a GL las Memorias de Cálculo de las Válvulas Reguladoras de Presión, para Líquidos de Gas, ni de Control de Presión de Gas, por lo que adicionalmente no fue factible verificar el diseño de estas Válvulas, las cuales se encuentran instaladas en los Patines de Regulación en las Plantas Reductoras No. 1 y No. 2 y en la Estación de Recepción de Líquidos de Gas en Lobería y la Estación Reguladora de Presión de Gas, la cual se encuentra dentro de las instalaciones de la Planta Reductora No. 2, motivo por el cual se generó el Hallazgo No. CAM/INST/DBM/1/05 (Anexo III).

Germanischer Lloyd Industrial Services GmbH, Business Segment Oil and Gas

296 / 428

Reporte No.: GLP/GLM/MEMP/726-07 Rev. 0 Fecha: 2007-10-10

Tampoco fue posible revisar los Certificados de Calidad de estas Válvulas, por lo que al respecto se generó el Hallazgo No. CAM/E&I/DBM/2/08 (Anexo III), cabe aclarar que en los documentos mencionados anteriormente deben de estar indicadas las Normas bajo las cuales se instalaron y construyeron estas Válvulas. GL hace la aclaración que como respuesta a estos 2 Hallazgos la Compañía TGP/COGA suministró a GL una copia de las Hojas de Datos de las siguientes Válvulas de Control de Presión: PV-61001A&B, PV-18002A&B, PV-57001A&B, PV-58001A&B, FV-51004, FV-52001 y FV-54001, con sus respectivas Memorias de Cálculo,adicionalmente en los Data Books del fabricante se encuentran contenidas estas Hojas de Datos y su Certificado de Calidad respectivo. Debido a lo indicado anteriormente los Hallazgos No. CAM/E&I/DBM/2/08 y No. CAM/INST/DBM/1/05, quedan CERRADOS. GL hace la observación de que, durante las Inspecciones Físicas realizadas, verificó dichas válvulas, las cuales se observaron en buen estado y no presentaron ni Alto Ruido, ni alguno semejante a los producidos cuando una Válvula esta Cavitando, tomando en cuenta que estas válvulas en la mayoría de los casos producen una caída de presión mayor a los 100 bares entre sus extremos para los Líquidos y 13 bares para el Gas, aproximadamente, Durante las Inspecciones Físicas, realizadas por GL, se detectó que las Válvulas Reguladoras de Presión se encuentran instaladas en los Patines de Regulación en las Plantas Reductoras No. 1, No. 2 (Líquidos y Gas) y en la Estación de Recepción de Líquidos de Gas en Lobería, se hace la aclaración que en las 3 Instalaciones todos los Patines de Regulación contaban con 2 ramas, una para la regulación de la Presión de los Líquidos para Gas de la propia Estación y también Gas en el caso de PRS-2 y la otra de Stand By, por lo que se puede deducir que una Válvula esta en operación y la otra es para cuando se calibre o se dañe la Válvula Reguladora que se encuentra en operación. Durante las Inspecciones Físicas realizadas por GL, se pudo comprobar que las Válvulas Reguladoras de Presión para Líquidos de Gas y para Gas cuentan con los accesorios adecuados para su funcionamiento, los cuales en este caso son mínimos. Con respecto a los Procedimientos de Construcción y los Registros de las Pruebas de las Válvulas Reguladoras de Presión, GL indica que fueron solicitados durante la realización de las Inspecciones Físicas en las Estaciones del proyecto de referencia, pero no le fueron mostrados y TGP/COGA solo se indicó que estos documentos los tenían en sus oficinas. GL realizó las Inspecciones Físicas a las Estaciones Reductoras de Presión, previa coordinación con la Compañía TGP en las siguientes fechas, obteniendo los resultados que se indican a continuación: Fecha 13-Dic-2006 13-Dic-2006 16-Ene-2007 17-Ene-2007

Estación PRS-2, Líquidos PRS-2, Gas PRS-3 PRS-1

Presión Entrada 126.23 bars. 102.97 barg 113.77 bars. 61.27 bars.

Presión Salida 8.19 bars. 90.40 barg 6.20 bars. 2.62 bars.

Caída de Presión 118.04 bars. 12.57 barg. 107.57 bars. 58.65 bars.

Tabla 4.5.16.5.1 – Resultados de Inspecciones Físicas

Cabe aclarar que los Datos de la Presión de Entrada y Salida, capturados el 17 de Enero de 2007, en la Estación Reductora de Presión: PRS-1, fueron durante la corrida de una herramienta de limpieza. De acuerdo a lo indicado en el Documento correspondiente a la Especificación Técnica de las Bases de Diseño del proyecto de referencia, identificado con el No. 2794-R-ME-00002, Revisión 2, en la página 20 de 24, para Líquidos, indica:

Germanischer Lloyd Industrial Services GmbH, Business Segment Oil and Gas

297 / 428

Reporte No.: GLP/GLM/MEMP/726-07 Rev. 0 Fecha: 2007-10-10 Variable de Proceso Presión de entrada (min / max) Presión de salida (min / max)

Unidad bar (g). bar (g).

PRS-1 36.6 / 92.6 7.0 / 10.0

PRS-2 121.3 / 139.4 7.0 / 10.0

Tabla 4.5.16.5.2 – Especificación Técnica No. 2794-R-ME-00002 – Página 20

En la página 17 de 24, para Gases, indica: Variable de Proceso Presión máxima Presión mínima

Unidad bar (g). bar (g).

Malvinas 147 80

Lurín 150.5 54

Tabla 4.5.16.5.3 – Especificación Técnica No. 2794-R-ME-00002 – Página 17

Adicionalmente y con relación a la fase constructiva se realizó la evaluación, por muestreo de los registros de inspección mediante pruebas no destructivas. Los resultados se encuentran en la tabla 98 del Anexo I.

4.5.16.6.- Conclusiones De acuerdo a los datos indicados anteriormente GL concluye: que las Estaciones Reductoras PRS-1, PRS-2 (Líquido y Gas), y PRS-3 se encuentran funcionando dentro de los parámetros de diseño del Ducto de Líquidos de Gas y Gas, respectivamente Con relación a estos componentes sólo se proporcionó de manera parcial información sobre las pruebas realizadas, y corresponden más al tema de las inspecciones de soldadura; no obstante, dicha información no permite corroborar su trazabilidad y buen control durante la instalación y montaje de los mismos y sus interconexiones.

4.5.16.7.- Recomendaciones Mantener los documentos de origen, de acuerdo a un procedimiento escrito, en el que se indique los documentos a mantener y el período que se debenconservar, con el objeto de tener siempre las evidencias necesarias para demostrar el total cumplimiento con las normas y especificaciones aplicables. Realizar las calibraciones de los equipos de acuerdo a una frecuencia determinada y mantener estos documentos de acuerdo con un procedimiento escrito y detallado sobre el control y manejo de la información generada durante la construcción del proyecto y durante su fase de operación.

4.5.17.- Estaciones de Bombeo y Estaciones de Compresión En los Términos de Referencia se dice: Se examinarán los aspectos relevantes del diseño, adquisiciones de materiales, construcción, operación, mantenimiento e inspección de las Estaciones de Bombeo y Estaciones de Compresión para verificar si se cumplen los códigos de diseño y construcción utilizados en la instalación de este tipo de estaciones y equipos asociados (ASME, API, NACE, etc.), así como el Reglamento de Normas para la Refinación y Procesamiento de Hidrocarburos, aprobado mediante Decreto Supremo N° 051-93-EM, en lo que sea aplicable. Serán auditados los procedimientos generales para asegurar que fueron seguidas buenas prácticas de ingeniería. Al menos, los siguientes aspectos deberán ser tomados en cuenta: Germanischer Lloyd Industrial Services GmbH, Business Segment Oil and Gas

298 / 428

Reporte No.: GLP/GLM/MEMP/726-07 Rev. 0 Fecha: 2007-10-10

• • • •

Procedimientos constructivos requeridos. Revisión de documentación técnica de los fabricantes o proveedores de equipos y materiales. Control de los materiales de construcción en sitio. Documentos, planos y diagramas tal como fue construido (“as-built”).

Por lo que, a continuación se describe lo realizado para la atención de esta partida y los resultados obtenidos.

4.5.17.1.- Alcance del Trabajo Realizar la evaluación de la información que se proporcione de esta partida, con el objeto de confirmar el cumplimiento con los procedimientos constructivos y otros documentos aplicables a las Estaciones de Bombeo y Estaciones de Compresión, verificar la documentación técnica de los fabricantes o proveedores de equipos y materiales, su control en la construcción y los documentos, planos y diagramas de cómo quedó construido.

4.5.17.2.- Objetivos Verificar los procedimientos constructivos y documentos aplicables a las Estaciones de Bombeo y Estaciones de Compresión, la documentación técnica de los materiales de construcción y los documentos, planos y diagramas en su condición final o de cómo fue construido.

4.5.17.3.- Referencias En este concepto sólo se tomaron en cuenta los códigos o normas aplicables de ANSI/ASME B31.4 y ANSI/ASME B31.8, y las propias especificaciones de materiales establecidas por TECHINT, en la elaboración de la ingeniería desarrollada para el Proyecto Camisea.

4.5.17.4.- Secuencia Para efecto de evaluar las actividades relacionadas con las Estaciones de Bombeo y de Compresión de los procedimientos constructivos y especificaciones técnicas, se llevó a cabo lo siguiente:

• Realizar la revisión de los Procedimientos constructivos de las Estaciones de Bombeo y Estaciones de Compresión, en la construcción de los Sistemas de Transporte del Proyecto Camisea

• Realizar la revisión de la documentación técnica de los fabricantes y proveedores de equipos y materiales, el control de los mismos en la construcción y los planos y diagramas finales de construcción.

4.5.17.5.- Resultados

Germanischer Lloyd Industrial Services GmbH, Business Segment Oil and Gas

299 / 428

Reporte No.: GLP/GLM/MEMP/726-07 Rev. 0 Fecha: 2007-10-10

GL hace la observación que actualmente en el proyecto de referencia, se encuentran instaladas 4 Estaciones de Bombeo: PS-1, PS-2, PS-3 y PS-4 y a la fecha no existe alguna Estación de Compresión instalada en el ducto de GN. Por otra parte, la estación de compresión existente en la Estación Malvinas de Pluspetrol no fue posible evaluarla. Conforme a la información proporcionada por TGP, esa estación de compresión

no formaba parte del proyecto de los Sistemas de Transporte de Hidrocarburos asignado a ellos. Además en el Anexo 1 de los Terminos de Referencia los sistemas incluidos en la auditoría del ducto de GN están listados y no se contempla la compresión en la planta de Pluspetrol Malvinas. En lo referente a los Planos As Built correspondientes al proyecto de referencia y tomando en cuenta que actualmente en las diferentes estaciones se están instalando equipos nuevos, GL detectó que no hay un buen control en el manejo de los Planos As Built, ya que por ejemplo a GL, para su revisión le fueron suministrados los siguientes planos: •

•

2794-P-PP-5300, Rev. 2, el cual muestra el Lay-out del Equipo Mayor en la Estación de Bombeo PS3 y solo indica 2 Turbobombas y al realizar la Inspección Física se encontró el mismo plano pero la Revisión 3, de fecha 28 de Enero de 2005, la cual ya muestra las 3 Turbobombas instaladas actualmente en esta Estación de Bombeo. 2794-P-PP-54001, Rev. 5, el cual muestra el Lay-out del Equipo Mayor en la Estación de Bombeo PS-4 y solo indica 2 Turbobombas y al realizar la Inspección Física se encontró el mismo plano pero la Revisión 6, de fecha 10 de Marzo de 2005, la cual ya muestra las 3 Turbobombas instaladas actualmente en esta Estación de Bombeo.

Con relación a los materiales y equipos instalados, en el apartado 4.3.5 de este reporte están referidos los materiales y equipos que han sido evaluados y revisados, los mismos fueron corroborados físicamente en su instalación, observando que son acordes a lo requerido.

4.5.17.6.- Conclusiones Por lo anteriormente expuesto GL concluye que no existe un adecuado manejo de los Planos As Built del proyecto de referencia y adicionalmente sugiere que la Compañía cuente con una Lista Maestra de Planos y Documentos actualizados, no debiéndo existir confusión durante su distribución.

4.5.17.7.- Recomendaciones Mantener los documentos de origen y versión final, de acuerdo a un procedimiento escrito, en el que se indique los documentos a mantener y el período que se deben conservar, con el objeto de tener siempre las evidencias necesarias para demostrar el total cumplimiento con las normas y especificaciones aplicables.

4.5.18.- Control y Seguimiento de Adquisiciones En los Términos de Referencia, sólo se indica: de: • • •

Bombas, compresores y generadores. Recipientes sometidos a presión. Válvulas y medidores.

Germanischer Lloyd Industrial Services GmbH, Business Segment Oil and Gas

300 / 428

Reporte No.: GLP/GLM/MEMP/726-07 Rev. 0 Fecha: 2007-10-10

• •

Tuberías y accesorios Otros materiales y equipos.

En todos los casos se revisará lo siguiente: • • • • •

Informes de materiales. Informes de tratamientos térmicos durante la fabricación o reparaciones. Informes de las pruebas de presión y de resistencia mecánica. Informes de control de calidad durante la fabricación. Cumplimiento de todas las condiciones técnicas incluidas en la orden de compra.

Con relación a este punto, GL reporta que se ha desarrollado parcialmente este tema en los apartados 4.3.5 y 4.4.5, por lo que deberá remitirse a dichos apartados.

4.5.18.1.- Alcance del Trabajo Realizar la verificación del control y seguimiento de Adquisiciones, en cuanto a los equipos principales.

4.5.18.2.- Objetivos Verificar las formas de control y seguimiento de las Adquisiciones de los equipos principales.

4.5.18.3.- Referencias Las indicadas en los párrafos de los apartados 4.3 y 4.4 de este reporte.

4.5.18.4.- Secuencia Para efecto de evaluar y verificar el cumplimiento, de lo descrito en los párrafos anteriores, se estableció y aplicó la siguiente secuencia: •

•

Visitas a sitio para verificar los equipos y materiales, de acuerdo con su identificación y placa de datos, empleando para ello los diagramas de tuberías e instrumentos, con los cuales se fue identificando su ubicación Revisión de los certificados de fabricación, tomando como base las especificaciones resultantes de la ingeniería, los códigos, normas y especificaciones internacionales aplicables.

4.5.18.5.- Resultados Aún cuando se pudo corroborar en sitio la instalación y existencia de la mayoría de los equipos, de acuerdo con los lugares visitados, es importante mencionar, que TGP, a través de la compañía constructora TECHINT, no contó con un buen control y seguimiento de las adquisiciones, esto de acuerdo con el total de documentos Germanischer Lloyd Industrial Services GmbH, Business Segment Oil and Gas

301 / 428

Reporte No.: GLP/GLM/MEMP/726-07 Rev. 0 Fecha: 2007-10-10

proporcionados, denotando la falta de soportes, registros y certificados, desde el momento de la recepción de los materiales y equipos, su distribución e instalación final. Los documentos recibidos y revisados, cumplen con las especificaciones establecidas en las órdenes de compra, así como con las normas de calidad aplicables. De los materiales y equipos que no han sido sustentados, no es posible corroborar su cumplimiento con lo requerido.

4.5.18.6.- Conclusiones Ante una obra de esta magnitud, es de suma importancia tener el control de todas las órdenes de compra, la recepción de los equipos y materiales, con los debidos soportes y/o certificados de calidad de cada uno de los componentes, de ser posible con su trazabilidad y registro de pruebas realizadas, de tal forma que un departamento de aseguramiento de calidad corrobore que se cuente con toda la documentación y que cumpla con todo lo requerido, de ser así, liberarlos para su instalación y registros de trazabilidad. Lo descrito anteriormente no se cumplió cabalmente en el proyecto de CAMISEA.

4.5.18.7.- Recomendaciones Contar con procedimientos por escrito y realizar auditorías durante la fase constructiva, con el objeto de corroborar que cada una de las fases ha sido cubierta, que se cuenta con todas las revisiones y liberaciones de cada una de las fases, de tal forma que su disposición final sea segura y confiable.

4.5.19.- Construcción de las Estaciones de Bombeo y Estaciones de Compresión En los Términos de Referencia, en lo referente a la construcción de estas partes, se dice: Serán auditados los procedimientos y registros de la construcción de campo a fin de asegurar el cumplimiento de la norma ASME B31.3 y el Reglamento de Normas de Refinación y Procesamiento de Hidrocarburos, aprobado mediante Decreto Supremo N° 051-93-EM, en lo que sea aplicable. Deberán ser auditadas las siguientes actividades: • • • • •

•

Soldadura: Los procedimientos de campo y sus registros de la actividad de soldadura serán auditados con el objeto de asegurar el cumplimiento de las normas. Pruebas No Destructivas – NDT: Los procedimientos de construcción y sus registros serán auditados con el fin de asegurar el cumplimiento de las normas. Pruebas Hidrostáticas: Se auditarán los procedimientos, registros y gráficos de las pruebas hidráulicas de la tubería a fin de asegurar el cumplimiento con los códigos de diseño aplicables. Pruebas Neumáticas: Se auditarán los procedimientos, registros y gráficos de las pruebas neumáticas de la tubería a fin de asegurar el cumplimiento con los códigos de diseño aplicables. Instalaciones Eléctricas: Serán auditados los procedimientos de construcción y sus registros para asegurar el cumplimiento de las Normas ANSI/NFPA 70 National Electric Code y API RP 500 “Recommended Practice for Classification of Locations for Electrical Installations at Petroleum Facilities” Sistema de Seguridad: Serán auditados los documentos técnicos correspondientes para confirmar que los sistemas de seguridad instalados cumplen con los requerimientos de la Norma ANSI/ASME B31.4, ANSI/ASME B31.8 y NFPA; también se verificará la operación de los mismos.

Germanischer Lloyd Industrial Services GmbH, Business Segment Oil and Gas

302 / 428

Reporte No.: GLP/GLM/MEMP/726-07 Rev. 0 Fecha: 2007-10-10

Por lo que, a continuación se describe lo realizado para la atención de esta área y los resultados obtenidos.

4.5.19.1.- Alcance del Trabajo Realizar la evaluación de la fase constructiva de las Estaciones de Bombeo y Estaciones de Compresión, en lo que ese refiere la soldadura, la inspección de sus soldaduras y las pruebas de hermeticidad realizadas; así como también, el concepto de las Instalaciones Eléctricas y sus Sistemas de Seguridad.

4.5.19.2.- Objetivos Verificar el cumplimiento de la fase constructiva de estos componentes, con la revisión de los procedimientos de campo y sus registros en el área de la soldadura, la aplicación de pruebas no destructivas para su inspección y las pruebas de hermeticidad realizadas, además de verificar las áreas de instalaciones eléctricas y sistemas de seguridad.

4.5.19.3.- Referencias En este concepto sólo se tomaron en cuenta los códigos o normas aplicables de: • • • • •

ANSI/ASME B31.3 ANSI/ASME B31.4 ANSI/ASME B31.8 NFPA 70 National Electric Code API RP 500 “Recommended Practice for Classification of Locations for Electrical Installations at Petroleum Facilities”

Así como las propias especificaciones de materiales establecidas por TECHINT, en la elaboración de la ingeniería desarrollada para el Proyecto Camisea.

4.5.19.4.- Secuencia Para efecto de evaluar los conceptos de las actividades relacionadas con la Construcción de las Estaciones de Bombeo y Compresión, en su cumplimiento con los procedimientos constructivos y especificaciones, se llevó a cabo la siguiente secuencia:

• Realizar la revisión de los Procedimientos de campo y registros de las actividades de soldadura en la Construcción de las Estaciones de Bombeo y Estaciones de Compresión, de los Sistemas de Transporte del Proyecto Camisea.

• Realizar la revisión de la documentación de procedimientos de construcción y sus registros en las actividades de PND.

• Realizar la revisión de los procedimientos de pruebas hidrostáticas y neumáticas, los registros y gráficas de las pruebas realizadas. Germanischer Lloyd Industrial Services GmbH, Business Segment Oil and Gas

303 / 428

Reporte No.: GLP/GLM/MEMP/726-07 Rev. 0 Fecha: 2007-10-10

• Realizar la revisión de los procedimientos de construcción y sus registros en lo referente a las instalaciones eléctricas. • Realizar la revisión de los documentos técnicos relacionados con los sistemas de seguridad y la verificación de operación de los mismos.

4.5.19.5.- Resultados GL hace la observación que actualmente en el proyecto de referencia, se encuentran instaladas 4 Estaciones de Bombeo: PS-1, PS-2, PS-3 y PS-4 y a la fecha NO existe alguna Estación de Compresión instalada. a) Soldadura

Se tienen otros procedimientos aplicables en soldaduras de filete y a penetración completa, los cuales se han encontrado aceptables. Revisión aleatoria de registros documentales de la rastreabilidad de soldaduras de los ductos de GN y LGN generada por TECHINT S.A.C. (Proyecto CAMISEA). Debido a la gran cantidad de uniones soldadas, GL estableció un método de revisión aleatoria con un mínimo del 10% del total de los reportes de inspección de soldadura de las instalaciones superficiales de los ductos de GN y LGN. En la tabla 99 del Anexo I se relacionan los reportes revisados y las observaciones que se derivaron: b) Procedimientos de Pruebas No Destructivas. Por otra parte, TGP, a través de su contratista en las actividades de inspección de juntas soldadas, empleó los mismos procedimientos de pruebas no destructivas para la inspección de las juntas circunferenciales y de filete y a penetración completa, por lo que aplican las mismas observaciones realizadas en el apartado 4.5.4.5.- Resultados, del presente reporte. c) Instalaciones Eléctricas En general las Instalaciones Eléctricas en las Estaciones que conforman el proyecto de referencia, se encuentran instaladas de acuerdo a lo indicado en la Norma NFPA 70, National Electric Code, para poder emitir este comentario GL se basa en las siguientes 2 observaciones: •

•

Todo el Equipo Eléctrico Mayor, tal como CCM´s, UPS´s, Transformadores de Distribución, Tableros, se encuentran instalados dentro de los Cuartos de Instrumentación y Eléctrico de cada Estación, se aclara que para ambos Cuartos les corresponde la Clasificación de Áreas: Usos Generales, por lo que se puede deducir que este equipo se encuentra instalado satisfactoriamente, de acuerdo a lo indicado en la Norma NFPA 70, adicionalmente se pudo observar que actualmente este Equipo Eléctrico se encuentra en buen estado. No se detectó ningún Equipo Eléctrico instalado dentro de un Área Clasificada, como Clase I, División I, para la cual la Instalación Eléctrica debe de cumplir con mayores requerimientos, tales como Sellos Eléctricos y no se permite la instalación de Tubo Liquatite, dentro de esta Área Clasificada.

Germanischer Lloyd Industrial Services GmbH, Business Segment Oil and Gas

304 / 428

Reporte No.: GLP/GLM/MEMP/726-07 Rev. 0 Fecha: 2007-10-10

Con respecto a los Procedimientos de Construcción y los Registros para asegurar el cumplimiento de la Normatividad respectiva, GL indica que fueron solicitados durante la realización de las Inspecciones Físicas en las Estaciones del proyecto de referencia, pero nunca le fueron mostrados y TGP sólo le señaló que éstos se encontraban en las oficinas de Lurín. d) Sistemas de Seguridad En conjunto, de la Revisión Documental e Inspección Física, ambas realizadas por GL, referente a las Memorias de Cálculo e Instalación Física del Sistema de Supresión de Fuego a Base de Agente Limpio FM200, se detectó que la Tubería de Acero al Carbono correspondiente al Sistema, instalada en los Cuartos de Instrumentación de la Estación Lurín y Estaciones de Bombas 1, 2 y 4, no está de acuerdo a lo indicado en la Memoria de Cálculo respectiva, por lo que se generó el Hallazgo No. CAM/INST/DBM/1/07 (Anexo III) GL hace la aclaración que como respuesta a este Hallazgo levantado, la Compañía TGP/COGA indica que hay diferencias entre las Especificaciones originales de SIEMENS y lo instalado en la construcción, por lo que se le solicito a SIEMENS una evaluación de la situación actual para proceder, si corresponde, a las modificaciones necesarias. Por lo anteriormente indicado el Hallazgo No. CAM/INST/DBM/1/07, queda abierto. Durante las Inspecciones Físicas realizadas por GL a las Estaciones del proyecto de referencia, se detectó que en el Plan de Contingencias, no está incluido el Sistema de Supresión de Fuego a Base de Agente Limpio FM-200 y que en el Cuarto de Control de Instrumentación, en donde se encuentra instalado este Sistema, no se encuentran Letreros Alusivos a este Sistema, ni a las Rutas de Escape y sólo existe este Sistema de Detección de Humo y Supresión de Fuego, en este Cuarto de Control de la Estación, por lo que se generó el Hallazgo No. CAM/INST/DBM/1/09 (Anexo III). GL hace la aclaración que como respuesta a este Hallazgo levantado, la Compañía TGP/COGA indica que no existe ninguna normativa que especifique ó requiera incluir en el Plan de Contingencias el Sistema de Supresión de Fuego referido. Por lo que GL para establecer este Hallazgo se basó en una Práctica Recomendada, sin embargo la Compañía TGP/COGA, indica en su respuesta que está procediendo a incluir la referencia a dicho sistema en la próxima revisión del documento, así mismo se instalará la correspondiente señalización alusiva al Sistema referido. Por lo anteriormente expuesto el Hallazgo No. CAM/INST/DBM/1/09, queda cerrado y pasa a ser una Recomendación. Durante las Inspecciones Físicas realizadas por GL a las Estaciones del proyecto de referencia, se detectó que en los Cuartos de Control de Instrumentación, se encuentran instaladas una Alarma Sonora con un solo Tono de Alarma, tipo “Sirena” y una Luz Indicadora de Alarma color Rojo, instaladas ambas en el frente del Cuarto de la Estación, con el objetivo de indicar la detección de humo o de gas, por lo que cuando existe una alarma es necesario verificar en el Tablero correspondiente si esta corresponde a Humo o Gas y no es posible identificarla a través de las mismas Alarmas sonora y visual, tal y como debería ser, por lo que se generó el Hallazgo No. CAM/INST/DBM/1/10 (Anexo III). GL hace la aclaración que como respuesta a este Hallazgo levantado, la Compañía TGP/COGA indica que este Sistema fue diseñado e instalado con 3 Tonos de Alarma distintos, configurables por software, según la Alarma corresponda a Humo ó a Gas, también indica que la Norma NFPA 72, no indica que se deben usar colores distintos, según el tipo de alarma

Germanischer Lloyd Industrial Services GmbH, Business Segment Oil and Gas

305 / 428

Reporte No.: GLP/GLM/MEMP/726-07 Rev. 0 Fecha: 2007-10-10

GL no está de acuerdo con la respuesta dada por la Compañía a este Hallazgo, ya que para la elaboración de éste, GL se basó en los resultados de la Inspección Física realizada y lo indicado en la Norma NFPA 72 y la respuesta suministrada por la compañía COGA, no está sustentada en algún artículo de la Nor,a NFPA 72, cabe hacer la acalaración que dicha Norma sólo es aplicable para fuego. En una conferencia telefonica llevada a cabo el 31 de Agosto de 2007 con el personal Técnico de la Compañía TGP/COGA, se determinaron los siguientes acuerdos: 1.- Serán verificados en campo los 3 Tonos de Alarma distintos, configurables por software del Tablero de Gas y Fuego ubicado en cada una de las Estaciónes de Bombeo del proyecto de referencia y en el Cuarto de Control ubicado en Lurín, la Compañía TGP/COGA suministrará a GL la evidencia documental del Reporte de estas pruebas con resultados satisfactorios. 2.- La diferencia de colores en las Alarmas Visuales para Fuego ó Gas, quedará en una recomendación, debido a que no existe una Norma Internacional que especifique este código de colores. Por lo anteriormente expuesto el Hallazgo No. CAM/INST/DBM/1/10, queda Abierto. Durante la Revisión Documental y las Inspecciones Físicas realizadas por GL a las Estaciones del proyecto de referencia, se detectó que los Sistemas de Supresión de Fuego a Base de FM-200, instalados en los Cuartos de Control de Instrumentación de las Estaciones, realizarán la inundación del Agente Limpio FM-200, sólo si un Detector de Humo instalado en la Zona 1 (Cuarto de Control) realiza la detección de humo y ésta es confirmada por un Detector de Humo instalado en la Zona 2 (Zona de Cables bajo el piso del Cuarto de Control) o viceversa, lo que implica que haya humo en las 2 zonas, aunque nada más se esté generando en una de ellas, tal y como se indica en el Plano No. 03 TCM 01 PS1 D02 y como físicamente se encuentra instalado. Adicionalmente si el humo se genera en una sola zona, es necesario que se detecte en la otra zona y la inundación será en ambas zonas, aunque el humo solo esté presente en una sola de ellas, por lo que se generó Hallazgo No. CAM/INST/DBM/1/11 (Anexo III). GL hace la aclaración que como respuesta a este Hallazgo levantado, la Compañía TGP/COGA indica que hay 2 Detectores de Humo por zona, lo que asegura que la detección y la confirmación por el segundo detector sean en la misma zona. La extinción es en las 2 zonas simultáneamente debido a sus reducidas dimensiones. Debido a que para determinar este Hallazgo GL se baso en una Practica Recomendada y no existe una Norma que indique como instalar los Detectores de Humo, este Hallazgo se considera: Cancelado.

4.5.19.6.- Conclusiones En el Sistema de Transporte de Gas natural aún no se tiene instalado o construido el sistema de compresión. Los procedimientos de soldadura aplicables corresponden a procedimientos de soldadura para uniones de filete y a penetración completa, con la combinación de materiales bases diferentes o similares, estos reflejan una condición de aceptación en su calificación. Con relación a los procedimientos de pruebas no destructivas, sólo hubo una entrega de ellos, por lo que se considera que fueron aplicados los mismos en todas las instalaciones, y tienen las mismas observaciones establecidas en el apartado 4.5.4, de este reporte. Con relación a los registros y reportes de las pruebas no destructivas realizadas, podemos ver que sólo se realizó un muestreo, lo cual debió haber quedado definido en los planos aprobados para construcción y/o en Germanischer Lloyd Industrial Services GmbH, Business Segment Oil and Gas

306 / 428

Reporte No.: GLP/GLM/MEMP/726-07 Rev. 0 Fecha: 2007-10-10

los procedimientos aplicables, lo cual no pudo ser verificado por GL. Se observó, también, que no fueron proporcionados algunos reportes de la inspección radiográfica que se indica en los registros entregados. No fueron proporcionados los documentos referentes a las pruebas hidrostáticas o neumáticas de estos componentes, por lo que no fue posible corroborar su cumplimiento. Por lo anterior, se generó el Hallazgo No. CAM/HYDT/LHE/1/004 (ver Anexo III de este reporte). Con los documentos entregados después del 20 de Junio del 2007, se sustentó y soportó esta actividad, por lo que esté hallazgo esta cerrado. Las instalaciones eléctricas físicamente cumplen con lo requerido, sin embargo, de igual manera no se proporcionaron los documentos relacionados a los procedimientos de construcción, por lo que no se pudo corroborar que consten en los respectivos documentos los procedimientos y registros de construcción de dichas instalaciones eléctricas. En los sistemas de seguridad se pudo corroborar que no se cumple en lo constructivo con la instalación de la tubería de acero al carbono del sistema FM200 en los Cuartos de Instrumentación de la Estación Lurín y Estaciones de Bombas 1. 2 y 4, de acuerdo con lo indicado en la Memoria de Cálculo correspondiente.

4.5.19.7.- Recomendaciones Mantener los documentos de origen, de acuerdo a un procedimiento escrito, en el que se indique los documentos a conservar y el período que se deben mantener, con el objeto de tener siempre las evidencias necesarias para demostrar el total cumplimiento con las normas y especificaciones aplicables. Contar con procedimientos por escrito y realizar auditorías durante la fase constructiva, con el objeto de corroborar que cada una de las fases ha sido cubierta, que se cuenta con todas las revisiones y liberaciones de cada una de las fases, de tal forma que su disposición final sea segura y confiable. Se recomienda que en el Plan de Contingencias se incluya el Sistema de Supresión a Base de Agente Limpio FM-200. En el Cuarto de Control de Instrumentación, donde se encuentra instalado el Sistema de Supresión de Fuego se deberán instalar Letreros Alusivos al mismo y a las Rutas de Escape.

4.5.20.- Precomisionado y Comisionado En los Términos de Referencia, con relación a esta actividad, se dice: a) Precomisionado Las actividades de Precomisionado se refieren a las revisiones y pruebas previas a la puesta en marcha relativa a la construcción del ducto, estaciones de bombeo, estaciones de compresión, estaciones de reducción de presión, estaciones de medición e instalaciones de superficie. Se deberá verificar que la empresa constructora ha realizado las actividades relativas al precomisionado de los siguientes aspectos: • Manual de construcción •

Derecho de vía

•

Remediación y cumplimiento de normas ambientales

Germanischer Lloyd Industrial Services GmbH, Business Segment Oil and Gas

307 / 428

Reporte No.: GLP/GLM/MEMP/726-07 Rev. 0 Fecha: 2007-10-10

•

Tubería y revestimiento

•

Ensayos no destructivos

•

Reparaciones

•

Cruces de caminos, ríos y quebradas

•

Cruces aéreos, cruces debajo de los lechos de ríos y túneles

•

Soportes

•

Válvulas

•

Pruebas hidrostáticas

•

Construcción y pruebas de las estaciones de bombeo, compresión y regulación

•

Sistema de medición

•

Control de corrosión

•

Documentación de toda la obra

•

Documentación de toda la revisión realizada más las observaciones encontradas

b) Comisionado Las actividades de comisionado, son aquéllas que se realizan para verificar si todas las observaciones de precomisionado han sido subsanadas para dar inicio a la puesta en marcha. Se debe prestar atención a: •

El cumplimiento de todas las etapas de construcción

•

Continuidad del ducto mediante la verificación de registros de todos los puntos de unión, soldadura, juntas doradas, etc., comprobando que están perfectamente unidos

•

Pruebas de funcionamiento satisfactorias de equipos en vacío y con carga

•

Revisión de los resultados de los casos en estado estacionario y transitorio

•

Solución de todas las observaciones

Por lo que, a continuación se describe lo realizado para la atención de esta partida y los resultados obtenidos.

4.5.20.1.- Alcance del Trabajo En este apartado se cubre la revisión de los procesos de Precomisionado y Comisionado, correspondientes a los Sistema de Transporte de Gas Natural desde Camisea (Las Malvinas), provincia de la Convención, departamento de Cuzco, hasta el City Gate en Lima, y de Líquidos de Gas Natural desde Camisea (Las Malvinas), provincia de la Convención, departamento de Cuzco, hasta la costa del Océano Pacífico. Las actividades de Pre-Comisionamiento se refieren a las revisiones y pruebas previas a la puesta en marcha relativas a la construcción del Ducto, Estaciones de Bombeo, Estaciones de Compresión, Estaciones de Reducción de Presión, Estaciones de Medición e Instalaciones Superficiales. Las actividades de Comisionamiento son aquellas que se realizan con el propósito de verificar que todas las observaciones del Pre-Comisionamiento han sido subsanadas, con el objetivo de poder dar inicio al proceso de Puesta en Marcha. El alcance de la revisión del Proceso de Precomisionado y Comisionado cubre la disponibilidad de la documentación anteriormente descrita.

Germanischer Lloyd Industrial Services GmbH, Business Segment Oil and Gas

308 / 428

Reporte No.: GLP/GLM/MEMP/726-07 Rev. 0 Fecha: 2007-10-10

4.5.20.2.- Objetivos Revisión de los procesos de Precomisión y Comisión, correspondientes al Sistema de Transporte de Gas Natural, desde Camisea (Las Malvinas), provincia de la Convención, departamento de Cuzco, hasta el City Gate en Lima, y al Sistema de Transporte de Líquidos de Gas Natural, desde Camisea (Las Malvinas), provincia de la Convención, departamento de Cuzco, hasta la costa del Océano Pacífico, con el propósito de determinar el cumplimiento documental respecto a los requisitos del alcance, así como los códigos, normas y/o estándares internacionales y nacionales, tomando como base la verificación de la información documental disponible durante el proceso de evaluación.

4.5.20.3.- Referencias Los documentos aplicables corresponden a:

a) Códigos y Estándares Internacionales • • •

ASME/ANSI B.31.4, 1998 and 2002 Edition: Pipeline Transportation Systems for Liquid Hydrocarbon and others Liquids ASME/ANSI B.31.8, 1999 and 2000 Edition: Gas Transmission and Distribution Piping Systems. OSHA Regulation (Standard 29-CFR); 1910-119 (f) Operating Procedures and 1910-119 (i) PreStart Safety Review

b) Normas y Referencias Nacionales • •

Reglamento de Transporte de Hidrocarburos por Ductos, aprobado por el Decreto Supremo No. 04199-EM. Términos de Referencia para la contratación de una empresa para la Auditoria Integral de los Sistemas de Transporte de Gas Natural y Líquidos de Gas Natural de Camisea. Incisos 4.6.5.20 A y B y 4.6.5.21.

4.5.20.4.- Secuencia La secuencia aplicada para el desarrollo de este apartado comprende una etapa de revisión. En la que se efectúa una verificación documental de los procesos de Precomisionado y Comisionado. Revisión Documental: • Recopilación de la información disponible correspondiente a los rubros de Precomisionado y Comisionado, proporcionada por la compañía TGP. . • Clasificación de la Información disponible, para los dos rubros de evaluación. Seguida de la conformación de dos paquetes documentales, correspondientes a los Sistemas de Transporte de Gas Natural (GN) y Líquidos de Gas Natural (LGN), respectivamente. •

Revisión del contenido de cada uno de ellos, tomando como base el alcance y los requerimientos normativos establecidos e indicados con anterioridad, aplicando la Técnica de Disciplina Operativa, en la que se utilizan cuestionarios clave referentes a las etapas de Precomisionado y Comisionado, asegurando la cobertura de las actividades y documentación correspondiente, así como la

Germanischer Lloyd Industrial Services GmbH, Business Segment Oil and Gas

309 / 428

Reporte No.: GLP/GLM/MEMP/726-07 Rev. 0 Fecha: 2007-10-10

disponibilidad, accesibilidad y grado de difusión de Manuales, Procedimientos e Instructivos de Inicio de Operación, a la rama operativa. •

Retroalimentación de los resultados de la revisión documental efectuada por el Grupo de multidisciplinario de Especialistas de GL, con el propósito de soportar el contenido y validez de información de interés común, así como los criterios de evaluación y consistencia de resultados.

•

Elaboración del Reporte de Resultados, Recomendaciones y Conclusiones del proceso de revisión de Precomisionado y Comisionado.

4.5.20.5.- Resultados Fue posible evidenciar que la empresa constructora si efectúo las actividades referentes al rubro de Precomisiondo y Comisionado de ambos Sistemas de Transporte por Ducto. Aplicando los procedimientos y etapas correspondientes a estas actividades. La información verificada y que sirve de evidencia se incluye a continuación y forma parte de la Documentación de la Obra. Las revisiones y registros de pruebas referenciadas, se efectuaron previamente a la puesta e marcha, y son relativas a la fase de construcción del Sistema de Transporte de GN y LGN. Relación de Información revisada por GL y área de aplicación: a) Área Ambiental y Riesgos • • • • • • • •

Estudios de Impacto ambiental Informe de Supervisión Ambiental y Social del Proyecto Camisea. Estudios de Riesgo por Fenómenos Naturales (Líneas de conducción de GN y LGN). Estudios de HAZOP. Manuales de Cromatografía de Gases. Manuales de Operación y Mantenimiento de Sistemas de extinción de incendios por medio de Agentes Limpios. Sistemas de Protección y Detección de Fuego Planes de Contingencias- Etapa de Construcción

b) Área Civil • • •

Especificaciones de Construcción. Construcción de túneles para las líneas de GN y LGN. Documentos de diseño y procedimientos de cálculo de cimentaciones de estructuras, caminos, soportes de tubería, Trampas de envío y recibo, Estaciones de Bombeo y Reducción de Presión, así como Generadores eléctricos.

c) Área de Geología y Geotecnia • •

Estudios Sísmicos de líneas. Evaluaciones Geológicas y Geotécnicas del proyecto.

d) Área de Tuberías

Germanischer Lloyd Industrial Services GmbH, Business Segment Oil and Gas

310 / 428

Reporte No.: GLP/GLM/MEMP/726-07 Rev. 0 Fecha: 2007-10-10

• • • • • • • • • • • •

Revestimientos (Registros de trazabilidad) Certificados de Inspección, LGN y GN Ensayos no destructivos. Reportes Radiográficos. Ensayos de adherencia. MTR´s. Reportes de esfuerzos en ductos. Registros de calificaciones de soldadores. Procedimientos de soldadura. Cruces enterrados de ríos. (Planos). Documentación de Diseño de Cruces especiales. Registros de calificaciones de Personal de Supervisión Técnica.

e) Área de Inspección Instrumentada de Ductos •

Reportes de inspección por Herramienta Geométrica.

f) Área de Válvulas y Equipo. • • • • • • • •

Libros de Datos de Válvulas y Equipo. Válvulas Reductoras de Presión Certificados de válvulas de líneas principales Trampas de envío y recibo Documentos de construcción de Enfriadores de flujo mínimo Especificaciones Técnicas de Válvulas de Corte. Especificaciones Técnicas de Válvulas de Control, así como Manuales de Operación y Mantenimiento de Fabricantes. Manuales de Operación de Actuadotes de Válvulas.

g) Área de Controles de Corrosión. • • •

Registros de Lecturas de Potenciales (DC VG) Dibujos de Protección Catódica. Certificados de Ánodos (Reportes de Análisis Químicos).

h) Área de Pruebas Hidrostáticas. •

Registros de Pruebas Hidrostáticas.

i) Área de Diseño de Sistema SCADA • •

Diagramas de Circuitos. Planos de Arquitectura (Manual de Operación OASIS (relación de entradas y salidas).

Germanischer Lloyd Industrial Services GmbH, Business Segment Oil and Gas

311 / 428

Reporte No.: GLP/GLM/MEMP/726-07 Rev. 0 Fecha: 2007-10-10

•

Especificación Técnica del Sistema SCADA.

j) Área de Diseño Eléctricos e Instrumentación. • • •

Descripción de “Interlocks”, Sistemas de Comunicación. Especificación técnica del Sistema In-interrumpible de Fuerza (Sistemas de Transporte de GN y LGN). Especificaciones Técnicas de Interruptores de Presión, Transmisores de Presión, Transmisores de Temperatura y Elementos de Temperatura.

k) Plan General del Proyecto •

Memoria descriptiva de los Sistemas de Transporte de Gas Natural, de Transporte de Líquidos de Gas y Distribución de Gas Natural de Lima y Callao: Plan de Ejecución de Ingeniería; Plan de Ejecución de Suministros y Plan de Ejecución de Construcción (Instalaciones Temporales).

l) Protocolos y Especificaciones de Pruebas • •

•

•

Procedimientos y especificaciones de comisionado. Cartas de aprobación de Procedimientos de Pruebas de Desempeño de los Sistemas de Transporte de Gas (GN) y Líquidos (LGN), emitidas por los Inspectores de la Compañía “Enbridge Technology Inc.” (Documentos No. TGP/GELE/VIR/227/2004, para el caso del Sistema de GN y TGP/GELE/VIR/233/2004, para el caso del Sistema de LGN, respectivamente). Una Presentación referente al Informe Final de la Compañía Certificadora “Enbridge Technology Inc.” donde se establecen los Resultados las Pruebas de Desempeño (SIMULADAS) de los Sistemas de Transporte de Gas (G N) y Líquidos (LGN). Una Presentación referente a los Resultados de una Prueba de Desempeño Real, aplicada al Sistema de Transporte de Líquidos (LGN) por parte de la Compañía “Techint”, efectuada el día 02/12/04, con las siguientes limitaciones y Resultados: o Limitaciones: Capacidad limitada de Producción Malvinas (25 MBPD) y Baja Capacidad de Almacenamiento en Malvinas. o Resultados: Duración de Prueba: 6 Hs; Bombeo con máxima carga, 2 bombas por estación, 4Hs; Bombeo con 1 bomba por estación (Bomba A), 1 Hs; Bombeo con 1 bomba por estación (Bomba B), 1 Hs. o Techint emitió una gráfica de la Prueba de Desempeño de este sistema (NGL), efectuada en fecha 2/12/04, debidamente firmada, anexando un formato de Lista de Verificación de la Prueba de desempeño, llenado y firmado.

Adicionalmente, se identificaron las Resoluciones de Gerencia de Fiscalización en Hidrocarburos Organismo Supervisor de la Inversión en Energía (OSINERG No. 2718– 2004 – OS/GFH-CGC y 2717– 2004 – OS/GFH-CGC), recibidas por TGP, en las cuales se resuelve, según Artículo Único aprobar los Informes Técnicos No. 108055-O-261-2004 y No. 108075-O-261-2004, con dictamen favorable para inicio de Operación de los Sistemas de Transporte de Gas Natural y Líquidos de Gas Natural por Ducto, de la empresa Transportadora de Gas del Perú S.A., desde la zona denominada Las Malvinas, provincia de la Convención, departamento de Cuzco, hasta el City Gate, ubicado en el distrito de Lurín, provincia y departamento de Lima (para el Sistema de Transporte de Gas Natural), y desde la zona denominada Las Malvinas, provincia de la Convención, departamento de Cuzco, a Playa Lobería, ubicada en el distrito de Paracas, provincia de Pisco, departamento de Ica (Para el Sistema de Transporte de Líquidos de Gas Natural), que con los Anexos adjuntos, formaran parte integrante de estas resoluciones. Germanischer Lloyd Industrial Services GmbH, Business Segment Oil and Gas

312 / 428

Reporte No.: GLP/GLM/MEMP/726-07 Rev. 0 Fecha: 2007-10-10

Cabe señalar que como parte de los Informes Técnicos (ver tabla 101 del Anexo I), se relaciona, según lo indica cada resolución, el paquete de información técnica referente a la etapa de construcción, entre la que se incluyen los estudios de suelo, los levantamientos topográficos, la composición y características fisicoquímicas de los fluidos, las condiciones del diseño de los ductos, los cálculos hidráulicos, las especificaciones generales de materiales de los ductos, las especificaciones generales de protección contra corrosión, los planos generales del proyecto, los planos de recorrido de los ductos, los perfiles de elevación, los perfiles típicos de enterrado de los ductos, cruces de carretera y quebradas, los procedimientos de construcción, los diagramas de proceso y de tubería e instrumentación, los diagramas de alineamiento de los ductos, los planes de control de calidad de la construcción, el relevamiento geológico y geotécnico de los ductos, los cronogramas de ejecución de obras, los planes de contingencia para las etapas de instalación así como los análisis de riesgos y estudios de impacto ambiental Como ya se señaló, tomando como base a la información contenida dentro de los Dictámenes Técnicos referenciados, estos fueron aprobados por Resolución de la Gerencia de Fiscalización en Hidrocarburos, para constituirse como documentos válidos y suficientes para extender la autorización de Inicio de Operación de los Sistemas de Transporte de Gas Natural y Líquidos de Gas Natural por Ducto. Las resoluciones emitidas por OSINERG, forman parte integral de las cédulas siguientes: Expedientes No. Destinatario Dirección Resoluciones No. Informe Técnico

437273 y 437277 Transportadora de Gas del Perú Av. Larco 130 – OF.1602, Piso 16, Miraflores GFH No. 2718-2004 y GFH No. 2717-2004 del 16/08/2004 108055-O-261-2004 y 108075-O-261-2004

Tabla 4.5.20.5.1 – Resoluciones de Inicio de Operación

Es importante señalar que aunque en el inciso 5 (Información de Operación), correspondiente a los Informes Técnicos No. 108055-O-261-2004 y 108075-O-261-2004, se indica el cumplimiento de los Protocolos y Certificados de Pruebas, aprobados por Enbridge Technolgy Inc., dentro del paquete de información entregado a GL para evaluación no se contempló la siguiente documentación, por lo que no fue posible revisar su validez y cumplimiento normativo: •

Registros y/o evidencias de las pruebas de desempeño reales y satisfactorias de los Sistemas de Transporte de Líquido (LGN) y Gas (GN), testificadas y firmadas por “Enbridge Technology Inc.”, cumpliendo con la capacidad garantizada, establecida en el contrato BOOT en un todo, de acuerdo a las pruebas establecidas en los protocolos aprobados por el personal de inspección responsable de dicha compañía. Condiciones previstas en el contrato BOOT: Para el Sistema de GN; Caudal Malvinas-Derivación Pisco: 205 MMSCFD; Caudal Derivación PiscoLurín: 155 MMSCFD; Máxima Presión en Malvinas: 147 bar(g); Mínima Presión garantizada en Lurín: 40 bar(a); Máxima Temperatura: 45°C. Para el Sistema de LGN; Capacidad garantizada: 50 MBPD; Mínima Presión en Malvinas: 16.2 bar(g); Máxima Temperatura Malvinas: 45°C; Máxima Presión en Pisco: 21 bar(g); Temperatura en Pisco: Ambiente.

•

Los registros de atención y solución de todas las observaciones derivadas de la Revisión de Prearranque, efectuadas por el grupo responsable de Comisionado y Puesta en Marcha de los diferentes Sistemas de Transporte.

Germanischer Lloyd Industrial Services GmbH, Business Segment Oil and Gas

313 / 428

Reporte No.: GLP/GLM/MEMP/726-07 Rev. 0 Fecha: 2007-10-10

4.5.20.6.- Conclusiones La información disponible, aunque aprobada para iniciar la operación, no fue proporcionada en su totalidad, por lo que GL basa sus conclusiones en que hubo una Comisión u Organismo que revisó todos los documentos requeridos y que estos se encontraron en orden, por lo que se dio la aprobación para la fase subsecuente. a) Precomisionado Se cuenta con evidencias que confirman la realización de las actividades de Precomisionado y pruebas previas a la Puesta en Marcha, relativas a la construcción de ambos ductos. Lo soportes correspondientes están listados dentro de la sección de Resultados de este reporte, así como dentro del inciso No. 4, correspondiente a la “Información de Construcción”, incluida de forma completa y conforme a lo esperado en los Informes Técnicos No.108055-O-261-2004 y No.108075-O-261-2004 , contenidos dentro de las Resoluciones de Gerencia de Fiscalización de Hidrocarburos, Organismo de la Supervisor de la Inversión en Energía (OSINERG: No. 2718-2004-OS/GFH-CGC y No. 2717-2004-OS/GFH-CGC), para los Sistemas de Transporte por Ducto, de Gas Natural y Líquidos de Gas Natural, respectivamente. b) Comisionado Tomando como soporte los puntos No.5, No.8 y No.10, correspondientes a la sección de Informes Técnicos No. 108055-O-261-2004 y No. 108075-O-261-2004, incluidos dentro de las Resoluciones de Gerencia de Fiscalización de Hidrocarburos, Organismo de la Supervisor de la Inversión en Energía (OSINERG: No. 27182004-OS/GFH-CGC y No. 2717-2004-OS/GFH-CGC), es posible evidenciar el cumplimiento con todas las etapas de construcción, así como la realización de las pruebas de operación (Performance Test) de forma satisfactoria, y completa, cumpliéndose las expectativas en dichas etapas. Existen, según lo indican los Informes Técnicos No.108055-O-261-2004 y No.108075-O-261-2004, los respaldos de los Protocolos aprobados por la Compañía Enbridge Technology Inc. y el Certificado de Prueba aprobado por dicha tercería, misma que fungió como inspector designado por la Dirección General de Hidrocarburos del Ministerio de Energía y Minas.

4.5.20.7.- Recomendaciones Complementar el proceso de integración de la información de Precomisiondo, dentro del Manual de Construcción específico y para cada uno de los sistemas (LGN y NG), respectivamente. Los volúmenes que conformen este Manual deberán incluir todo el Paquete de Información de Construcción, en su última revisión, “As built”, contemplando como mínimo, pero no de manera limitativa la siguiente información, de acuerdo a lo establecido en las secciones de Construcción, Soldadura y Ensamble (Capítulo V) del Código ASME B31.4, además de toda Información Ambiental y de Análisis de Riesgos (documentación y registros que garanticen el cumplimiento de las normas ambientales y mitigación de riesgos). a) Construcción •

Especificaciones de Construcción: Incluyendo especificaciones detalladas de manejo de tuberías, equipo, materiales, soldadura y todos los factores de construcción, que garanticen la seguridad de la instalación, soportada sobre las mejores prácticas de ingeniería.

Germanischer Lloyd Industrial Services GmbH, Business Segment Oil and Gas

314 / 428

Reporte No.: GLP/GLM/MEMP/726-07 Rev. 0 Fecha: 2007-10-10

•

• •

• • • • •

Inspección: Registros de inspección de tuberías y todas las instalaciones por Inspectores calificados. Las calificaciones del personal de inspección deberán de estar de acuerdo a lo indicado en los códigos correspondientes (ASME B31.4 y ASME B31.8), según aplique. Planos de localización y detalles del derecho de vía, con marcas y señalamientos (garantizando minimizar la posibilidad de riegos, en base a los criterios de diseño establecidos). Planos de construcción en última revisión “As Buit”, correspondientes a cruces de ductos por vías férreas, carreteras, ríos, lagos, quebradas, además de cruces aéreos, bajo lecho de ríos y túneles, etc. Planos de construcción y procedimientos de aplicación de tuberías de revestimiento y recubrimientos de tuberías. Planos y registros de reparación de tuberías y equipos sujetos a daños. Planos de instalación de tuberías en trincheras. Cálculos de cargas, procedimientos y planos de rellenado de zanjas y restauración del derecho de vía. Planos de Cruces especiales.

b) Soldadura • • • • • • •

Procesos y Estándares de Soldadura Métodos de inspección Calificaciones de soldadura bajo los códigos aplicables Calificaciones de soldadores y supervisores Registros de ensayos no destructivos Registros de reparación y/o corrección de defectos de soldaduras Planos de detalles de Tie-In´s

c) Ensamble • • • • •

Planos de soportes Planos de localización e información de fabricante de Válvulas de aislamiento y bloqueo Planos de localización e interconexiones de líneas principales Planos de arreglo e información de fabricante de Trampas de Diablos. Planos de arreglo de equipo, isométricos y planos de ruta de Estaciones de Bombeo, tanques, filtros, Estaciones de Regulación de presión y Sistemas de medición, así como información de fabricante. • Planos “As built” de instalaciones eléctricas e información de fabricante d) Control de Corrosión • • •

Planos de localización de rectificadores y ánodos de sacrificio Estudios de Protección catódica. Registros de mediciones.

e) Inspección de Ducto mediante herramientas instrumentadas •

Registros de corridas de diablo instrumentado

Germanischer Lloyd Industrial Services GmbH, Business Segment Oil and Gas

315 / 428

Reporte No.: GLP/GLM/MEMP/726-07 Rev. 0 Fecha: 2007-10-10

f) Prueba Hidrostática •

Registros completos de prueba hidrostática de toda la instalación.

Implementar las recomendaciones de los especialistas de GL, con respecto a la complementación de registros específicos e información faltante y/o sin firmas, correspondiente a los rubros de pruebas hidrostáticas, pruebas no destructivas, equipo en general, etc.

4.6. - Inicio de Operaciones o Puesta en Marcha En los Términos de Referencia, para este concepto, se dice: El precomisionado y comisionado son normalmente parte integral y anterior al Inicio de Operaciones o Puesta en Marcha de los Sistemas de Transporte. Antes de esta etapa, se debe verificar que se realizaron las siguientes tareas: • • • •

Existencia del Manual de Inicio de Operaciones o Puesta en Marcha, que puede estar incluido dentro del Manual de Operaciones que contemple todos los pasos que se debieron seguir para este fin. Documentos de verificación, que reflejen que se han cumplido las etapas de Precomisionado y Comisionado Certificación de que el ducto está en condiciones de operabilidad, emitido por el Responsable del Proyecto o una entidad ajena a la empresa constructora que haya supervisado la construcción. El Informe Técnico Favorable de OSINERG, previo al Inicio de Operaciones o Puesta en Marcha.

Por lo que, a continuación se describe lo realizado para la atención de esta partida y los resultados obtenidos.

4.6.1.- Alcance del Trabajo En este apartado se cubre la revisión de los procesos de Puesta en Marcha, correspondientes a los Sistemas de Transporte de Gas Natural desde Camisea (Las Malvinas), provincia de la Convención, departamento de Cuzco, hasta el City Gate en Lima, y de Líquidos de Gas Natural desde Camisea (Las Malvinas), provincia de la Convención, departamento de Cuzco, hasta la costa del Océano Pacífico. El proceso de Puesta en Marcha cubre todas aquellas actividades requeridas a revisar y atender durante el inicio de operaciones de los Sistemas de Transporte anteriormente descritos.

Dentro del alcance de revisión del Proceso de Puesta en Marcha se cubre la verificación y disponibilidad de la siguiente información:

• • •

•

Manuales de Inicio de Operaciones. Certificados de cumplimiento satisfactorio de las etapas de Pre-Comisionado y Comisionado. Documentos que certifiquen que los Sistemas de Transporte por Ducto están en condiciones de Operabilidad, emitidos por el responsable del proyecto o una entidad ajena a la empresa constructora, que haya supervisado la construcción de las instalaciones. El informe técnico Favorable del OSINERG, previo al Inicio de Operaciones o Puesta en Marcha.

Germanischer Lloyd Industrial Services GmbH, Business Segment Oil and Gas

316 / 428

Reporte No.: GLP/GLM/MEMP/726-07 Rev. 0 Fecha: 2007-10-10

4.6.2.- Objetivos Revisión de los procesos de Puesta en Marcha, correspondientes al Sistema de Transporte de Gas Natural, desde Camisea (Las Malvinas), provincia de la Convención, departamento de Cuzco, hasta el City Gate en Lima, y al Sistema de Transporte de Líquidos de Gas Natural, desde Camisea (Las Malvinas), provincia de la Convención, departamento de Cuzco, hasta la costa del Océano Pacífico, con el propósito de determinar el cumplimiento documental respecto a los requisitos del alcance, así como los códigos, normas y/o estándares internacionales y nacionales, tomando como base la verificación de la información documental disponible durante el proceso de evaluación.

4.6.3.- Referencias a) Códigos y Estándares Internacionales • • •

ASME/ANSI B.31.4, 1998 and 2002 Edition: Pipeline Transportation Systems for Liquid Hydrocarbon and others Liquids ASME/ANSI B.31.8, 1999 and 2000 Edition: Gas Transmission and Distribution Piping Systems. OSHA Regulation (Standard 29-CFR); 1910-119 (f) Operating Procedures and 1910-119 (i) PreStart Safety Review

b) Normas y Referencias Nacionales • •

Reglamento de Transporte de Hidrocarburos por Ductos Decreto Supremo No. 041-99-EM. Términos de Referencia para la contratación de una empresa para la Auditoria Integral de los Sistemas de Transporte de Gas Natural y Líquidos de Gas Natural de Camisea. Incisos 4.6.5.20 A y B y 4.6.5.21.

4.6.4.- Secuencia La secuencia aplicada para el desarrollo de este apartado comprende una etapa de revisión. En la que se efectúa una verificación documental del total de información correspondiente al proceso de Puesta en Marcha. Posteriormente se realiza una verificación en tiempo real del Proceso de Puesta en Marcha del Sistema de transporte por Ducto de Líquidos de Gas Natural, de acuerdo con lo siguiente: Revisión Operativa •

•

•

Presenciar las actividades de la Puesta en Marcha del Sistema de Transporte de Líquidos de Gas Natural, a efectuarse el día 5 de Marzo del 2007, en las Instalaciones del Cuarto de Control Principal (MCC), correspondientes a la Compañía Operadora de Gas del Amazonas S.A.C., en Lurín, Lima. Revisión del cumplimiento de las instrucciones establecidas en el Manual y Procedimientos operativos, por parte del Personal Operativo de Sistema de Transporte de Líquidos Gas Natural por Ducto, durante el proceso de Puesta en Marcha. Elaboración del Reporte de Resultados, Recomendaciones y Conclusiones del proceso de revisión de Puesta en Marcha.

Germanischer Lloyd Industrial Services GmbH, Business Segment Oil and Gas

317 / 428

Reporte No.: GLP/GLM/MEMP/726-07 Rev. 0 Fecha: 2007-10-10

4.6.5.- Resultados En referencia a la información requerida previamente a la etapa de Puesta en Marcha o Inicio de Operaciones, fue posible evidenciar que se cumplió con la preparación de la siguiente documentación: •

•

Manuales de Inicio de Operaciones o Puesta en Marcha. 1) Manual de Operación NGL; No. 2794-R-MN-00001; Rev.1 (06/05/2004). 2) Manual de Operación NG; No. 2794-R-MN-00002; Rev.1 (24/03/2004). La Resolución de Gerencia de Fiscalización en Hidrocarburos Organismo Supervisor de la Inversión en Energía. En la que se aprueban los Informes Técnicos No. 108055-O-261-2004 y No. 108075-O261-2004, correspondientes a los Sistemas de Transporte de GN y LGN, respectivamente.

Dentro del paquete de información entregado a GL para evaluación del rubro correspondiente a Puesta en Marcha, no se contempló la siguiente documentación, por lo que no fue posible revisar su contenido y cumplimiento normativo: •

•

Certificación debidamente documentada y firmada, que de fé,de que los Sistemas de Transporte por Ducto estén en condiciones de Operabilidad, emitido por el Responsable del Proyecto o por una entidad ajena a la empresa constructora que haya supervisado la construcción. La documentación o dictámenes de verificación, debidamente firmados, que reflejen el cumplimiento de las etapas de Pre-Comisionado y Comisionado.

Los Manuales de Operación antes referenciados, están siendo complementados y/o actualizados, además de incorporar una serie de Procedimientos e Instructivos que ofrecen un mayor entendimiento y claridad del Paquete de Información de Puesta en Marcaha. Dentro de la tabla 100 del Anexo I y Documentos entregados por TGP del Anexo II, se relacionan los documentos correspondientes a la Puesta en Marcha de ambos sistemas, proporcionados a GL para su verificación, incluyendo su revisión actual. Dentro de la información que conforma los Informes Técnicos No.108055-O-261-2004 y No.108075-O-2612004, proporcionados por la compañía Transportadora de Gas del Perú y entregados a OSINERG para su validación, se hace referencia la Información de Operación, dentro del inciso No.5 (página 4 de 5 y página 5 de 6, respectivamente), en la que se destacan los Manuales de Operación y Mantenimiento, de Seguridad Industrial y Salud Ocupacional, los Planes locales para el control de Emergencias Operacionales, los Procedimientos de Llenado y Purgado de los Sistemas de Transporte, el Plan de Contingencias Operacionales, los Protocolos aprobados por ENGRIDGE TECHNOLOGY INC., así como el Certificado de Prueba, aprobado por dicha compañía. Adicionalmente, dentro del inciso No.10 de los citados Informes Técnicos (página 5 de 5 y 6 de 6, respectivamente), se establece que las pruebas de Desempeño de Operación (Performance Test), para ambos Sistemas de Transporte por Ducto, han sido supervisadas y aprobadas por la compañía ENBRIDGE TECHNOLOGY INC., quien fungió como inspectora designada por la Dirección General de Hidrocarburos del Ministerio de Energía y Minas, durante esa fase de trabajo. Revisión Operativa Como resultado de la visita a las Instalaciones del Cuarto de Control Principal (MCC), perteneciente a la Compañía Operadora de Gas del Amazonas S.A.C., en Lurín, Lima, para la verificación las actividades de la Puesta en Marcha del Sistema de Transporte de Líquidos de Gas Natural, efectuada el pasado día 5 de Germanischer Lloyd Industrial Services GmbH, Business Segment Oil and Gas

318 / 428

Reporte No.: GLP/GLM/MEMP/726-07 Rev. 0 Fecha: 2007-10-10

Marzo del 2007, se testificó una proceso de Puesta en Marcha del Sistema de Transporte de Líquidos de Gas Natural, satisfactorio, efectuado en aproximadamente 30 minutos y supervisado de forma remota por parte del personal de la Grecia de Operaciones, específicamente por el Jefe de Transporte y el Responsable de la Sala de Control de la Compañía Operadora de Gas del Amazonas S.A.C.. Fue posible confirmar la aplicación de los Manuales, Procedimientos e Instructivos elaborados por la rama operativa a un 95%, evidenciándose solo un cambio en la secuencia en la apertura de las válvulas XV-57006 y XV-57001, respecto a lo indicado en el Instructivo No. 01-TR-IN-SC-5006; Rev.1 (Puesta en Marcha de PRS1). Es importante mencionar que este cambio de secuencia no afectó, ni puso en riesgo el proceso de Puesta en Marcha del Sistema de Transporte. Los resultados obtenidos son los siguientes: 1.- Se proporcionaron copias de un mismo documento con diferentes revisiones. El Manual de Operación No. 2794-R-MN-00001, “LGN OPERATING MANUAL” fue proporcionado a GL en revisión 1. Posteriormente el mismo documento fue distribuido en revisión 4. Situaciones como esta pueden generar incertidumbre y poca confiabilidad en el manejo de la información. 2.- Se evidenció un cambio en la secuencia de apertura de las válvulas XV-57006 y XV-57001, respecto a lo indicado en el Instructivo No. 01-TR-IN-SC-5006; Rev.1 (Puesta en Marcha de PRS1). Lo anterior se identificó tomando como base a la información de dicho documento, debido a que de acuerdo a lo indicado en inciso 4.2 (página 9 de 17), correspondiente a la “Habilitación de los sistemas de control de estación”, sub-inciso 4.2.3.2, se da en primera instancia la instrucción de apertura de la válvula de ingreso de estación XV-57001, y posteriormente, de acuerdo al inciso 4.2.4, correspondiente a la “Habilitación de rama a operar en Skid de Regulación”, sub-inciso 4.2.4.2, se instruye a la apertura de la rama que se habilitará: • •

Rama A: Abrir XV-57004 y posteriormente XV-57003. Rama B: Abrir XV-57006 y posteriormente XV-57005.

En este evento de Puesta en Marcha, se seleccionó la rama B, por lo que se debió abrir en primera instancia la XV-57001 y posteriormente la XV-57006. De acuerdo a lo observado en la pantalla del Sistema SCADA y confirmado por la impresión de la “Secuencia de Eventos” correspondiente a este proceso de Puesta en Marcha, la válvula XV-57006 fue instruida para abrir a las 14: 26: 20 hs., activándose su comando de apertura a las 14:26: 29 hs, en tanto que la válvula XV57001 fue instruida para abrir a las 14: 27: 12 hs., activándose su comando de apertura a las 14: 27: 16 hs., con lo que quedo comprobado el cambio de secuencia de apertura advertido. 3.- No se proporcionaron evidencias de Certificados de cumplimiento de las etapas constructivas, ni Certificados de cumplimiento de Pruebas de Funcionamiento satisfactorias de equipos mayores corridos en vacío y con carga. 4.- Actualmente se cuenta con Procedimientos e Instructivos complementarios y de soporte, para el Manual de Operación de LGN No. 2794-R-MN-00001 (Rev.4; emitida el 06/05/04), los cuales fortalecen las instrucciones para la Puesta en Marcha del Sistema de Transporte por Ducto de Líquidos de Gas Natural. Sin embargo, se identificaron como documentos aislados, mismos que deberán integrarse como parte del Manual de Operación actualizado. 5.- Dentro del paquete de información entregado a GL para evaluación de los rubros de Pre-Comisionado y Comisionado, no se contempló la siguiente documentación, por lo que no fue posible revisar su validez y cumplimiento normativo: Germanischer Lloyd Industrial Services GmbH, Business Segment Oil and Gas

319 / 428

Reporte No.: GLP/GLM/MEMP/726-07 Rev. 0 Fecha: 2007-10-10

•

• •

Registros y/o evidencias de las pruebas de funcionamiento iniciales, satisfactorias (Pruebas SAT), correspondientes a los equipos dinámicos y estáticos (según aplique), de ambos Sistemas de Transporte. Los resultados de los casos de estado estacionario y transitorio de ambos Sistemas de Transporte. Los registros de atención y solución de todas las observaciones derivadas de la Revisión de Prearranque, efectuadas por el grupo responsable de Comisionado y Puesta en Marcha, de los Sistemas de Transporte.

6.- Dentro del paquete de información entregado a GL para evaluación del rubro correspondiente a Puesta en Marcha, no se contempló la siguiente documentación, por lo que no fue posible revisar su contenido y cumplimiento normativo: •

•

Certificación debidamente firmada, de que los Sistemas de Transporte por Ducto estén en condiciones de Operabilidad, emitida por el Responsable del Proyecto o por una entidad ajena a la empresa que haya supervisado la construcción y la puesta en marcha. El Protocolo de Revisión de Pre-Comisionado y Comisionado que garantice que se ha cumplido con todas y cada una de las actividades involucradas.

4.6.6.- Conclusiones El contenido de los Manuales de Operación No. 2794-R-MN-00001 (Rev.1; emitida el 06/05/04) y (No. 2794R-MN-00002 (Rev.1; emitida el 24/03/04), utilizados para la Puesta en Marcha original de los Sistemas de Transporte por Ducto, par los casos de Líquidos de Gas Natural y Gas Natural, respectivamente, contienen instrucciones muy generales. Estos documentos no incorporaron todos los requerimientos establecidos en las secciones de Operación de los Códigos ASME B-31.4, B.31.8, así como lo especificado en las Regulaciones OSHA (Occupational Safety and Health) Standard 29 CFR OSHA 1910.119 (i) Pre-Startup Review. Actualmente, dichos manuales de operación han sido complementados y enriquecidos con Procedimientos e Instructivos particulares para Puesta en Marcha, cuyos lineamientos son más detallados y específicos, por lo que es recomendable que sean reforzados e integrados en un Manual de Puesta en Marcha y Operación, que cubra todos los requerimientos indicados en la normatividad mencionada y especificados dentro de las recomendaciones de este reporte.

4.6.7.- Recomendaciones 1) Informar e instruir a los operadores de los Sistemas de Transporte de por Ducto, de la importancia de aplicar y respetar la secuencia de pasos contenida dentro de los Manuales, Procedimientos e Instructivos operativos de Puesta en Marcha y Operación. 2) Considerar los lineamientos establecidos en la OSHA, Regulation (Standar 29-CFR); Pre-startup Review 1910.119 (i). •

El personal encargado de la operación deberá ejecutar una revisión de Pre Arranque para todas las nuevas instalaciones y modificaciones incorporados al sistema, cuando dichas modificaciones justifiquen un cambio o afectación del proceso de transporte.

Germanischer Lloyd Industrial Services GmbH, Business Segment Oil and Gas

320 / 428

Reporte No.: GLP/GLM/MEMP/726-07 Rev. 0 Fecha: 2007-10-10

•

Garantizar que la construcción o instalación de nuevos equipos, accesorios, válvulas o materiales, estén de acuerdo a las especificaciones de diseño. Garantizar que los Procedimientos de emergencia, operación, seguridad y mantenimiento estén disponibles en los diversos sitios de la instalación para todos y cada uno de los operadores y sean actualizados. Garantizar que el personal de operación cumpla con la aplicación de los Procedimientos indicados en el inciso anterior. Para el caso de proponerse la incorporación al Sistema de nuevas instalaciones, equipos, válvulas o materiales, se requerirá en primera instancia la aplicación de un Análisis de Riesgos, cuyas recomendaciones emanadas, deberán ser atendidas antes de cualquier actividad de Puesta en Marcha. Adicionalmente, cualquier modificación y/o adición al Sistema de Transporte Por Ducto, deberá estar debidamente documentada y soportada, mediante la aplicación de un proceso de “Administración al Cambio”, que deberá ser aprobado (antes de la implementación de la modificación o cambio), por el comité de esta disciplina, además de preparar un expediente que contenga los respaldos técnicos, planos modificados, información de fabricante, especificaciones de materiales, etc., consistentes con las especificaciones de diseño original. En caso de implementarse cualquier cambio y/o adición al Sistema de Transporte por Ducto, el personal responsable de la operación y mantenimiento de la nueva sección, equipo, válvula, etc., deberá ser debidamente entrenado, y aprobar dicha capacitación, previamente a cualquier Puesta en Marcha del Sistema.

•

• •

•

3) Toda la información derivada de cualquier proceso de “Administración del Cambio” deberá incorporarse de inmediato al Manual de Construcción, reemplazando la documentación obsoleta por la nueva documentación en última revisión, “As built”. 4) Implementar un sistema de información Controlada por la entidad correspondiente, esto con el propósito de evitar el manejo de información (Manuales, Procedimientos o Instructivos de trabajo) con revisiones pasadas, obsoletas y no oficiales, que pueda generar una condición de riesgo en la instalación. 5) Se considera conveniente Integrar dentro de un solo Manual de Operación, los distintos Procedimientos e Instructivos de Puesta en Marcha y Operación. Este documento es conveniente que sea preparado por el propio personal operativo de los Sistemas de Transporte por Ducto, en supervisión del personal responsable de la Gerencia de Operaciones. 6) Dentro de Manual de Operación y de Inicio de Operaciones, deberá incluirse como mínimo la siguiente información: • • • • •

• • • •

Las Etapas de cada fase operacional. Arranque Inicial Operación Normal Operaciones Temporales Paro de emergencia, incluyendo las condiciones bajo las cuales el paro de emergencia es requerido, y asignando las responsabilidades del paro a operadores calificados, para asegurar que el paro de emergencia sea ejecutado de manera segura y a tiempo Operaciones de Emergencia Paro Normal Puesta en marcha seguido de un paro, posteriormente a la eventualidad de un paro de emergencia Definición de los límites de operación.

Germanischer Lloyd Industrial Services GmbH, Business Segment Oil and Gas

321 / 428

Reporte No.: GLP/GLM/MEMP/726-07 Rev. 0 Fecha: 2007-10-10

• • • • •

• • •

Consecuencias de las desviaciones respecto a los límites de operación. Pasos requeridos para corregir o eliminar las desviaciones respecto a los límites e operación. Consideraciones de Seguridad y Salud Las cartas u hojas de seguridad y riesgos de las diferentes sustancias manejadas en el Proceso de transporte (incluyendo sus propiedades y riesgos a la salud). Precauciones necesarias para prevenir explosiones, incluyendo los controles disponibles por el personal de ingeniería, operación, seguridad, mantenimiento e incluso administrativo, así como el equipo disponible de protección personal. Medidas de control a ser tomadas si se presenta alguna exposición aeróbica o contacto físico con los productos manejados. Control de calidad de los productos manejados. Sistemas de Seguridad y su funcionamiento

7) Garantizar que los procedimientos de operación sean accesibles a todos los empleados involucrados con el Sistema de transporte por ducto.

En el Anexo I (figura 102) se muestran pantallas del Sistema SCADA, correspondientes a la Puesta en Marcha del Sistema de Transporte por Ducto de Líquidos de Gas Natural, efectuada el pasado 5 de Marzo del 2007

4.7. - Operación y Mantenimiento En los Términos de Referencia, relacionado con este apartado, se dice: La empresa de Auditoría Integral deberá revisar el cumplimiento del Título V del Reglamento De Transporte de Hidrocarburos por Ductos, poniendo énfasis en: •

•

• • •

Manuales de Operación y Mantenimiento de los ductos y estaciones concordantes con las normas ANSI/ASME B31.4 y ANSI/ASME B31.8, según corresponda. Estos manuales deben incluir todo lo concerniente al cumplimiento de normas de seguridad aplicables, así como los planes de contingencia en caso de emergencia. Resultados del paso de raspatubos instrumentado de navegación inercial realizados por empresas especializadas y contratadas por TGP. Los problemas existentes o potenciales debido a asentamientos del terreno o inestabilidad de taludes que pudieran estar causando esfuerzos no permisibles en la tubería. Existencia de programas anuales de mantenimiento Resultados documentados de la ejecución de los programas de mantenimiento Cumplimiento de los Manuales de Operación y Mantenimiento.

Por lo que, a continuación se describe lo realizado para la atención de esta partida y los resultados obtenidos.

4.7.1.- Alcance del Trabajo En este caso específico se validaron las actividades concernientes a las Operación y Mantenimiento de estos Ductos a fin de validar si Operan de una manera confiable y sin riego para el personal, las instalaciones y el medio ambiente por donde atraviesan. Germanischer Lloyd Industrial Services GmbH, Business Segment Oil and Gas

322 / 428

Reporte No.: GLP/GLM/MEMP/726-07 Rev. 0 Fecha: 2007-10-10

El alcance del trabajo será las instalaciones y documentos que conforman el Sistema de transporte de GN y LGN, compuesto por 730 Km de gasoducto de 32”, 24” y 18” de diámetro y de 560 Km de Poliducto de 14” y 10” de diámetro, instalados en la Republica del Perú, en lo que se denomina como el Proyecto Camisea.

4.7.2.- Objetivos Informar, en forma detallada, de todas las actividades realizadas en el período de tiempo comprendido entre el 05–02–07 y el 24–02-07 en las Instalaciones de la empresa TGP. Siguiendo los términos establecidos en el Concurso Publico Nº 002-2006-CAH del Ministerio de Hidrocarburos y Minas y haciendo énfasis en el Párrafo 4.6.5.22, Operación y Mantenimiento, a fin de determinar si los sistemas de transporte cuentan con los equipos, accesorios adecuados y personal capacitado para garantizar una Operación eficiente y segura de acuerdo a las Normas y los estándares Internacionales. Para los cual se revisarán los siguientes puntos: •

• • • • •

Existencia de Manuales de Operación y Mantenimiento de los Ductos basados en las Normas ASME / ANSI B31.4 y B31.8 y al Anexo I, Titulo V del Reglamento de Transporte de Hidrocarburos por ductos. Planes de Emergencia. Resultados del paso de raspatubo Instrumentado. (El cual se cubre en el apartado 4.5.23. de este reporte). Existencia de Programas Anuales de Mantenimiento. Resultados Documentados de los programas de Mantenimiento. Cumplimiento de los Manuales de Operación y Mantenimiento.

4.7.3.- Referencias Se aplicaron los siguientes documentos: • • •

Normas ANSI / ASME B31.4 y B31.8. Reglamento de Transporte de Hidrocarburos por Ductos, Decreto Supremo Nº 041-99-EM. Términos de Referencia para la Contratación de una Empresa para la Auditoria Integral de los Sistemas de Transporte de Gas Natural y Líquidos de Gas Natural de Camisea. punto 4.6.5.22 del Concurso Publico Nº 002-2006- CAH.

4.7.4.- Secuencia Para cumplir con los objetivos antes planteados se desarrolló el trabajo en dos etapas: 1) La revisión de todos los Procedimientos Operacionales y de Mantenimiento, Planes de Emergencia e Información del Proyecto a fin de realizar un análisis exhaustivo de la información suministrada, 2) Reunión Técnica con el personal involucrado con cada una de las disciplinas auditadas para discutir los procedimientos, políticas y prácticas utilizadas en sus labores diarias. Germanischer Lloyd Industrial Services GmbH, Business Segment Oil and Gas

323 / 428

Reporte No.: GLP/GLM/MEMP/726-07 Rev. 0 Fecha: 2007-10-10

4.7.5.- Visita a Sitio (26 Febrero de 2007) Actividades realizadas por el personal técnico de GL, referente a la revisión documental derivada de la visita a campo del día 2007-02-26, para la localización y evaluación de una indicación detectada en el Kp 482+036, en la J464/04R. Durante la evaluación física, se pudo observar la Orden de Trabajo, con la cual se establecía la condición de evaluar una posible indicación detectada por el equipo instrumentado de inspección interna. En sitio no se contó con los procedimientos de inspección aplicables, ni con los certificados de calificación del personal y los certificados de calibración de los equipos empleados. Al iniciar las actividades, se pudo observar la condición superficial de la soldadura, la cual presentaba un socavado en la parte inferior de la junta, las actividades de inspección se llevaron según las técnicas a aplicar, las cuales fueron: Partículas magnéticas, ultrasonido y durezas; al respecto, es importante indicar que en la inspección ultrasónica no se realizó el barrido con haz normal para descartar la presencia de laminaciones que puedan interferir en la inspección con haz angular, por otra parte, el ensayo de durezas se hace sobre una zona cercana a la zona afectada por el calor, del proceso de soldadura, pero sin que se pueda declarar que corresponde a una dureza de dicha zona, esto como consecuencia del equipo empleado y la falta de preparación de superficie para trabajar con mayor exactitud sobre dicha zona, por lo que es necesario que se establezca un procedimiento de ensayo de durezas y que se indique el objetivo del ensayo y la zona o zonas de interés, de tal forma que se realice una adecuada preparación y se utilice un equipo más acorde al ensayo y zona que se pretende muestrear. Por lo anterior, se solicitaron los documentos que pudieran respaldar y garantizar la buena ejecución de las actividades de inspección de juntas con indicaciones detectadas por el equipo instrumentado y que el área de Integridad Mecánica haya determinado su verificación y evaluación en sitio, con los siguientes resultados y comentarios. Los siguientes ítems fueron revisados: a) b) c) d)

Hoja de Vida y calificaciones del personal a cargo de las pruebas no destructivas Procedimientos de pruebas no destrucivas y ensayos aplicables Certificados de calibración de equipos Registros de resultados obtenidos en las excavaciones y verificaciones “in situ” de los resultados de la inspección interna

a) Curriculum Vitae y calificaciones del personal a cargo de las pruebas no destructivas De acuerdo a la revisión de los documentos mencionados anteriormente, el personal de GL tiene los siguientes comentarios: El CV del Sr. Carlos Alberto Chávez Salazar, indica que ha participado en una serie de proyectos, entre ellos algunos relacionados con pruebas no destructivas (PND), para sistemas de transporte de hidrocarburos, por lo que demuestra con ello, que cuenta con experiencia en el ramo de interés. De acuerdo a la documentación de respaldo del sr. Carlos Chávez, cuenta con las siguientes calificaciones en PND: Técnica y Nivel Ultrasonido N II Ultrasonido N II

Organismo que Certifica FULL QUALITY León & Russo Ingenieros

Norma SNT-TC-1 A -

Fecha Expedición Vencimiento Enero 2007 Diciembre 2004 -

Germanischer Lloyd Industrial Services GmbH, Business Segment Oil and Gas

324 / 428

Reporte No.: GLP/GLM/MEMP/726-07 Rev. 0 Fecha: 2007-10-10 Ultrasonido N II Partículas Magnéticas N II Radiografía N II

Rontgen-Service León & Russo Ingenieros Rontgen-Service

SNT-TC-1 A SNT-TC-1 A

2001-11-18 Diciembre 2004 2001-11-16

-

Tabla 4.7.5.1 – Calificaciones de PND

En base a la revisión del CV del Sr. Carlos Chávez, GL tiene los siguientes comentarios: •

•

•

•

De acuerdo con el certificado emitido por Full Quality S.A. y respaldado por el sr. Hugo Bayo como Nivel III, el sr. Carlos Chávez se encuentra calificado en Ultrasonido N II, siguiendo lo establecido en SNT-TC-1 A, a partir del mes de Enero del 2007, lo cual indica que la certificación se encuentra vigente. El personal cuenta con dos certificados más que lo avalan como técnico en UT N II, sin embargo, al tratarse de documentos anteriores y referentes a la misma técnica y nivel del documento mencionado arriba, no se consideran relevantes. El técnico cuenta también con un certificado en la técnica de partículas magnéticas N II, emitido por León & Russo Ingenieros; sin embargo este documento no hace referencia a normas, prácticas o especificaciones bajo las cuales se ha expedido el documento. Además de lo anterior, el documento no indica la fecha de vigencia. El documento está avalado por un instructor nivel NAS 410. Se cuenta con un certificado emitido por Rontgen-Service que avala que el personal ha sido calificado en Radiografía N II de acuerdo a la SNT-TC-1 A; sin embargo, la fecha de expedición es del año 2001, mientras que la práctica mencionada indica un tiempo máximo recomendado para la recertificación del personal de 3 años, por lo que la certificación indicada se encuentra vencida.

Conclusiones: El Sr. Carlos Chávez, ha presentado una serie de documentos que señalan claramente su experiencia en una serie de proyectos dentro de los cuales se incluyen sistemas de transporte de hidrocarburos. Sin embargo, actualmente solo se encuentra vigente su certificación en la prueba de Ultrasonido N II, de acuerdo a la Recommended Practice, Personnel Qualification And Certification In Nondestructive Testing, SNT TC 1A. b) Procedimientos de pruebas no destructivas y ensayos aplicables Procedimiento de Líquidos Penetrantes El procedimiento de Líquidos Penetrantes consta de 2 hojas de cuya revisión, efectuada por personal de GL, se obtienen los siguientes comentarios: •

• • •

El documento no indica: o Fecha de expedición y revisión o Identificación del procedimiento o El número de la revisión actual El procedimiento especifica que la evaluación se hará en soldaduras de filete de refuerzos al tramo de interconexión de gasoductos que no corresponden al Sistema de Transporte de LGN. El procedimiento llega a su fin en el punto 10.2 de la página 2 de 2, sin embargo de acuerdo al texco se puede determinar que el documento está incompleto y que le falta un complemento. Por lo anterior, el documento carece de:

Germanischer Lloyd Industrial Services GmbH, Business Segment Oil and Gas

325 / 428

Reporte No.: GLP/GLM/MEMP/726-07 Rev. 0 Fecha: 2007-10-10

o o o

Las instrucciones particulares de la evaluación de indicaciones La referencia de la normatividad aplicable Formatos de reporte y/o registros

Conclusiones: El procedimiento está incompleto y corresponde a la inspección de juntas de filete de ductos que no tienen relación a las soldaduras a tope y al sistema de transporte de LGN. El documento no cuenta con los parámetros de evaluación para la aceptación y/o rechazo de las indicaciones encontradas; lo cual es básico y necesario en los procedimientos de pruebas no destructivas. No se indican los formatos de los reportes de inspección. Es importante que se consideren como parte del procedimiento ya que en ellos se registran los datos de la inspección, que deben proporcionar la suficiente información para determinar el tipo de PND, la fecha, los resultados, el personal de inspección, los materiales y equipos que se utilizaron e incluso imágenes de las actividades realizadas. Especificación Operativa de Seguridad Radiológica Esta especificación menciona de manera general las operaciones para garantizar un manejo del equipo radiológico para garantizar la seguridad. Por parte de GL solo se comenta que el documento carece de Fecha de emisión, de número de identificación y de número de revisión. Procedimiento de Emergencia cuando se encuentre involucrado Material Radioactivo Este procedimiento indica en forma general, las actividades a desarrollar en caso de que algún evento anómalo ponga en riesgo la seguridad de personal por la exposición de la fuente radioactiva. Por parte de GL sólo se comenta que el documento carece de Fecha de emisión, de número de identificación y de número de revisión. Procedimiento Específico de Radiografiado El procedimiento Específico de Radiografiado consta de 4 hojas, de cuya revisión efectuada por personal de GL, se obtienen los siguientes comentarios: •

• •

El documento no indica: o Fecha de expedición y revisión o Identificación del procedimiento o El número de la revisión actual A pesar de ser un procedimiento específico, no se indica que equipo debe utilizarse para verificación de densidades (densitómetro) y/o la verificación de las películas radiográficas (negatoscopio). El procedimiento carece de: o Las instrucciones particulares para la evaluación de indicaciones o Los parámetros de aceptación y/o rechazo de las indicaciones detectadas o Los formatos de reporte y/o registros

Conclusiones:

Germanischer Lloyd Industrial Services GmbH, Business Segment Oil and Gas

326 / 428

Reporte No.: GLP/GLM/MEMP/726-07 Rev. 0 Fecha: 2007-10-10

En el Procedimiento Específico de Radiografiado no se mencionan los equipos necesarios para la comprobación de calidad de las películas radiográficas y su evaluación, así como las actividades específicas para estas operaciones. El documento no cuenta con los parámetros de evaluación para la aceptación y/o rechazo de las indicaciones encontradas; lo cual es básico y necesario en los procedimientos de pruebas no destructivas. No se indican los formatos de los reportes de inspección. Es importante que se consideren como parte del procedimiento ya que en ellos se registran los datos de la inspección, que deben proporcionar la suficiente información para determinar el tipo de PND, la fecha, los resultados, el personal de inspección, los materiales y equipos que se utilizaron e incluso imágenes de las actividades realizadas. Procedimiento de Manejo de Sustancias Químicas Este procedimiento indica de manera general las actividades a realizar para el manejo de sustancias químicas utilizadas en el proceso de revelado de las películas radiográficas. Por parte de GL sólo se comenta que el documento carece de Fecha de emisión, de número de identificación y de número de revisión. Procedimiento de Partículas Magnetizables El procedimiento de Partículas Magnetizables consta de 2 hojas de cuya revisión, efectuada por personal de GL, se obtienen los siguientes comentarios: •

• • •

El documento no indica: o Fecha de expedición y revisión o Identificación del procedimiento o El número de la revisión actual El objetivo del documento está incompleto El procedimiento especifica que la evaluación se hará en varillas de 150 mm de longitud por 22 mm de diámetro, lo cual no corresponde al Sistema de Transporte de LGN. El documento carece de: o Las instrucciones particulares de la evaluación de indicaciones o La referencia de la normatividad aplicable o Los formatos de reporte y/o registros

Conclusiones: El procedimiento está incompleto y corresponde a la inspección de varillas que no tienen relación a las soldaduras a tope y al sistema de transporte de LGN. El documento no cuenta con los parámetros de evaluación para la aceptación y/o rechazo de las indicaciones encontradas; lo cual es básico y necesario en los procedimientos de pruebas no destructivas. No se indican los formatos de los reportes de inspección. Es importante que se consideren como parte del procedimiento ya que en ellos se registran los datos de la inspección, que deben proporcionar la suficiente información para determinar el tipo de PND, la fecha, los resultados, el personal de inspección, los materiales y equipos que se utilizaron e incluso imágenes de las actividades realizadas. Procedimiento de Ensayos por Ultrasonido

Germanischer Lloyd Industrial Services GmbH, Business Segment Oil and Gas

327 / 428

Reporte No.: GLP/GLM/MEMP/726-07 Rev. 0 Fecha: 2007-10-10

El procedimiento de Ensayos por Ultrasonido, cuenta con la información necesaria para la aplicación de esta técnica en tubería, sin embargo de acuerdo a la revisión realizada por personal de GL, se tienen los siguientes comentarios: • •

El documento hace referencia a que los criterios de evaluación de las indicaciones encontradas, estarán de acuerdo a lo solicitado por el propio cliente. El procedimiento no indica cuales son los formatos de reporte y/o registros de la inspección con UT.

Conclusiones: De acuerdo a lo indicado en el punto 14 del procedimiento de Ensayos por Ultrasonido, el cliente quien en este caso es COGA, debe solicitar a la compañía Full Quality, en base a que se deben establecer los criterios de aceptación. No se indican los formatos de los reportes de inspección. Es importante que se consideren como parte del procedimiento ya que en ellos se registran los datos de la inspección, que deben proporcionar la suficiente información para determinar el tipo de PND, la fecha, los resultados, el personal de inspección, los materiales y equipos que se utilizaron e incluso imágenes de las actividades realizadas. Procedimiento General de Trabajos Este documento menciona de manera general, la metodología para la inspección de tubería de las instalaciones de COGA, mediante la aplicación de pruebas no destructivas (PND), como son Ultrasonido (UT), Gamagrafía (RX), Dureza, Partículas Magnetizables (MT) y Líquidos Penetrantes (PT). De la revisión del documento mencionado, GL puede comentar que el procedimiento es una recopilación de una serie de consideraciones generales que se deben tomar en cuenta en las técnicas de PND y en la prueba de dureza. El documento no menciona los parámetros de evaluación para la aceptación y/o rechazo de las indicaciones encontradas por cualquiera de los métodos de inspección indicados; lo cual es básico y necesario en los procedimientos de pruebas no destructivas. No se indican los formatos de los reportes de inspección de los métodos indicados. Esta información es importante ya que en ella se registran los datos de la inspección, donde se indica el tipo de inspección o prueba realizada, la fecha, los resultados, el personal de inspección, los materiales y equipos que se utilizaron e incluso imágenes de las actividades realizadas. Procedimiento de ensayo de durezas. No se incluye procedimiento alguno. c) Certificados de calibración de equipos Se cuenta con la certificación correcta de los siguientes equipos: Descripción del Equipo Detector de Fallas por UT Medidor de Espesores Transductor Ultrasónico Transductor Ultrasónico Transductor Ultrasónico Transductor Ultrasónico

Marca Krautkramer Epoch Olympus Olympus Olympus Olympus

Modelo USM 25 Epoch LT 5MHz; 0.5ӯ 5MHz; 0.5ӯ 5MHz; 0.5ӯ 2.25MHz; 0.5ӯ

N° de Serie X71D60d 060110407 545882 545889 553541

Germanischer Lloyd Industrial Services GmbH, Business Segment Oil and Gas

Fecha de Certificación 2006-04-16 2006-07-28 2006-03-28 2006-03-16 2006-06-14 2006-03-28 328 / 428

Reporte No.: GLP/GLM/MEMP/726-07 Rev. 0 Fecha: 2007-10-10 Descripción del Equipo Transductor Ultrasónico Transductor Ultrasónico Transductor Ultrasónico Patrón de Pasos UT Patrón de Pasos UT Patrón de Pasos UT Patrón de Pasos UT Block de Calibración UT Durómetro Portátil Monitor de Radiación Monitor de Radiación Monitor de Radiación

Marca Olympus Olympus Olympus Panametrics NDS Products NDS Products NDS Products

Modelo 2.25MHz; 0.5ӯ 2.25MHz; 0.5ӯ 2.25MHz; 0.5ӯ 37DLPLUS 4 Step Block 4 Step Block 4 Step Block IIW-Type 1 Block TH130 ND3000 ND-15 ND2000

N° de Serie 5551074 540894 553544 051304407 A20772 A21102 A20820 15005 A122601120 18727 26239 41193

Fecha de Certificación 2006-02-10 2006-02-22 2006-06-14 2006-04-10 2006-09-15 2006-07-28 2007-02-05 2006-03-24 2007-02 2007-02 2007-01

Tabla 4.7.5.2 – Calificaciones de Equipos

Además se cuenta con una Licencia de Operación para la Aplicación de Gammagrafía Industrial, para la compañía Full Quality S.A. expedida por el Instituto Peruano de Energía Nuclear IPEN. d) Registros de resultados obtenidos en las excavaciones y verificaciones “in situ” de los resultados de la inspección interna Con respecto a la revisión documental realizada por GL, a los registros de resultados obtenidos en las excavaciones y verificaciones “in situ” de los resultados de la inspección interna, se tienen los siguientes comentarios: No se indica mediante que procedimientos se realizó la localización y excavación de la falla, sin embargo, en sitio se pudo observar la referencia física de un poste de medición, a partir del cual se tomaron medidas de ubicación, para determinar que efectivamente se trata de la J464/04R en la que fue detectada la indicación correspondiente y motivo de la inspección. No se indica en los reportes de Ultrasonido (UT) y dureza, los números de serie del equipo de inspección utilizado.

4.7.6.- Resultados a) Revisión de Documentos Esta fase del trabajo se basa en la revisión de los Procedimientos Operacionales y de Mantenimiento para validar el cumplimiento de los lineamientos o conceptos básicos establecidos tales como: normas, reglas, criterios de diseño, prácticas operacionales a fin de asegurarnos de que estos documentos describan muy detalladamente la secuencia de las actividades a ejecutar, con las responsabilidades e interrelación del personal involucrado perteneciente a las áreas Operativas en revisión. La metodología utilizada está basada en la Técnica conocida como Proceso de Disciplina Operativa, en la cual se utilizan ciertos cuestionamientos lógicos a fin de asegurarse de que los procedimientos cumplan con algunas condiciones específicas tales como: disponibilidad y accesibilidad para todo el personal, aplicación en las áreas operativas y de mantenimiento, si los procedimientos son difundidos y el personal es adiestrado en su contexto y finalmente asegurarse de que el contenido de estos documentos sea de la calidad requerida por el proceso.

Germanischer Lloyd Industrial Services GmbH, Business Segment Oil and Gas

329 / 428

Reporte No.: GLP/GLM/MEMP/726-07 Rev. 0 Fecha: 2007-10-10

Se inició el trabajo con la revisión de los documentos correspondientes a los Manuales de Operación de NG y NGL, Procedimientos Operacionales, Instructivos Operacionales, Instructivos de Mantenimiento, Planes y Registros de Mantenimiento, y Planes de Emergencia. Se verificaron y clasificaron los siguientes documentos disponibles : 2 Manuales de Operación (No. 2794-RMN-00001: Rev.4 y No. 2794-R-MN-00002: Rev.2), 28 Procedimientos Operacionales (identificados como 01 TR PR SC), 19 Instructivos Operacionales (identificados como 01 TR IN SC), 16 Instructivos de Mantenimiento referente a equipo de proceso y motores (identificados como 01 MTR IN), 41 Instructivos de Mantenimiento referentes a equipo de instrumentación (identificados como 01 MTI IN), 29 Instructivos de Mantenimiento referentes a los ductos de transporte y derecho de vía (identificados como 01 MTD IN), 5 Procedimientos de Mantenimiento de ductos (Documentos identificados como 01 MTD PR), 1 Instructivo de programa de prevención de daños por terceros (identificado como 01 MTD PR 002), 1 Procedimiento de Mantenimiento de PLC (identificado como 01 TI IN 102), 1 Procedimiento de venteo (identificado como 01 SE PR 006), La Planificación del Mantenimiento Preventivo de Estaciones de Bombeo a Través del Módulo PMSAP y diversos Registros de contraste de instrumentos e informes técnicos de mantenimiento. •

Manuales de Operación y Procedimientos e Instructivos Operacionales

Derivado del proceso de revisión, GL recomienda, en base a las Regulaciones (Standards - 29 CFR) Process safety management of highly hazardous chemicals. OSHA 1910.119 (f) Operating procedures, realizar su revisión anual y actualización correspondiente, en caso requerido. A continuación se indican una lista de acciones aplicables a los distintos documentos revisados: 1. Arranque Normal de Ducto de NGL, Nº 01 TR IN SC 5000, Versión: 0, Aprobado: 03-06, entregado a GL: 20-12-06. Acción: Contemplar su actualización anualmente. El documento es claro. 2. Arranque Normal de Ducto de NGLLGN, Nº 01 TR PR SC 5000, Versión: 0, Aprobado: 06-05, entregado a GL: 27-11-06. Acción: Contemplar su actualización anualmente. 3. Cierre normal de Ductos de LGN, Nº 01 TR PR SC 5001, Versión: 0, Aprobado: 06-05, entregado a GL: 27-12-06. Acción: Contemplar su actualización anualmente. 4. Cierre normal de Ductos de LGN, Nº 01 TR IN SC 5001, Versión: 0, Aprobado: 03-06, entregado a GL: 20-06-07. Acción: Contemplar su actualización anualmente. 5. Condiciones Anormales de Operación Ducto LGN, Nº 01 TR PR SC 5100, Versión: 0, Aprobado: 0605, entregado a GL: 27-11-06. Acción 1: Contemplar su actualización anualmente, así como del instructivo Parámetros Operativos - Ducto NG/NGL, 01 TR IN SC 0001, Versión: 0, Aprobado: 04/06. Acción 2: Validar la existencia de un procedimiento donde se regule las actividades conjuntas con Pisco, en caso de presentarse condiciones anormales, ya que esta es otra sala de control. Acción 3: en punto 5.8.5. 1) aclarar como se reestablece el sistema SCADA en CCC en 5 minutos, si no hay operador en sitio. 6. Condiciones Anormales de Operación Ducto NG, Nº 01 TR PR SC 1100, Versión: 1, Aprobado: 05/07, entregado a GL: 06-07. Acción 1: Indicar párrafo que especifique el desplegado en sala de control del histórico de las ultimas fugas o condiciones anormales ocurridas de GN .Acción 2: en punto 5.7.1 indica solicitar información de parámetros operativos a estaciones de bombeo, ambos ductos operan independientemente, especificar para que servirá la información. 7. Incremento de Flujo – Arranque de Segunda/Tercera Bomba. Nº: 01 TR PR SC 5005, Versión: 0, Aprobado: 06-05, entregado a GL: 27-11-06. Acción 1: Contemplar su actualización anualmente. 8. Puesta en Marcha de PS1, Nº: 01 TR IN SC 5002, Versión: 0, Aprobado: 09-06, entregado a GL: 2012-06. Acción 1: Verificar válvulas y accesorios que se mencionan y no aparecen en los diagramas. Acción 2: Revisar procedimiento con el operador en Lurín.

Germanischer Lloyd Industrial Services GmbH, Business Segment Oil and Gas

330 / 428

Reporte No.: GLP/GLM/MEMP/726-07 Rev. 0 Fecha: 2007-10-10

9. Puesta en Marcha y Cierre de Estación de Bombeo, Nº: 01 TR PR SC 5002, Versión: 0, Aprobado: 06-05, entregado a GL: 27-11-06. Acción 1: Revisar el procedimiento con el operador en Lurín. 10. Cambios de Densidad – Ducto NGL, Nº: 01 TR PR SC 5006, Versión: 0, Aprobado: 06-05, entregado a GL: 27-11-06. Acción 1: Revisar el procedimiento con el operador en Lurín. 11. Puesta en Marcha de Estación Reductora de Presión – Ducto LGN, Nº: 01 TR PR SC 5003, Versión: 1, Aprobado: 10-06, entregado a GL: 27-11-06. Acción 1: Contemplar su actualización anualmente. 12. Puesta en Marcha de PRS1, Nº: 01 TR IN SC 5006, Versión: 1, Aprobado: 10-06, entregado a GL: 20-12-06. Acción 1: Los esquemas y pantallas presentados, saturan y confunden metodológicamente el procedimiento. Acción 2: en los puntos 4.1.1.1/4.1.1.2/4.1.1.3/4.1.1.4 se debería especificar el estado de estos accesorios. (remoto/local, abierto/cerrado). Acción 3: Revisar procedimiento con el operador en Lurín. 13. Cierre de Estación Reductora de Presión – Ducto LGN, Nº: 01 TR PR SC 5004, Versión: 1, Aprobado: 10-06, entregado a GL: 27-11-06. Acción 1: Contemplar su actualización anualmente. 14. Emergencias Operacionales, Nº: 01 TR PR SC 0100, Versión: 0, Aprobado: 04-06, entregado a GL: 20-12-06. Acción 1: Contemplar su actualización anualmente. 15. Operaciones del Sistema de Transporte cuando se detectan Fugas en Ductos. Nº: 01 TR PR SC 0101, Versión: 0, Aprobado: 03-06, entregado a GL: 20-12-06. Acción 1: Verificar que tanto en la sala de control y en la zona existan registros escritos con sus medidas de mitigación sobre las últimas fugas reportadas. Acción 2: Validar definición de fugas tipo grado: 1,2 y 3. Acción 3: Especificar porque en la fuga grado 3 no debe informarse a sala de control. Acción 4: en punto 7.2.7 Comunicaciones, Es deseable indicar los nombres y números telefónicos de las personas mencionadas. Acción 5: en punto 7.2.3.b) Especificar el tiempo de espera permitido para tomar acción cuando la confiabilidad de la información se considera baja. Acción 6: El personal de integridad de ductos debe evaluar las condiciones finales de las reparaciones. 16. NGL Operating Manual, Nº: 2794-R-MN-00001, Revisión 4, Aprobado: No se indica quien lo aprobó, entregado a GL: 03-07. Acción 1: En punto 5.4.2 de tablas: 5.8 y 5.9 se indica el valor para alarma por muy alta presión de descarga, (PAHH) en 125 barg y el valor para paro por alta presión de descarga (PSHH) en 125.5 barg, para el caso de la descargas de las bombas de PS1. 17. Transferencia a sala de Control de Contingencia, Nº: 01 TR PR SC 0102, Versión: 0, Aprobado: 0605, entregado a GL: s/f. Acción 1: En punto 7.1 Diagramas de Comunicaciones, se sugiere indicar los nombres y números telefónicos de las personas mencionadas. Acción 2: En punto 7.2.1, se sugiere indicar el medio de transporte a utilizar al igual que la lista o programa de guardia con nombres de los operadores que esta descansando/trabajando para conocer quien será la persona llamada en caso de contingencia. Acción 3: En punto 7.2.8 indicar el procedimiento a utilizar por el personal de tecnología / Informática para la toma de control desde el CCC. Acción 4: Incluir en punto 9 el formato para recolección de los datos operativos. 18. Cierre de Emergencia – Ducto de LGN, Nº: 01 TR PR SC 5101, Versión: 0, Aprobado: 06-05. Acción 1: Contemplar su actualización anualmente. 19. NG Operating Manual, Nº: 2794-R-MN-00002, Revisión: 1, Aprobado: No se indica quien lo aprobó, entregado a GL: 27-11-06. En el Anexo II, correspondiente a Documentos Entregados por TGP, se presenta el listado completo de documentos de Operación revisados por el grupo de especialistas de GL, incluyendo el paquete de documentos entregados a partir del 20 de junio del 2007. •

Procedimientos de Mantenimiento Relevantes

A continuación se indican una lista de acciones aplicables a los distintos documentos revisados:

Germanischer Lloyd Industrial Services GmbH, Business Segment Oil and Gas

331 / 428

Reporte No.: GLP/GLM/MEMP/726-07 Rev. 0 Fecha: 2007-10-10

1. Filosofía de Operación de Campo y Mantenimiento – Nº 01 MT, con vigencia del 01-04-04 y entregado a GL el 27-11-06. 2. Manual de Mantenimiento - Sistema de Transporte GN/LGN, Nº 01 MT ML 001, vigencia desde el 16-04-04, entregado a GL el 20-12-06. Acción: En este documento se incluye una copia idéntica del documento anterior Nº 01 MT. Definir el documento aplicable. 3. Mantenimiento General de Instalaciones de Superficie, Nº 01 MT PR 001, Versión 0, Aprobado: 0404, entregado a GL: 20-12-04. Acción: Este documento es muy general no indica las actividades a realizar ni como se efectúan. 4. Mantenimiento de Instalaciones de Superficie, Frecuencia Anual, Bienal y Quincenal, Nº 01 MT PR 002, Versión: 0, Vigencia: 04-04, Aprobado: 04-04, entregado a GL: 20-12-04. Acción: Garantizar la existencia del Plan de Mantenimiento para los períodos descritos. 5. Mantenimiento de Instalaciones de Superficie, Frecuencia Semestral. Nº 01 MT PR 003, Versión: 0, Vigencia: 04-04, Aprobado: 04-04, entregado a GL: 20-12-04. Acción: Garantizar la existencia y aplicación del Plan de Mantenimiento Semestral, además de las hojas de Registros. 6. Mantenimiento de Instalaciones de Superficie, Frecuencia Trimestral. Nº 01 MT PR 004, Versión: 0, Vigencia: 04-04, Aprobado: 04-04, entregado a GL: 20-12-04. Acción: Garantizar la existencia y aplicación del Plan de Mantenimiento Trimestral y los archivos de registros. 7. Mantenimiento de Instalaciones de Superficie, Frecuencia Mensual. Nº 01 MT PR 005, Versión: 0, Vigencia: 14-03-04, Aprobado: 03-04, entregado a GL: 20-12-04. Acción: Garantizar la existencia y aplicación del Plan de Mantenimiento Trimestral y los archivos de registros. 8. Mantenimiento General de Ductos, Nº: 01 MTD PR 006, Versión 0, Vigencia: 06-04-04, Aprobado: 04-04, entregado a GL: 20-12-06. Acción 1: Revisar la frecuenta de inspección visual externa a los Ductos, la norma indica inspección visual cada 2 semanas. 9. Reparación de Ductos, Nº: 01 MTD PR 007, Versión 1, Vigencia: 06-04-04, Aprobado: 04-04, entregado a GL: 20-12-06. Acción: Complementar el procedimiento, no incluye otros métodos de reparación como: instalación de camisas de refuerzo metálicas, instalación de cintas para restablecer espesores, reemplazos de tubería sin sacar de servicio los Ductos. 10. Mantenimiento General de Equipos Rotantes y Estaciones de Flujo, Nº: 01 MT PR 008, Versión 0, Vigencia: 07-04-04, Aprobado: 04-04, entregado a GL: 20-12-06. Contemplar su actualización anualmente. 11. Recorrido a Marcha Lenta por DDV, Nº: s/ numero, Aprobado: no está, Revisión: A, Vigencia: 14-0304. Acción: Validar aprobación del Documento y Revisar el tiempo en que se recorren o inspeccionan los Ductos para confirmar el si cumplen con lo requerido por la Norma. 12. Mantenimiento General de Instalaciones de Superficie, Nº 01 MT PR 001, Versión 0, Aprobado: 1006, entregado a GL: 19-02-07. Acción: Contemplar su actualización anualmente. 13. Logística de Mantenimiento, Nº: S / N, Versión: A, Vigencia: 14-03-04, Aprobado: no esta aprobado, entregado a GL: 27-11-06. Acción: Validar aprobación del Documento. En el Anexo II, correspondiente a Documentos Entregados por TGP, se presenta el listado completo de documentos de Mantenimiento revisados por el grupo de especialistas de GL, incluyendo el paquete de documentos entregados a partir del 20 de junio del 2007. •

Planes de Emergencia.

1. Plan de Contingencia Operacionales, Sección 1, Generalidades, Nº 01 SE PL 001, Aprobado: 04-06, entregado a GL: 3-11-06. 2. Plan de Contingencia Operacionales, Sección V, Deslizamientos de Tierra, Nº 01 SE PL 001, Aprobado: 04-06, entregado a GL: 23-11-06.

Germanischer Lloyd Industrial Services GmbH, Business Segment Oil and Gas

332 / 428

Reporte No.: GLP/GLM/MEMP/726-07 Rev. 0 Fecha: 2007-10-10

3. Plan de Contingencia Operacionales, Sección VI, Deslizamiento de Tierras, Nº 01 SE PL 001, Aprobado: 04-06, entregado a GL: 23-11-06 4. Plan de Contingencia Operacionales, Sección VII, Inundaciones, Nº 01 SE PL 001, Aprobado: 04-06, entregado a GL: 23-11-06. 5. Plan de Contingencia Operacionales, Sección VIII, Sismos, Nº 01 SE PL 001, Aprobado: 04-06, entregado a GL: 23-11-06. 6. Plan de Contingencia Operacionales, Sección IX, Tormentas Eléctricas, Nº 01 SE PL 001, Aprobado: 04-06, entregado a GL: 23-11-06. 7. Plan de Contingencia Operacionales, Sección X, Incendios, Nº 01 SE PL 001, Aprobado: 04-06, entregado a GL: 23-11-06. 8. Plan de Contingencia Operacionales, Sección XI, Explosiones, Nº 01 SE PL 001, Aprobado: 04-06, entregado a GL: 23-11-06. 9. Plan de Contingencia Operacionales, Sección XIII, Derrame de Combustible en Tierra, Nº 01 SE PL 001, Aprobado: 04-06, entregado a GL: 23-11-06. 10. Plan de Contingencia Operacionales, Sección XIV, Derrame de Combustible en Agua, Nº 01 SE PL 001, Aprobado: 04-06, entregado a GL: 23-11-06. 11. Plan de Contingencia Operacionales, Sección XVI, Fugas de Gas Natural, Nº 01 SE PL 001, Aprobado: 04-06, entregado a GL: 23-11-06. 12. Plan de Contingencia Operacionales, Sección XVII, Formulario de Registro de Notificación de Accidentes, Nº 01 SE PL 001, Aprobado: 04-06, entregado a GL: 23-11-06. 13. Plan de Contingencia Operacionales, Sección XVIII, Referencia Zonal Estaciones de Bombeo, Nº 01 SE PL 001, Aprobado: 04-06, entregado a GL: 23-11-06. 14. Plan de Contingencia Operacionales, Sección XIX, Referencia Zonal Válvulas, Nº 01 SE PL 001, Aprobado: 04-06, entregado a GL: 23-11-06. 15. Plan de Contingencia Operacionales, Sección XX, Referencia Zonal Estaciones Reguladoras de Presión, Nº 01 SE PL 001, Aprobado: 04-06, entregado a GL: 23-11-06. 16. Plan de Contingencia Operacionales, Sección XXI, Referencia Zonal Trampas de Lanzamiento, Nº 01 SE PL 001, Aprobado: 04-06, entregado a GL: 23-11-06. 17. Plan de Contingencia Operacionales, Sección XXII, Lista de Contactos, Nº 01 SE PL 001, Aprobado: 04-06, entregado a GL: 23-11-06. 18. Plan de Contingencia Operacionales, Sección XXIII, Revisión y Actualización, Nº 01 SE PL 001, Aprobado: 04-06, entregado a GL: 23-11-06. Adicionalmente se proporcionaron y revisaron los siguientes documentos, referentes a los Planes Locales de Contingencias de Estaciones de Bombeo específicos: 1. Instructivo de Plan Local de Contingencias Estaciones de Bombeo (Derrames de NGL, sin fuego, Nº 01 MTR IN 022, Versión 0, Vigencia: 15-11-06, entregado a GL: 20-06-07. Acción 1: El Instructivo fue emitido con propósitos de capacitación, por lo que se sugiere sea oficializado y hacerlo extensivo al personal de la Estación PS1. Acción 2: Continuar con el proceso de mejora del instructivo, detallando a la medida de lo posible todos los teléfonos de contacto y los nombres del personal responsable de realizar la secuencia de ataque del derrame, tanto para las acciones diurnas como nocturnas. 2. Instructivo de Plan Local de Contingencias Estaciones de Bombeo (Derrames de NGL, sin fuego, Nº 01 MTR IN 023, Versión 0, Vigencia: 15-11-06, entregado a GL: 20-06-07. Acción 1: El Instructivo fue emitido con propósitos de capacitación, por lo que se sugieres sea oficializado y hacerlo extensivo al personal de la Estación PS2. Acción 2: Continuar con el proceso de mejora del instructivo, detallando a la medida de lo posible todos los teléfonos de contacto y los nombres del personal Germanischer Lloyd Industrial Services GmbH, Business Segment Oil and Gas

333 / 428

Reporte No.: GLP/GLM/MEMP/726-07 Rev. 0 Fecha: 2007-10-10

3.

4.

5.

6.

7.

8.

responsable de realizar la secuencia de ataque del derrame, tanto para las acciones diurnas como nocturnas. Instructivo de Plan Local de Contingencias Estaciones de Bombeo (Derrames de NGL, sin fuego, Nº 01 MTR IN 024, Versión 0, Vigencia: 15-11-06, entregado a GL: 20-06-07. Acción 1: El Instructivo fue emitido con propósitos de capacitación, por lo que se sugieres sea oficializado y hacerlo extensivo al personal de la Estación PS3. Acción 2: Continuar con el proceso de mejora del instructivo, detallando a la medida de lo posible todos los teléfonos de contacto y los nombres del personal responsable de realizar la secuencia de ataque del derrame, tanto para las acciones diurnas como nocturnas. Instructivo de Plan Local de Contingencias Estaciones de Bombeo (Derrames de NGL, sin fuego, Nº 01 MTR IN 025, Versión 0, Vigencia: 15-11-06, entregado a GL: 20-06-07. Acción 1: El Instructivo fue emitido con propósitos de capacitación, por lo que se sugieres sea oficializado y hacerlo extensivo al personal de la Estación PS4. Acción 2: Continuar con el proceso de mejora del instructivo, detallando a la medida de lo posible todos los teléfonos de contacto y los nombres del personal responsable de realizar la secuencia de ataque del derrame, tanto para las acciones diurnas como nocturnas. Instructivo de Plan Local de Contingencias Estaciones de Bombeo (Con fuego), Nº 01 MTR IN 026, Versión a/b, Vigencia: 01-02-05, entregado a GL: 20-06-07. Aplicable a Estación de Bombeo PS1. Acción 1: Este Instructivo para que tenga validez debe ser revisado y aprobado lo antes posible. Instructivo de Plan Local de Contingencias Estaciones de Bombeo (Con fuego), Nº 01 MTR IN 027, Versión a, Vigencia: 01-02-05, entregado a GL: 20-06-07. Aplicable a Estación de Bombeo PS2. Acción 1: Este Instructivo para que tenga validez no debe tener carácter de preliminar, por lo que debe ser revisado y aprobado lo antes posible. Instructivo de Plan Local de Contingencias Estaciones de Bombeo (Con fuego), Nº 01 MTR IN 028, Versión a/0, Vigencia: 15-11-06, entregado a GL: 20-06-07. Aplicable a Estación de Bombeo PS3. Acción 1: Este Instructivo cuenta prácticamente con la misma información del documento Nº 01 MTR IN 027, estando uno con respecto al otro en diferentes versiones, emisión final y emisión preliminar, respectivamente, por lo que se requiere validar la revisión aplicable para ambos instructivos. Instructivo de Plan Local de Contingencias Estaciones de Bombeo (Con fuego), Nº 01 MTR IN 029, Versión a/0, Vigencia: 15-11-06, entregado a GL: 20-06-07. Aplicable a Estación de Bombeo PS4. Acción 1: Este Instructivo cuenta prácticamente con la misma información del documento Nº 01 MTR IN 027, estando uno con respecto al otro en diferentes versiones, emisión final y emisión preliminar, respectivamente, por lo que se requiere validar la revisión aplicable para ambos instructivos.

En el Anexo II, correspondiente a Documentos Entregados por TGP, se presenta el listado completo de documentos referentes a Planes de Emergencia revisados por el grupo de especialistas de GL, incluyendo el paquete de documentos entregados a partir del 20 de junio del 2007. •

Documentos de Información General. 1. Resolución de OSINERG Operación de Ducto de NGL. 2. Resolución de OSINERG Operación de Ducto de NG. 3. Términos de Referencia para la Contratación de una Empresa para la Auditoria Integral de los Sistemas de Transporte de NGL y NG de Camisea. 4. Quality Plan for Project “Auditoria Camisea – Perú”. 5. Design Basis – Technical Specification, N° 2794-R-ME-00002. 6. Descripción del Sistema de Transporte de Gas Natural y Líquidos de Gas Natural.

Germanischer Lloyd Industrial Services GmbH, Business Segment Oil and Gas

334 / 428

Reporte No.: GLP/GLM/MEMP/726-07 Rev. 0 Fecha: 2007-10-10

Adicionalmente, personal del área de Mantenimiento, por parte de TGP/COGA, facilitó a GL la siguiente información: 1. 2. 3. 4. 5. 6. 7. 8. 9. 10.

Plan de Mantenimiento Anual 2006, Instalaciones de Superficie. Registros ejecución Plan 2006, Instalaciones de Superficie. Plan de Mantenimiento Anual 2007, Equipos de Superficie. Registros Enero – 2007 del Plan de Mantenimiento Anual 2007, Equipos de Superficie. Plan de Mantenimiento Anual 2006 y 2007 Equipos Rotativos. Plan de Mantenimiento Anual 2006 y 2007 Ductos. Registros 2006 y 2007 del Plan de Mantenimiento Anual para Ductos y Equipos Rotativos. Procedimiento de Perforaciones en caliente. Presentación llenado y puesta en operación de Ductos y Equipos. Presentación del trabajo realizado por la Empresa Enbridge, para certificar la operación de los ductos para las máximas condiciones de diseño.

b) Reunión con Personal involucrado Esta etapa consistió en la realización de entrevistas con personal de Operaciones y Mantenimiento, considerando un enfoque metodológico de Mantenimiento centrado en confiabilidad, utilizado para determinar los mecanismos requeridos para asegurar que cualquier activo físico continúe llevando a cabo sus funciones adecuadamente en un contexto operacional vigente. Se realizó la revisión de la operación actual en las estaciones de bombeo y estaciones reductoras de presión, desde la sala de control en Lurín. Se validó la disponibilidad de los Planes Anuales de Mantenimiento para cada una de las disciplinas establecidas, (mantenimiento de superficie, equipos rotativos y ductos), la ejecución y registro de las actividades ejecutadas correspondientes a estos planes y la disponibilidad de los indicadores de gestión, que puedan ser utilizados para la toma de las decisiones estratégicas que ayuden a incrementar la rentabilidad del negocio. Resúmenes de Visitas y Reuniones Técnicas: a) Fechas del 06 al 09/02/07 Se realizó reunión de trabajo en Lurín, sede de TGP y COGA, participando las siguientes personas: 1. 2. 3. 4. 5.

Horacio Codega - Gerente del Proyecto TGP Luís Sotelo – Ing. Oficina Técnica Sergio Pesavento – Gerente de Operaciones Eduardo Ridi – Gerente Mantenimiento José Luís Zimic - Gerente de Calidad de Techint

El objetivo consistió en realizar Auditoria de Calidad a TGP y Techint y ver algunas actividades ejecutadas durante la etapa de Construcción de la obra. •

Se informó que la Dirección General de Hidrocarburos del Ministerio de Energía y Minas en representación del Gobierno Peruano firmó Contrato BOOT de Concesión de transporte de GN y

Germanischer Lloyd Industrial Services GmbH, Business Segment Oil and Gas

335 / 428

Reporte No.: GLP/GLM/MEMP/726-07 Rev. 0 Fecha: 2007-10-10

• • • • • • • •

LGN para los Ductos de Camisea a City Gate y la Costa en Playa Lobería, respectivamente, con TGP el 09-12-2000, con compromisos de iniciar operación en 44 meses luego de firmado el contrato. A su vez TGP procedió a contratar a Techint para la construcción de los Ductos en referencia. Se inició la etapa de Ingeniería con la aprobación del EIA, en marzo del 2002, con un ancho aprobado para el DDV de 3 Km. Techint, presento a TGP su Plan de Calidad, el cual fue aprobado y adoptado por TGP. TGP, contrató a Gulf Interstate para que realizara la supervisión y aprobara la ingeniería de la obra. Como seguimiento a la obra se efectuó un informe mensual que se transmitía a TGP y en donde en forma ejecutiva se informaba todo lo relacionado a la obra. Se informó que se contrataron varias empresas para la realización de los estudios de Ingeniería /Geología, necesarios para realizar las etapas complementarias de ingeniería y construcción. Adquisición y Fabricación de materiales y equipos. En las actividades de zanjeo, topografía, bajada de tubería, tapado y compactación, no se consiguió ningún procedimiento que controlara la compactación de los suelos durante la tapada de la tubería. Se visito la sala de control en Turín, recibiendo una plática de inducción por parte del personal que allí labora.

b) Fecha 16/02/07 Se visitaron las instalaciones de TGP/COGA, entrevistándose con el Ing. Martín Catalana, Gerente de Transporte, quien informó lo siguiente. • •

• •

•

•

El Contrato Boot firmado con el Ministerio de Energía y Minas estipulaba el arranque de las Operaciones de los Ductos a partir del 09-08-04. Realizó presentación de las diferentes actividades efectuadas durante el arranque, especialmente durante desplazamiento y llenado de los Ductos, haciendo énfasis en las diversas restricciones existentes en ese tiempo, destacándose la falta de LGN y GN por la baja capacidad de producción y almacenamiento en la Planta Malvinas. Señaló problemas por atascamiento de raspatubos utilizados para el desplazamiento y llenado de los ductos. Informó que el ministerio de Energía y Minas propició un proceso de licitación para seleccionar al consultor que realizaría el análisis para validar / certificar la operabilidad de los ductos a las condiciones de diseño que inicialmente fueron requeridas y que forman parte del contrato. Como resultado del proceso mencionado salió favorecida la Empresa Enbridge. Presentó un resumen de las actividades realizadas por la Empresa Embridge, la cual se encargó de certificar la operabilidad de los ductos. El trabajo realizado se basó en la simulación de los procesos de GN y LGN y compararlo con las condiciones reales de operación al momento de la realización del trabajo, con caudales y presiones muy por debajo del máximo requerido por el diseño original. Se efectuaron dos simuladores de proceso, se ajustaron a los parámetros reales y luego se simularon las condiciones de operación máximas, requeridas para ambos ductos. El resultado final fue que las condiciones para el momento de la prueba permitieron acoplar/ajustar los modelos de simulación traídos por Embridge y que al final le permitieron simular las condiciones de máxima presión y flujo requerido por el Ministerio para así poder concluir que el diseño era optimo y cumplía con el requerimiento inicial.

A las 2 p.m. se realizó reunión de trabajo con el Ing. Daniel Trapani, encargado de la sección de mantenimiento correspondiente a las Instalaciones de Superficie.

Germanischer Lloyd Industrial Services GmbH, Business Segment Oil and Gas

336 / 428

Reporte No.: GLP/GLM/MEMP/726-07 Rev. 0 Fecha: 2007-10-10

• • •

•

•

Realizó presentación, describiendo el personal bajo su cargo y lugar de ubicación en las bases de mantenimiento en las Zonas de: Ayacucho Selva, Sierra Ayacucho y Lurín. Mostró un Plan de Mantenimiento Anual con las frecuencias de las actividades a ejecutar. Los registros de cumplimiento para el año 2006 del Plan de Mantenimiento se ejecutaron en forma manual, no están incorporados en modo digital por lo que no tienen un registro global que les permita informar sobre el cumplimiento como organización del Plan de Mantenimiento. Los registros de cumplimiento para el año 2007 del Plan de Mantenimiento se están ejecutando en forma digital, ya están mostrando Indicadores de Gestión de Mantenimiento, además del Índice correspondiente a los mantenimientos correctivos. Se discutieron los procedimientos de mantenimiento Nº: 01 MT PR 001, 01 MT PR 002, 01 MT PR 003, 01 MT PR 004 y 01 MT PR 005 que presentaban inconsistencia metodología y solo describían las actividades y frecuencias de éstas. Se informó que estos procedimientos fueron sustituidos por un Procedimiento único Nº: 01 MTI PR 001, Rev.2. Acción: se suministrará este procedimiento para su revisión.

A las 4 p.m. se realizó una reunión con el Ing. Daniel Ferrari, encargado de la sección de equipos rotativos. • •

•

Realizó presentación describiendo el personal bajo su cargo y lugar de ubicación en las bases de mantenimiento en las Zonas de: Ayacucho Selva, Sierra Ayacucho y Lurín. No hay un Plan de Mantenimiento Anual, solo hay un Plan de Mantenimiento mensual, generado en base a las horas de trabajo ejecutadas por los equipos y basado en las órdenes de trabajo que genera Sap al final de cada mes. Lo anterior dio lugar a que se generara el Hallazgo No. CAM/OPER.&MAINT/NRB/1/002 (ver Anexo III de este informe). Con los documentos, entregados después del 20 de Junio del 2007, se soportó la forma de contolar y generar los programes de mantenimiento, por lo que se cierra este hallazgo. No se están llevando indicadores de Gestión que permitan monitorear el porcentaje de cumplimiento del Plan Mensual. En su sistema, el planificador carga en SAP, el indicador o el número de horas necesarias para que a cada equipo rotativo se le realice un mantenimiento preventivo, en campo el mantenedor de estos equipos regularmente ingresa en SAP el número de horas reales ejecutadas por cada equipo. SAP, de acuerdo a esta información, genera automáticamente la orden de Servicio / trabajo, a continuación, el supervisor de mantenimiento elabora el programa de ejecución para cada área y finalmente el mantenedor del campo procede a la ejecución de estas actividades.

c) Fecha 19/02/07 A las 9.00 a.m. se realizó reunión con el Ing. Horacio Codega - Gerente Proyecto y José Luís Lanziani, Gerente General Coga • •

Se discutieron tópicos generales sobre las diversas presentaciones realizadas por TGP y COGA para informar sobre los problemas que han tenido desde su puesta en marcha. Se aprovechó la oportunidad para pedir los siguientes Documentos: Plan del Proyecto, Manual de Construcción del Proyecto del Sistema de Transporte de GN y LGN de Camisea, incluyendo las actividades de Pre Comisión y Comisión.

A las 10.00 a.m. se realizó reunión con el Ing. Martín Catalana - Gerente Transporte y el Sr. Heriberto Amaya – Jefe Sala de Control, para discutir algunos puntos pendientes de los Procedimientos Operacionales mencionados anteriormente.

Germanischer Lloyd Industrial Services GmbH, Business Segment Oil and Gas

337 / 428

Reporte No.: GLP/GLM/MEMP/726-07 Rev. 0 Fecha: 2007-10-10

Tomando como base el paquete de información operacional, proporcionado a partir del pasado 20 de junio del presente, se observa que los procedimientos e instructivos son en forma general detallados y específicos, sugiriéndose sin embargo que se sigan mejorando, de acuerdo a los procesos de mejora continua, teniendo especial cuidado en que sean debidamente revisados, aprobados y firmados, por el personal correspondiente, preferentemente cada año, y que reflejen fielmente los cambios observados en la operación y/o equipos, aún cuando estos sean aparentemente pequeños o despreciables. A las 2 p.m. se realizó reunión de trabajo con el Ing. Eduardo Ridi – Gerente Mantenimiento y Walter Serie, encargado de la sección de Mantenimiento de Ductos, para discutir tópicos referentes a los procedimientos, planes y registros de la sección. • • • • •

Se efectuó presentación describiendo el personal bajo su cargo y lugar de ubicación, en las bases de mantenimiento en las Zonas de Ayacucho Selva, Ayacucho Sierra y Lurin. Se cuenta con un Plan de Mantenimiento anual para el mantenimiento preventivo de los ductos y la inspección del DDV. Las salidas de servicio de los sistemas representan son una manera de llevar los registros de los mantenimientos preventivos. No se están manejando Indicadores de Gestión de Mantenimiento. Se discutió sobre otros tipos de mantenimiento que pueden realizarse en los ductos y que no aparecen en el Procedimiento Reparación de Ductos, Nº: 01 MT PR 007.

Adicionalmente se discutió presentación con el procedimiento del llenado y puesta en marcha de ambos ductos y presentación con el procedimiento del trabajo realizado por la empresa Enbridge para certificar la operabilidad de los ductos para las máximas condiciones de diseño. La documentación utilizada como base en las reuniones técnicas, antes mencionadas, con las observaciones encontradas, fue especificada anteriormente y corresponde a los procedimientos descritos y documentos del Plan de Emergencias. c) Resultados de Operación y Mantenimiento Los Manuales y Procedimientos de Operación que fueron suministrados a GL, incluyendo el paquete proporcionado a partir del 20 de junio del 2007, contienen información valiosa y relevante, se ha observado la tendencia a su actualización, encontrándose algunos documentos con revisiones emitidas en el presente año, aunque otros tienen vigencia desde 2004 o 2005, por lo que se sugiere sen revisados y actualizados en caso justificado. Debido a que inicialmente se entregaron documentos no actualizados se generó el Hallazgo No. CAM/OPER.&MAINT/NRB/2/001 (ver Anexo III del presente informe). Los Instructivos de Operación proporcionados a GL a partir Del 20 de junio del 2007, en forma general incluyen información específica y detallada, en su gran mayoría fueron emitidos en el 2006, por lo que se pueden considerar actualizados. Los Instructivos de Mantenimiento relacionados con el ducto y el derecho de vía (identificados como 01 MTD IN), al año del 2007 se observa una tendencia a la nueva creación y/o actualización de instructivos. Sin embargo, una gran cantidad de ellos, incluyendo los vigentes desde 2004, adolecen de la firma o siglas del personal responsable de su aprobación y/o revisión. Por lo anterior, documentalmente carecen de validez. En cuanto a su contenido, se considera específico y en términos generales, suficiente para los objetivos particulares de cada instructivo, pudiendo evidentemente ser mejorados. Para el caso de los Instructivos de Mantenimiento relacionados con las Instalaciones Superficiales (identificados como 01 MTR IN), se observa una leve tendencia a la nueva creación y/o actualización de instructivos. Sin embargo, algunos de ellos adolecen de la firma o siglas del personal responsable de su Germanischer Lloyd Industrial Services GmbH, Business Segment Oil and Gas

338 / 428

Reporte No.: GLP/GLM/MEMP/726-07 Rev. 0 Fecha: 2007-10-10

aprobación y/o revisión. Por lo anterior, documentalmente carecen de validez. En cuanto a su contenido, se considera específico y en términos generales suficientes para los objetivos particulares de cada instructivo, pudiendo evidentemente ser mejorados. Para el caso de los Instructivos de Mantenimiento relacionados con el área de instrumentos e instalaciones (identificados como 01 MTI IN), se encontraron pocas evidencias de nueva creación y/o actualización. Adoleciendo muchos de ellos de la firma o siglas del personal responsable de su aprobación y/o revisión. Por lo anterior, documentalmente carecen de validez. En cuanto a su contenido, se considera específico y en términos generales suficientes para los objetivos particulares de cada instructivo, pudiendo evidentemente ser mejorados. En el Plan de Mantenimiento para las Instalaciones de Superficie, indica una frecuencia de 5 años para la medición de espesores de la estructura de los equipos o estaciones (equipos de superficie) que se mencionan a continuación: 1. 2.

Separadores y filtros de GN y LGN, puentes de medición de GN y LGN. Estaciones reguladoras de GN y LGN.

Se debe evaluar este período de inspección ya que se considera demasiado largo sobre todo en las instalaciones que estén operando en áreas en donde el ambiente es agresivo con altas velocidades de corrosión, esto es en áreas cercanas a las costas del Océano Pacifico. Dentro de la información proporciona a GL a partir del 20 de junio del 2007 se incluyó el documento de Planificación del Mantenimiento Preventivo de Estaciones de Bombeo a través del Modulo PM-SAP, en el cual se describe el procedimiento vía SAP para la reacción de las órdenes de mantenimiento, partiendo de las hojas de ruta, contadores y estrategias de mantenimiento. Estos Planes de Mantenimiento para equipos rotativos se generan vía órdenes mensuales. No se proporcionó información de un Plan de Mantenimiento Anual, el cual es recomendado, con el propósito de identificar todas las actividades a realizar en ese período, a fin de poder disponer del presupuesto necesario, mano de obra especializada y equipos y accesorios a utilizar. Dentro del paquete de información preparada para GL a partir del 20 de junio del 2007, se proporcionaron diversos registros de inspección y mantenimiento, correspondientes a instrumentos y equipo, sin embargo, se puede comentar lo siguiente: 1.

2. 3. 4.

5.

Dentro del desarrollo y ejecución del plan mensual de mantenimiento, para equipos rotativos, no se evidencia un estricto seguimiento y control sobre las diferentes actividades programadas y a realizar antes de la actividad final de intervención en campo, para la ejecución del mantenimiento respectivo. La organización o sección de mantenimiento de equipos rotativos no maneja Indicadores de su gestión de mantenimiento. La organización o sección de mantenimiento de Ductos no cuenta con Indicadores de Gestión de Mantenimiento. En los Planes de Mantenimiento Anuales para Ductos la frecuencia de inspección visual externa al DDV aparece como mensual, sin embargo, de acuerdo al código B31.4, deberá efectuarse en lapsos no mayores a 2 semanas. Los procedimientos de mantenimiento Nº: 01 MT PR 001, 01 MT PR 002, 01 MT PR 003, 01 MT PR 004 y 01 MT PR 005 que presentaban inconsistencias metodológicas, y solo describían las actividades y frecuencias, fueron sustituidos por el Procedimiento “Mantenimiento General de Instalaciones de Superficie”, Nº: 01 MTI PR 001, Rev.2.

Germanischer Lloyd Industrial Services GmbH, Business Segment Oil and Gas

339 / 428

Reporte No.: GLP/GLM/MEMP/726-07 Rev. 0 Fecha: 2007-10-10

6.

El procedimiento para reparación de Ductos Nº 01 MT PR 007 debe actualizarse ya que no hace mención a otros métodos de reparación de tubería como: Instalación de Camisas de Refuerzo metálicas, instalación de cintas para reforzar espesores, reemplazo de tramos de tubería sin sacar el ducto fuera de servicio.

Ratificar que exista un procedimiento a seguir para el caso de una declaración de personal que esté realizando un recorrido a marcha lenta y que ocurra una “Pérdida en campo”. En el sistema de alivio de presión en Ducto de LGN, si se requiere realizar servicio de válvulas de alivio de presión en las Estaciones Reguladoras de Presión, (PRS) sin parar el ducto, se recomienda instalar válvulas manuales de bloqueo aguas abajo de válvulas de alivio de presión enclavando su mecanismo de cierre/apertura con válvula de bloque instalada aguas arriba de válvula de alivio de presión. En Procedimiento “NGL Operating Manual”, Nº: 2794-R-MN-00001, Revisión: 1, en punto 5.4.2 tablas: 5.8 se indican el valor para alarma por muy alta presión de descarga, (PAHH) en 125 barg y el valor para paro por alta presión de descarga (PSHH) en 125.5 barg, para el caso de la descargas de las bombas de PS1. Se recomienda bajar estos puntos de alarma y paro a: PAHH = 122.5 barg y PSHH = 123 barg. Por lo anterior se generó el Hallazgo No. CAM/OPER.&MAINT/1/003 (ver Anexo III de este informe). Con el sustento, entregado después del 20 de Junio del 2007, se cierra este hallazgo.

4.7.7.- Conclusiones Para la puesta en marcha de los ductos y para el desarrollo de sus Operaciones existen 2 manuales de Operaciones, uno para GN y otro para LGN. Como soporte, adicionalmente existen una serie de Procedimientos e Instructivos Operacionales, así como Procedimientos e Instructivos de Mantenimiento y un Plan de Emergencia, con 23 secciones que lo conforman. Los Procedimientos de Operación y Mantenimiento aunque en su contexto general son específicos y detallados, deben ser actualizados y sometidos a un proceso de mejora continua, además de estar debidamente firmados por el personal responsable de su revisión y aprobación final. En base al último paquete de información recibido por GL, se ha identificado una tendencia a su actualización y mejora. El plan de Emergencia emitido por TGP y COGA con el propósito de enfrentar cualquier condición anormal o de contingencia que se presenten durante las operaciones de los ductos, cubre de manera general los procedimientos y acciones necesarias de mitigación, a ser tomadas en cuenta. Sin embargo es importante considerar los comentarios referentes a la adecuación de este plan con relación a los sismos, ver Section 4.2.5.5.5. Las Secciones de Mantenimiento de Superficie y Mantenimiento de Ductos tienen su respectivo programa anual de mantenimiento con registros manuales de las actividades realizadas. La sección de mantenimiento de Equipos Rotativos tiene un Plan de mantenimiento Mensual con registros mensuales a través del SAP. El personal de Operaciones y Mantenimiento que laboran para TGP y COGA en Lurin aplican de manera adecuada los manuales e instructivos de operación y mantenimiento. No se evidenciaron indicadores de Gestión y desempeño en las Organizaciones de Mantenimiento.

4.7.8.- Recomendaciones Germanischer Lloyd Industrial Services GmbH, Business Segment Oil and Gas

340 / 428

Reporte No.: GLP/GLM/MEMP/726-07 Rev. 0 Fecha: 2007-10-10

a) Asegurarse de la actualización, revisión y aprobación de los Procedimientos e Instructivos Operacionales y de Mantenimiento, verificando que sean lo suficientemente claros, con calidad en su contenido, que se encuentren vigentes para las características y condiciones actuales de cada uno de los sistemas de NGL y NG, respectivamente. b) Eliminar el Procedimiento “Filosofía de Operaciones de Campo y Mantenimiento”, Nº 01 MT ya que su contenido esta plasmado en otro procedimiento de mantenimiento. c) Diseñar un Plan de Mantenimiento Preventivo Anual para los Equipos Rotativos d) Detallar un Procedimiento Operacional que regule las actividades individuales, pero coordinadas, entre la sala de control de TGP en Lurin y la sala de control de Pisco, para el caso del sistema de LGN, en la eventualidad de presentarse alguna condición anormal de Operación. e) Detallar un Procedimiento Operacional que regule las actividades individuales, pero coordinadas, entre la sala de control de TGP en Lurin y la sala de control en City Gate en Lurin, para el caso del sistema de GN, en la eventualidad de presentarse alguna condición anormal de Operación. Cuando ocurran fugas Grado 3 es recomendable informarle a la Sala de Control en Lurin, para su control y seguimiento ya que de no repararse esta fuga pudiese convertirse en Grado 2 o Grado 1 y pasar a ser una condición insegura para el proceso. f) Contemplar la posibilidad de cambiar ajustar a valores del PAHH a122.5 Barg y PSHH a 123 Barg, correspondientes a la presión de descarga en la Estación PS1, actualmente la alarma por alta presión de descarga PAHH está ajustada a 125 Barg y el paro por alta presión de descarga PSHH a 125.5 Barg. g) En Estaciones Reguladoras de Presión para LGN, instalar válvula manual aguas abajo de válvula de alivio de presión, enclavando mecánicamente su apertura o cierre con válvula manual instalada aguas arriba de válvula de alivio de presión. Esta medida es requerida para asegurarse que ambas válvulas manuales estén siempre en la condición de abiertas o siempre en la condición de cerradas, según aplique. h) Cuando se vaya a realizar una Operación de Blowdown en el ducto de GN, se debe instalar tubo de venteo de 6” sobre la válvula de sacrificio, para asegurarse que el gas venteado sea debidamente dispersado hacia la atmósfera. Debido a que no se cuenta con este venteo, se generó el Hallazgo No. CAM/OPER.&MAINT/NRB/1/004 (ver Anexo III de este informe). i) Incrementar la frecuencia en los trabajos de inspección para detectar perdida de espesores en equipos de superficie tales como: separadores, tuberías, filtros, puentes de medición, estaciones reguladoras. j) Inspeccionar los DDV cada 15 días, esto debe aparecer en el Plan de Mantenimiento Anual para Mantenimiento de Ductos. k) Implementar Indicadores de Gestión y Desempeño claros de entender, calculables y útiles para conocer el rumbo del negocio y las causas de las desviaciones. l) Validar los hallazgos conseguidos en Resultados de Operación y Mantenimiento que no han sido considerados en esta sección e implementar los correctivos necesarios del caso. m) Desde el aspecto geológico, de deberá observar lo siguiente. Como resultado de los problemas geotécnicos se ha implementado un programa muy activo de monitoreo y atenuación por parte de la compañía operadora. Sin embargo, las cuadrillas que hacen las observaciones a pie no son geólogos o ingenieros geotécnicos, existiendo la posibilidad de no reconocer señales de advertencia sutiles, pero importantes. Cuando esta clase de señales se hacen evidentes, podría ser demasiado tarde para evitar comprometer la integridad estructural del ducto. Adicionalmente al programa de O & M, se sugiere redoblar esfuerzos, dirigidos a una reevaluación del corredor del ducto, con el propósito de hacer una lista y una clasificación de los peligros geológicos (a la luz

Germanischer Lloyd Industrial Services GmbH, Business Segment Oil and Gas

341 / 428

Reporte No.: GLP/GLM/MEMP/726-07 Rev. 0 Fecha: 2007-10-10

de la experiencia ya obtenida), de manera de poder empezar a implementar medidas correctivas (zanja lateral de alivio, subdrenes, etc.) en las áreas de cruce con mayor riesgo.

4.7.9.- Raspatubos Inteligentes 4.7.9.1.- Alcance de la Revisión 4.7.9.1.1 Motivos de la Revisión a) Generalidades Las corridas de instrumentos de Inspección en Línea (ILI por sus siglas en inglés) constituyen una forma común de detectar y supervisar los resultados de procesos de daño tales como la corrosión, las abolladuras, agrietamientos y desplazamientos de los ductos. La aplicación y el desempeño de las corridas de ILI en los ductos dependen del tipo de instrumento seleccionado, de la tecnología de inspección y de las especificaciones de inspección. La calidad de las medidas obtenidas depende de la preparación que se haga en el ducto y de las condiciones de la corrida (flujo, interrupciones en la corrida, daño en los sensores, efecto de partículas extrañas dentro del ducto. Para poder obtener un uso óptimo de los instrumentos de ILI y para evitar puntos ciegos, es necesaria una revisión independiente de las actividades de las corridas de ILI y de sus resultados para obtener un beneficio notable en la operación de los ductos en términos de seguridad y confiabilidad. b) Situación Operativa Específica de los Ductos de Camisea El ducto de LGN de Camisea sufrió cinco fallas mecánicas dentro de los primeros 19 meses de operación y otra falla descubierta después de 32 meses de operación. Por lo tanto, es de interés saber si alguna ILI realizada hasta la fecha puede proporcionar información adicional al análisis de las fallas mecánicas del ducto. También es de interés, si cualquier inspección de ILI puede contribuir a la prevención de fallas graves de la tubería. Debido a que las fallas del ducto de LGN pueden causar daños graves a la gente y al medio ambiente, los requerimientos en cuanto al alcance, confiabilidad y exactitud de las corridas de instrumentos inteligentes de ILI, son muy relevantes, comparados con programas de corridas estándares. Hasta enero del 2007, el operador ha llevado a cabo 8 inspecciones ILI para buscar anomalías en la geometría del ducto, 9 inspecciones ILI de corrosión y 8 inspecciones ILI inerciales (ver la lista de informes puestos a disposición por el operador, tabla 4.7.9.1.3.1). 4.7.9.1.2 Objetivos de la Revisión La revisión deberá evaluar la calidad y el significado de la inspección geométrica (contratista Pipeway) y de las inspecciones para detectar la corrosión (contratista TUBOSCOPE, herramienta MFL HR Plus), así como la localización y medición de curvas realizada con equipos inerciales (Centerline de Tuboscope Tuberías Servicios). La revisión debe dar como resultado una evaluación de la calidad de las inspecciones en términos de confiabilidad, consistencia y exactitud. También es importante la capacidad de los programas de ILI de identificar y hacer seguimiento a los procesos de daño relevantes, los cuales podrían haber causado los

Germanischer Lloyd Industrial Services GmbH, Business Segment Oil and Gas

342 / 428

Reporte No.: GLP/GLM/MEMP/726-07 Rev. 0 Fecha: 2007-10-10

accidentes. Se debe revisar si hay indicios o mediciones significativas en el área cercana al lugar del accidente. Se deberán dar recomendaciones para modificar el programa actual de ILI para poder detectar procesos de daño que podrían influir en la ocurrencia de accidentes tal como han sido observados en el pasado, así como también procesos de daño que podrían provocar accidentes de diferente naturaleza en el futuro. 4.7.9.1.3 Documentos e Información Proporcionados a) Seminarios-Taller Técnicos •

Taller Inicial de In-line Inspection (2007-01-18)

•

Taller Geo-técnico – Presentación de in-line inspection (2007-01-26) Verificación en las instalaciones de la contratista ILI Tuboscope en Houston (2007-02-13) Discusión en la Conferencia de “pipeline pigging and integrity management” in Houston (2007-02-14…15)

• •

b) Informes disponibles de ILI con Equipo Instrumentado Hasta el momento, solamente el ducto de LGN se ha inspeccionado con Equipo Instrumentado. La siguiente tabla da una apreciación de las secciones del ducto de LGN, de la presentación y reportes de la ILI disponibles para el operador. Sección de Tubería ILI

Objetivo de Inspección Deformación de sección Transversal Corrosión Posición de Tubería

Tecnología de Inspección Brazos sensibles Fuga de Flujo Magnético Sensor Inercial

PS1– PS2

PS2PS3

PS3- PS4- SF1PRS1PS4 SF1 PRS1 PRS2 Reporte Disponible

PRS2PRS3

Si

Si

Si

Si

Si

No

No

Si

Si

Si

Si

Si

Si

Si

No

No

Si

No

No

Si

No

Tabla 4.7.9.1.3.1 Ducto de LGN – Apreciación de las secciones y reportes de inspección

Solamente fueron proporcionadas reporte finales de las primeras 5 secciones de la ILI para deformaciones de secciones transversales. De las inspecciones inerciales, solamente han sido proporcionadas reportes finales de las secciones PS3-PS4 y PRS1-PRS2. NOTA: GL ha recibido, el día 20 de Junio, los reportes faltantes de posicionamiento de tubería (INS/GPS), los cuales vienen identificados como “Información Preliminar”, los mismos son considerados entregados fuera del período de la Auditoría Integral y no han sido evaluados en esta fase. Además fueron proporcionados los siguientes documentos: • •

Especificación de la herramienta Tuboscope MFL HR Plus (14 y 10 pulg.). Informe de Ingeniería de la detección de defectos tipo grieta con la herramienta MFL HR Plus (Tuboscope).

Germanischer Lloyd Industrial Services GmbH, Business Segment Oil and Gas

343 / 428

Reporte No.: GLP/GLM/MEMP/726-07 Rev. 0 Fecha: 2007-10-10

•

Especificación de la herramienta geométrica Pipeway Geometry, PG3200 (14 y 10 pulg).

No se entregaron al auditor informes preliminares o finales de corridas de instrumentos inteligentes en el ducto de NG. 4.7.9.1.4 Directrices Técnicas Relevantes • • • • • • •

Normas Peruanas para el Transporte de Hidrocarburos "REGLAMENTO DE TRANSPORTE DE HIDROCARBUROS POR DUCTOS" DECRETO SUPREMO Nº 041-99-EM" NACE RP 0102-2002 Inspección ILI de Gasoductos / Oleoductos. API STD 1163-Rev. 05 Estándar de Calificación de Sistemas de Inspección ILI. Especificaciones y Requerimientos para la Inspección por medio de Instrumentos Inteligentes – versión 3.2, Enero 2005 - Forum de Operadores de Ductos ASME B31 G ASME B31.8 Suplemento Kiefner J.F. y Vierth P.H., 1989 Un Criterio Modificado para Evaluar la Resistencia Remanente de Ductos Corroídos, informe final del Proyecto PR 3-805, Battelle

4.7.9.2.- Requerimientos de la Normativa Peruana de Ductos 4.7.9.2.1 Instrumentos Inteligentes Inerciales Las directivas peruanas para el transporte de hidrocarburos a través de ductos (Anexo I, Título V, Artículo 55) exigen al operador la utilización de instrumentos inteligentes inerciales dentro de los seis primeros meses de haber sido comisionado el ducto. La operación de los ductos comenzó en agosto del 2004. En Mayo del 2005 OSINERG dio la concesión según una aplicación del TGP para cambiar la inspección inercial de ambos ductos. De acuerdo a este permiso las inspecciones inerciales de ambos ductos tenían que terminarse a fines de Julio del 2005. A pesar de esta limitación los recorridos inerciales en el ducto NGL se realizaron desde Febrero del 2006 a Julio del 2006 y ningún recorrido inercial hasta la fecha se ha realizado en la línea NGL Además el operador TGP no acepto ningún informe sobre las inspecciones inerciales proporcionados por el contratista de ILI y los consideró como preliminares. Siguiendo esto, no existe un resultado confiable de las inspecciones inerciales disponibles en Julio del 2007 a pesar de un claro requerimiento de las pautas Peruanas y de OSINERG desde Julio del 2005. El auditor desconoce las razones de esta demora. Además del incumplimiento formal, una conducción tardía de las inspecciones apropiadas de inercia tuvo un fuerte impacto técnico con la detección y supervisión del desplazamiento critico a lo largo de los ductos en toda su extensión (ver capitulo sobre Instrumentos Inteligentes Inerciales) 4.7.9.2.2 ILI de Corrosión Las directivas peruanas para el transporte de hidrocarburos a través de líneas de ductos (Anexo I, Título IV, Artículo 52°) exigen al operador una ILI para el control de corrosión dentro de los primeros cinco años de haber sido comisionado el ducto. Los detalles de inspección están especificados en las normas. El operador terminó el programa de inspección parcial del ducto de LGN utilizando herramientas de fuga de flujo magnético (MFL por sus siglas en inglés) en septiembre del 2006. Los resultados de estas inspecciones ILI

Germanischer Lloyd Industrial Services GmbH, Business Segment Oil and Gas

344 / 428

Reporte No.: GLP/GLM/MEMP/726-07 Rev. 0 Fecha: 2007-10-10

están disponibles para todo el ducto de LGN en los informes finales y en la base de datos, aceptados por el operador TGP. 4.7.9.2.3 ILI Repetidas Las regulaciones requieren la repetición de corridas de equipos instrumentados para detectar corrosión y establecer las velocidades de crecimiento, con lo cual se determina el comportamiento a futuro de las zonas corroídas o se establecen los programas de rehabilitación/reparación, después de la evaluación y aprobación de los resultados de la inspección. De acuerdo al operador (la información verbal durante el seminario de taller realizado en Enero del 2007) corridos con las herramientas inerciales se programaron para la primera mitad del año del 2007. Hasta la fecha el operador no reportó más inspecciones ILI Se intentó utilizar las herramientas MFL para la inspección de línea base de la línea NG por corrosión, pero no se programó (de acuerdo a la presentación en la inspección en línea ofrecido durante el seminario de taller el 26 de Enero del 2007). Otros tipos de instrumentos de ILI (p.ej. calliper, detección de grietas o fugas) no son exigidos por las normas peruanas de líneas de tubería.

4.7.9.3.- Desempeño de las Corridas de Inspección 4.7.9.3.1 Inspecciones ILI llevadas a cabo por el Operador

Sección de Tubería

ILI

Objetivo de Tecnología Inspección de Inspección Deformación Brazos Sección Transversal Sensibles

Corrosión Posición del Ducto, Curvatura

Nombre PS1 – PS2 Longitud de Sección (Km) Diámetro del Ducto (Pulgadas)

PS2-PS3

PS3-PS4 PS4-SF1

SF1-PRS1 PRS1PRS2

PRS2PRS3

109,0

101,0

17,0

111,0

116,0

17,7

86,6

14

14

14

14

14

10

10

2006-04-28

2006-04-09

2006-01-29

2006-01-30

2006-02-26

2006-07-14

2006-06-04

Corrida 1a corrida 2a corrida

2006-06-16

Fuga de flujo Magnético

1a corrida

2006-05-17

2a corrida

2006-08-15

Sensores Inerciales

1a corrida

2006-05-08

2006-04-21

2006-02-22

2006-09-03

2006-09-14

2006-07-12

2006-06-26

2006-03-18

2006-07-12

2006-06-30

2006-10-09 2006-04-26

2006-02-15

2006-02-18

2a corrida

2006-08-31

Tabla 4.7.9.3.1.1 Ducto de LGN– Apreciación de las Secciones y corridas de ILI

4.7.9.3.2 Preparación del ducto - Limpieza La limpieza del interior de los ductos es un factor de éxito importante en las inspecciones ILI de ductos. Para poder lograr esto, se hacen correr equipos de limpieza dentro del ducto antes de la corrida de los instrumentos inteligentes. Durante la ejecución de un programa de limpieza los depósitos de partículas Germanischer Lloyd Industrial Services GmbH, Business Segment Oil and Gas

345 / 428

Reporte No.: GLP/GLM/MEMP/726-07 Rev. 0 Fecha: 2007-10-10

extrañas se deberán reducir con cada corrida, hasta lograr un mínimo. Calificando los resultados de la última corrida de instrumentos de limpieza, el contratista de ILI deberá declarar si la línea está lista para una inspección ILI. Normalmente esto es documentado en un informe de campo firmado por el contratista de ILI y el operador. A menos que se pidieran dos veces, los informes de campo originales no se pusieron a disposición del auditor. 4.7.9.3.3 Condiciones de las Corridas De acuerdo a los resúmenes de los informes de campo, tanto la inspección geométrica como la de corrosión no fueron afectadas por escombros, restos de metal u otros objetos de mayor tamaño. La velocidad del instrumento en ninguna corrida excedió el máximo de 2.2 m/seg especificado para cumplir con la exactitud de las mediciones, en términos de nivel de detección y exactitud de clasificación del tamaño. 4.7.9.3.4 Condición de la Herramienta después de la Corrida Según lo declarado tanto por el operador como por el contratista de ILI, los instrumentos de inspección no mostraron daños en los sensores, copas u otras partes esenciales. Uno de los instrumentos de MFL tenía un pequeño daño en los sensores después de la corrida de PS1 a PS2, y se repitió la corrida después. Otra corrida de MFL tuvo que ser repetida debido a que se apagó el instrumento durante la corrida. También otra corrida de instrumento inteligente inercial, en la sección SF1 a PRS1, fue repetida por razones todavía desconocidas para GL porque el informe no fue puesto a disposición de GL. 4.7.9.3.5 Calidad de los datos

4.7.9.3.5.1 Corridas de inspección de MFL Durante la revisión de las mediciones obtenidas en una corrida de ILI se detectan ocasionalmente problemas en los datos. Estos problemas pueden comprender: • • • • •

Desprendimiento de los sensores. Señales ambiguas de los sensores. Defectos en el procesamiento de las señales dentro del instrumento o durante el procesamiento posterior. Defectos en el proceso de almacenamiento de datos, y Distorsión en las mediciones por limpieza insuficiente u otras condiciones de la corrida.

En todos los informes finales del contratista de ILI, se declaró que la calidad de los datos era suficientemente buena para el análisis de los mismos. El proceso de auditoría no incluyó una revisión de estas declaraciones más a fondo dentro de los mismos datos de las mediciones. Durante una revisión aleatoria de la calidad de los datos del tramo PS2 a PS3 en las oficinas de la contratista no se detectaron irregularidades o datos incompletos. En la corrida de MFL, en la sección PRS1 a PRS2, se encontró que dos sensores no funcionaron adecuadamente, a intervalos intermedios. Sin embargo, el contratista de ILI declaró, sin dar mayor explicación, que el análisis de los datos no fue afectado por estos problemas en las mediciones. Germanischer Lloyd Industrial Services GmbH, Business Segment Oil and Gas

346 / 428

Reporte No.: GLP/GLM/MEMP/726-07 Rev. 0 Fecha: 2007-10-10

Se solicita obtener una descripción más amplia de los problemas con los datos en la sección de PRS1 a PRS2, y una explicación de las razones por las cuales este problema en los datos no afecta el nivel establecido de detección y exactitud. 4.7.9.3.5.2 Corridas de Inspección Inercial

4.7.9.3.5.2.1 Estado de la Inspección y del Informe Mientras que los recorridos inerciales finalizaban en Julio del 2006, todavía solo los informes preliminares estaban disponibles para el auditor. Durante una reunión celebrada en Julio 2007 el operador indicó que estos informes no eran aceptados por TGP. Durante los seminarios taller de Enero del 2007 (ver capitulo 1) se mencionaron problemas con la cuadrícula o malla de inspección, marcadores superficiales (AGM) y la correlación entre las corridas de inspección y los documentos técnicos tal como se hizo la construcción (asbuilt), como la razón principal para esto. El operador mencionó discrepancias localizadas en algunos puntos entre las mediciones de algunos metros. No fue posible identificar una causa clara para la demora en el establecimiento de un estatus intermedio para las mediciones del desplazamiento a todo lo largo del ducto. 4.7.9.3.5.2.2 Inspección Inercial y Alcanzando Exactitud El operador manifiesta que puede lograr una exactitud de la posición de + / - 1 m con nuevas corridas usando Equipo Instrumentado y mejorando la cuadrícula o malla de inspección. Para evitar la tendencia de las mediciones erróneas, las medidas del Equipo Instrumentado necesitan calibrarse constantemente, a lo largo de la tubería usando marcadores superficiales (AGM), que tienen su posición establecida con alta precisión (típicamente 15%

09:00

06:00

03:00

00:00 0

10.000

20.000

30.000

40.000

50.000

60.000

70.000

80.000

90.000

100.000

110.000

Distance [km]

Figura 4.7.9.5.1.1 – PS1 a PS2 - Perdidas Externas de Metal

Se han representado pérdidas de metal indicadas como externas o indefinidas y con una profundidad superior a las de las especificaciones de la herramienta (>15% del espesor nominal de pared). La siguiente tabla da una apreciación de las indicaciones de pérdida de metal más profundas: Distancia del Odómetro (m) 1383,320 9353,916 22869,086 40164,332 49942,339 80684,294

Orientación 02:15 04:45 02:50 02:50 09:15 05:55

Profundidad (%) 20 20 20 18 19 20

Profundidad (mm) 1,3 1,3 1,3 1,1 1,2 1,1

Prof. + Acc. (mm) 1,9 1,9 1,9 1,8 1,8 1,7

Longitud (mm) 20 18 46 18 23 18

Pos. Pared U E E U E E

Tabla 4.7.9.5.1.2 – PS1 a PS2 - Perdidas de Metal Profundas -Externas Germanischer Lloyd Industrial Services GmbH, Business Segment Oil and Gas

360 / 428

Reporte No.: GLP/GLM/MEMP/726-07 Rev. 0 Fecha: 2007-10-10

Llama la atención que la mayor parte de las indicaciones están ubicadas en dos bandas de 2h a 4h y de 9h a 11h. Se debería aclarar la naturaleza de estas indicaciones para poder tener una buena línea de base (“base line”) para la descripción de defectos y para poder verificar la calidad de los informes del sistema MFL utilizado. b) Pérdidas de Metal Internas Han sido representadas las pérdidas de metal indicadas como internas o indefinidas, con una profundidad superior a las especificación de la herramienta (>15% del espesor nominal de pared). La siguiente tabla da una apreciación de las indicaciones de pérdida de metal más profundas: Distancia del Odómetro (m) 1383,320 32488,132 38777,250 40164,332 49031,749 79819,066

Orientación 02:15 08:30 03:20 02:50 10:00 01:05

Profundidad (%) 20 20 23 18 20 19

Profundidad (mm) 1,3 1,1 1,3 1,1 1,3 1,1

Prof. + Acc. (mm) 1,9 1,7 1,8 1,8 1,9 1,6

Longitud (mm) 20 41 30 18 53 15

Pos. Pared U I I U I I

Tabla 4.7.9.5.1.3 – PS1 a PS2 - Perdidas de Metal Profundas - Internas

Circumferential Position [h]

Las señales más profundas (19% a 23%) están ubicadas en los kms 32.4881, 38.777.3, 49.0318 y 79.8191. Nuevamente Llama la atención que la mayor parte de las indicaciones están ubicadas en dos bandas de 2h a 4h y de 8h a 11h. Esto es poco común para defectos de corrosión interna. La naturaleza de estas indicaciones deberá ser aclarada para poder tener una buena línea de base (“base line”) para la descripción de los defectos y para poder verificar la calidad de los informes del sistema de MFL utilizado. 12:00

PS1 to PS2 MFL Reported internal and undefined metal losses > 15%

09:00

06:00

03:00

00:00 0

10.000

20.000

30.000

40.000

50.000

60.000

70.000

80.000

90.000

100.000

110.000

Distance [km]

Figura 4.7.9.5.1.4 – PS1 a PS2 - Perdidas Internas de Metal

Germanischer Lloyd Industrial Services GmbH, Business Segment Oil and Gas

361 / 428

Reporte No.: GLP/GLM/MEMP/726-07 Rev. 0 Fecha: 2007-10-10

4.7.9.5.2 PS2 a PS3

Orientation [h]

a) Pérdidas de Metal Externas 12:00

PS2 to PS3 MFL Reported external and undefined metal losses ≥ 15% WT 09:00

06:00

03:00

00:00 100.000

110.000

120.000

130.000

140.000

150.000

160.000

170.000

180.000

190.000

200.000

210.000

Distance KP [km]

Figura 4.7.9.5.2.1 – PS2 a PS3 - Perdidas Externas de Metal

El diagrama muestra indicaciones reportadas con posición externa o indefinida. No se incluyeron las señales debajo del umbral especificado de la herramienta (≥ 15% del espesor nominal de pared). No se pudo encontrar un patrón de puntos de corrosión. La tabla siguiente da una visión general del tamaño de los defectos. Llama la atención que haya cuatro defectos profundos entre KP 150 y KP 155 que muestran un crecimiento máximo de 3.1 mm / año (suponiendo que el crecimiento de la corrosión empezó cuando el ducto fue comisionado). De acuerdo al operador, un mal funcionamiento del sistema de protección catódica fue la causa de este crecimiento excesivo (seminario taller del 18-01-2007). El operador declaró haber rectificado los defectos de la protección catódica y ha rehabilitado las áreas corroídas (renovando el recubrimiento). Cuenta Odométrica KP (m)

Dist. Dde. Sold. Ag. Arriba (m)

Dist. a la Sold. Ag. Abajo (m)

Orien. (clock)

Prof. (%)

Prof. (mm)

Prof. + Crecimiento Acc. (mm/year) (mm)

141850,948

12,446

0,086

03:35

22

1,2

1,8

150525,718

9,891

1,466

01:30

49

4,3

5,2

Long. (mm)

Ancho (mm)

INT o EXT

1,1

36

43

E

3,1

23

41

E

Germanischer Lloyd Industrial Services GmbH, Business Segment Oil and Gas

362 / 428

Reporte No.: GLP/GLM/MEMP/726-07 Rev. 0 Fecha: 2007-10-10 Cuenta Odométrica KP (m)

Dist. Dde. Sold. Ag. Arriba (m)

Dist. a la Sold. Ag. Abajo (m)

Orien. (clock)

Prof. (%)

Prof. (mm)

Prof. + Crecimiento Acc. (mm/year) (mm)

150848,151

9,535

2,057

00:20

23

2,0

2,9

150848,237

9,622

1,971

00:20

20

1,7

2,6

152658,252

0,025

5,052

02:00

22

2,1

162552,529

0,721

10,960

11:50

16

170558,998 192357,888

0,013 1,306

11,773 11,087

07:10 06:20

22 23

203770,707

2,388

9,215

00:10

18

Long. (mm)

Ancho (mm)

INT o EXT

1,7

20

19

E

1,6

18

23

E

3,0

1,8

20

114

U

0,9

1,4

0,9

10

18

E

2,1

3,0

1,8

1,3

1,8

1,1

13 15

15 28

U E

1,0

1,6

0,9

18

23

E

Tabla 4.7.9.5.2.2 – PS2 a PS3 - Perdidas de Metal Profundas -Externas

b) Pérdidas de Metal Internas

Circum ferential Position [h]

12:00

PS2 to PS3 MFL Reported internal and undefined metal losses > 15%

09:00

06:00

03:00

00:00 100.000

110.000

120.000

130.000

140.000

150.000

160.000

170.000

180.000

190.000

200.000

210.000

Distance KP [km]

Figura 4.7.9.5.2.3 – PS2 a PS3 - Perdidas Internas de Metal

Las señales de pérdida de metal interna o indefinida superior al 15% de la profundidad del espesor nominal de pared no siguen un patrón. En el km 110 se reportó una concentración de pérdidas de metal. Esta situación debería ser verificada por medio de un análisis amplio de datos de corridas de instrumentos inteligentes y excavaciones de verificación.

Germanischer Lloyd Industrial Services GmbH, Business Segment Oil and Gas

363 / 428

Reporte No.: GLP/GLM/MEMP/726-07 Rev. 0 Fecha: 2007-10-10

4.7.9.5.3 PS3 a PRS3

a) Pérdidas de Metal Externas

D e p th in c l. M e a s u r e m e n t A c c u r a r c y [ m m ]

3,5

3,0

PS3 to PRS3 MFL-Inspection - External and undefined Metal Losses > 15% 2,5

2,0

1,5

1,0

0,5

0,0 200.000

250.000

300.000

350.000

400.000

450.000

500.000 550.000 Distance KP [km]

Figura 4.7.9.5.3.1 - Sección PS3 a PRS3: Pérdidas de Metal externas e indefinidas mayores al 15% - Profundidad contra la Longitud

Las secciones PS3 a PRS1 no muestran pérdidas de metal significantes. No se aprecia un patrón. Al contrario de esto, se observa que para las secciones PRS1 a PRS3 hay una acumulación notable de pérdidas de metal externas. Teniendo presente que las secciones de PRS1 a PRS3 son de un diámetro más pequeño y así de una producción y de un proceso de recubrimiento mecánico diferente. Mediante numerosas zonas de excavación, para la verificación de indicaciones, se debe comprobar si están ocurriendo procesos corrosivos o se trata de imperfecciones de fabricación señaladas como pérdida de metal por el proceso de análisis de datos del contratista de ILI. El resultado debe activar un re-análisis de los datos para distinguir claramente defectos de fabricación y de corrosión y habilitar una rastreabilidad de indicaciones de corrosión reales. Germanischer Lloyd Industrial Services GmbH, Business Segment Oil and Gas

364 / 428

Reporte No.: GLP/GLM/MEMP/726-07 Rev. 0 Fecha: 2007-10-10

Circumferential Position [h]

12:00

PS3 to PRS3 MFL-Inspection - External and undefined Metal Losses > 15%

09:00

06:00

03:00

00:00 200.000

250.000

300.000

350.000

400.000

450.000

500.000 550.000 Distance KP [km]

Figura 4.7.9.5.3.2 - Section PS3 a PRS3: Pérdidas de Metal externas e indefinidas mayores al 15% - Posición Circunferencial vs. Longitud.

Hay por otro lado – de acuerdo a la posición circunferencial de las indicaciones y empezando desde KP 330 una tendencia hacia la mitad superior de los tubos. Esta distribución desigual no se esperaba en caso de un problema relacionado al proceso de fabricación. Se recomienda revisar la documentación del tendido de la tubería y la condición ambiental. Debe darse atención especial al flujo específico y condiciones de corrida del equipo en estas secciones. b) Pérdidas de Metal Internas

Depth incl. Measurement Accurarcy [mm]

3,5

3,0

PS3 to PRS3 MFL-Inspection - Internal and undefined Metal Losses > 15%

2,5

2,0

1,5

1,0

0,5

0,0 200.000

250.000

300.000

350.000

400.000

450.000

500.000 550.000 Distance KP [km]

Figura 4.7.9.5.3.3 - Sección PS3 a PRS3: Pérdidas de Metal internas e indefinidas mayores al 15% - Profundidad vs. Longitud Germanischer Lloyd Industrial Services GmbH, Business Segment Oil and Gas

365 / 428

Reporte No.: GLP/GLM/MEMP/726-07 Rev. 0 Fecha: 2007-10-10

Hay un incremento considerable de la cantidad de indicaciones internas hacia al extremo de la sección SF1 – PRS1. Hay otro incremento de estas indicaciones en las secciones de 10" de PRS1 a PRS3.

Circumferential Position [h]

12:00

09:00

PS3 to PRS3 MFL-Inspection - Internal and undefined Metal Losses > 15%

06:00

03:00

00:00 200.000

250.000

300.000

350.000

400.000

450.000

500.000 550.000 Distance KP [km]

Figura 4.7.9.5.3.4 - Sección PS3 a PRS3: Pérdidas de Metal internas e indefinidas mayores al 15% - Posición Circunferencial vs. Longitud

La distribución circunferencia de los defectos muestra un patrón extraño en las secciones de 10" de PRS1 a PRS3. La mayoría de indicaciones se sitúa en la mitad superior de los tubos. Nuevamente esto debe verificarse cuidadosamente, para ver si la corrosión activa u otras anomalías de los tubos están produciendo estas indicaciones. Circumferential Position [h]

12:00

09:00

PS3 to PRS3 MFL-Inspection - Internal and undefined Metal Losses > 15%

06:00

Internal and undefined ML external and undefined

03:00

00:00 200.000

250.000

300.000

350.000

400.000

450.000

500.000 550.000 Distance KP [km]

Figura 4.7.9.5.3.5 - Sección PS3 a PRS3: Pérdidas de Metal internas e indefinidas mayores al 15% - Posición Circunferencial vs. Longitud Germanischer Lloyd Industrial Services GmbH, Business Segment Oil and Gas

366 / 428

Reporte No.: GLP/GLM/MEMP/726-07 Rev. 0 Fecha: 2007-10-10

El gráfico muestra un aumento simultáneo de indicaciones externas e internas en la Sección PRS1 a PRS3. Debe verificarse, si los procesos de corrosión son internamente y externamente activos en esta área específica (la pendiente hacia al Río Pisco y el mismo Río Pisco). También debe verificarse, si el proceso de análisis de datos para distinguir la corrosión externa de la interna es confiable.

4.7.9.7.- Evaluación de defectos en los informes de las corridas con Equipo Instrumentado Para la evaluación de defectos que se llevó a cabo, el contratista de ILI para MFL aplicó la metodología RSTRENG. La aplicación no incluye la exactitud de las mediciones de las herramientas de ILI, la cual se da en detalle en cada informe. Por ejemplo, para clasificar según el tamaño de la profundidad de corrosión se debe tomar la profundidad medida + 13% del espesor de pared (nivel de confianza 90%). Para poder evitar una evaluación no conservadora se recomienda utilizar un tamaño de defectos modificado que incluya las tolerancias de las mediciones de profundidad, largo y ancho. La aplicación de la metodología RSTRENG no es adecuada cuando cargas adicionales como flexión o fuerzas axiales tienen que ser tomadas en cuenta. Como quiera que el ducto discurre a través de áreas muy empinadas, no se pueden excluir tales fuerzas desde el principio. Para lograr una evaluación cabal de los defectos, las cargas utilizadas para la evaluación de la corrosión deberían provenir de un análisis de tensiones para poder evitar una evaluación no conservadora de los defectos de corrosión. Las metodologías clásicas de evaluación de defectos por corrosión RSTRENG y B31G exigen cierta capacidad de deformación del material en la base de un defecto de corrosión para poder evitar un desarrollo de grieta inestable. No se ha verificado que las calidades de acero superiores a X65 tengan suficiente capacidad de deformación para la aplicación de las metodologías de evaluación citadas anteriormente. Esta situación es objeto de un proyecto de investigación en curso de PRCI “Lineamientos de Evaluación de Corrosión de Aceros de Alta Resistencia”. Como quiera que los ductos de Camisea están hechos de acero de calidad API X70, se solicita, mientras tanto, no utilizar RSTRENG o B31G para la evaluación de defectos de corrosión. Según la situación de cargas y el material del ducto (grado X-70), tienen que utilizarse otras metodologías de evaluación diferentes a RSTRENG, como puede ser el uso de SINTAP/BS-7910 (British Standard) o metodos similares Las anteriores observaciones dieron lugar a la generación del Hallazgo CAM/ILI/ADR/1/01 (ver Anexo III de este informe). TGP informa que está aplicando otras metodologías para su evaluación. Es importante indicar que, después de la verificación en campo, TGP aplica los métodos recomendados en Pipeline Defect Assesment Manual (PDAM, por sus siglas en inglés); no obstante, este lineamiento requiere para aceros de alta resistencia la aplicación de la Práctica Recomendada DNV RP-101, la cual solicta, entre otras características, las pruebas de impacto con una absorción de energía mínima de 41 Joules. Por lo que, para la aplicación de esta metodología se debe verificar que todas las condicones requeridas que se cumplan. De acuerdo a una declaración durante un seminario taller del 18-01-2007 con el equipo de integridad estructural del operador, la evaluación de defectos llevada a cabo por el contratista de ILI es utilizada como primera fuente de información para priorizar actividades de inspección y reparación. En vista de las observaciones descritas anteriormente, la evaluación proporcionada por el contratista de ILI ya no debería ser utilizada para la priorización del trabajo de mantenimiento y reparación. Esto es un hallazgo de la auditoría. Después de la emisión del primer informe preliminar de GL, TGP se aleó de esta declaración y reclamo el uso de metodologías adicionales de evaluación además de los informes de comidas con herramientas Germanischer Lloyd Industrial Services GmbH, Business Segment Oil and Gas

367 / 428

Reporte No.: GLP/GLM/MEMP/726-07 Rev. 0 Fecha: 2007-10-10

inteligentes para priorizar las intervenciones y evaluaciones. Se dan advertencias para evitar cuidadosamente cualquier uso de la avaluación proporcionada por el contratista de instrumentos inteligentes para priorizar el trabajo de mantenimiento y reparación.

4.7.9.8.- Resumen de Resultados de la Revisión de los Informes de Corridas con Equipo Instrumentado El operador ha llevado a cabo un amplio programa de ILI en el ducto de LGN, si se toma en cuenta el tiempo corto de la operación de los ductos. Sin embargo, no se ha cumplido totalmente el requerimiento básico de las regulaciones peruanas, de establecer una “línea base” (“base line”) para trazar la posición del ducto. Debido a imperfecciones en la cuadrícula o malla de inspección, así como también en las corridas de equipos inerciales, todavía no se ha establecido un estado intermedio de la posición y curvatura de la línea de LGN. Como el movimiento de la tierra y desplazamiento de la tubería son las razones principales para los accidentes, éste es un hallazgo severo (también vea la sección de los peligros geológicos). Considerando que el movimiento de la tierra es rápido, que de igual forma lo es el desplazamiento de los ductos y el largo período entre subsecuentes corridas inerciales, se recomienda seleccionar y usar los sistemas inerciales y condiciones de la corrida que permiten una alta resolución para detectar el desarrollo del desplazamiento. Si es posible, las corridas inerciales durante o directamente después de la estación de lluvia pueden dar mejor beneficio para disminuir el riesgo de rupturas graves y fugas debido al movimiento de la tierra. Las pruebas selectivas de las medidas de elevación y medidas llanas entregadas por la bases de datos de las corridas de inercia muestran algunas medidas inverosímiles obvias, dando indicación, que las medidas en esta etapa no son usables como referencia para las medidas de desplazamiento. Se solicita con mucha importancia hacer la documentación con una comparación consistente y comprensiva de datos de inercia y de investigaciones del campo de alta precisión. Para el ducto de Gas Natural ninguna inspección ILI se ha realizado hasta ahora. Lo cual es un nocumplimiento con las regulaciones peruanas para ductos de hidrocarburos, que exigen establecer la línea de base (“base line”) mediante corridas inerciales dentro de 6 meses o por lo menos después de 12 meses de acuerdo a una concesión de ampliar dicha corrida hasta ese periodo por el “OSINERG” dada en Mayo del 2007. Lo anterior dio lugar a generar el Hallazgo No. CAM/ILI/ADR/1/02 (ver Anexo III del presente informe). Los informes de la herramienta de MFL muestran algunos patrones eminentes de acumulaciones de pérdidas de metal que deberían ser analizadas. Adicionalmente la distribución circunferencial de indicaciones de pérdida de metal está en una sección inusual en la mitad superior de la tubería. Se recomienda una investigación extensa, para verificar las mediciones del Equipo Instrumentado / datos analizados y las condiciones para la corrosión a lo largo de la tubería entera. Para la sección PS3 a PRS3 la discriminación de indicaciones interiores y exteriores debe ser verificada. Se recomienda identificar y evaluar los modelos de la distribución de indicaciones derivados de cualquier ILI para conseguir una comprensión clara de procesos de daño continuos así como de imperfecciones de mediciones o análisis de datos. En la sección de PS1 a PS2 se experimentó un crecimiento de corrosión externa localizada extraordinaria. Como el operador declaró, al haber tenido un mal funcionamiento de la protección catódica en esta sección, se deberá dar atención especial a la supervisión del estado del sistema de protección de la corrosión en esta área. También el éxito del trabajo correctivo deberá ser controlado por medio de verificaciones en el campo.

Germanischer Lloyd Industrial Services GmbH, Business Segment Oil and Gas

368 / 428

Reporte No.: GLP/GLM/MEMP/726-07 Rev. 0 Fecha: 2007-10-10

Las ILIs llevadas a cabo hasta el presente no son suficientes para detectar, identificar y medir defectos en la soldadura circunferencial tipo grieta. Una declaración en los informes finales de las corridas de inspección de MFL no es precisa en cuanto a la ausencia comprobada de tales defectos. Esta declaración debería ser considerada y analizada para reflejar la condición real del resultado que se pueda obtener, expresando las limitaciones e incertidumbres del equipo, o la especificación correspondiente deberá ser añadida al informe. Las corridas de detección de grietas con herramientas de ILI, mediante la metodología del ultrasonido serían preferidas, pero deberán ser preparadas extensivamente. Herramientas adecuadas para diámetros relevantes están disponibles y se pueden adoptar para detectar grietas circunferenciales dentro de un año a requerimiento del operador TGP. Desde la fase de la construcción, todavía hay una cantidad significativa de abolladuras en el ducto. Se debería hacer un seguimiento muy cuidadoso a estas abolladuras para verificar si hay grietas presentes. Adicionalmente, las cargas cíclicas deberán ser analizadas y se deberá realizar un análisis de fatiga del material para cuantificar la amenaza de abolladuras y arañazos. La evaluación realizada en los informes de corridas de instrumentos inteligentes no es adecuada para la situación del ducto. No se toman en cuenta las tolerancias de las mediciones, cargas adicionales a la presión interna y la limitación en la aplicación debida a las propiedades del material. Debido a que existen declaraciones ambiguas del operador en el uso de esta evaluacion, se dan advertencias para prevenir cuidadosamente el uso de los resultados de las evaluaciones dados en los informes de corridas de herramientas inteligentes. Ninguno de los tramos del tubo se había inspeccionado con Equipo Instrumentado antes de alguna de las cinco fallas que ocurrieron hasta marzo 2006. Sólo previamente a la última falla, de abril 2007, se contó con resultados disponibles de ILI, no reportandose en el informe indicaciones en el punto de la falla.

4.7.9.9.- Conclusiones El alcance del programa de corrida de instrumentos inteligentes llevado a cabo hasta la fecha para el ducto de LGN, aborda los requerimientos de inspección para la obtención de una “línea base” (“base line”) de un ducto nuevo en cuanto a abolladuras, arañazos y corrosión. Los retrasos entre el comisionamiento y las corridas inerciales son demasiados largos para proporcionar esa “línea base” (“base line”) del ducto. Por lo menos en una sección SF01 – PRS1 los resultados de las comidas con herramientas inteligentes de inercia no son correctos en términos de la elevación del ducto La Pruebas selectivas y en curso de la sección PS1 a PS2 identificaron algunas medidas de ubicaciones poco verosímiles. Es importante mencionar que, a la fecha de realización de la Auditoría, para el ducto de GN, aún no se había cumplido con el requerimiento de la corrida de equipo inercial, lo cual es uno de los requisitos establecidos en el Decreto Supremo N° 041-99-EM, para ambos sistemas, estableciéndose que dicha corrida debía haber sido cubierta durante los primeros doce meses después de su entrada a operación comercial, de ahí la observación de que la línea base no es posible obtenerla en su condición de origen, la información obtenida actualmente, después de las diferentes corridas de equipo instrumentado, es una referencia que ya ha sido alterada por las condiciones que se están reflejando en los ductos, sobre todo en el de LGN. Con respecto a las amenazas de peligro a los ductos de LGN y GN, que son considerados por otros expertos como aplicables especialmente al ducto de LGN, debido a que éste soporta menos esas condiciones, como el movimiento de tierra y los posibles defectos tipo grieta en la soldadura circunferencial, considerando lo indicado en algunos análisis o estudios de falla realizados, en donde se describe la presencia de pequeñas

Germanischer Lloyd Industrial Services GmbH, Business Segment Oil and Gas

369 / 428

Reporte No.: GLP/GLM/MEMP/726-07 Rev. 0 Fecha: 2007-10-10

grietas originadas probablemente durante las actividades de manejo de lingadas y bajado de secciones a la zanja, lo cual libera la condición de la interpretación radiográfica, en la que no se detectan estos tipos de indicaciones. Por lo que, se concluye que el programa de ILI, hasta ahora, no es suficiente o no está mostrando los resultados que son necesarios para lograr un nivel de detección y de seguimiento que se considera necesario para evitar más situaciones críticas. La evaluación de los defectos de corrosión realizada por los contratistas de ILI y utilizada para planear y priorizar inicialmente las acciones de remediación no es la apropiada y no debería ser usado, tomando en cuenta las condiciones específicas del ducto, por lo que es necesario considerar las cargas externas que

son causadas por los deslizamientos de terreno y que para la especificación del material empleado, API 5L X70, se están haciendo investigaciones con relación a la aplicación de RSTRENG o B31G. Se han dado varias recomendaciones para mejorar el beneficio de las ILI, así como desarrollar un mejor entendiendo de resultados y los procesos de daños continuos potenciales.

4.8. - Accidentes En los Términos de Referencia, relacionados a este tema, se dice: La Empresa Auditora deberá revisar todos los informes sobre los cinco (05) accidentes descritos en el Anexo V (posteriormente se estableció evaluar el incidente ocurrido en Abril del 2007), poniendo énfasis en: • •

Opinión sobre los Informes Técnicos de los accidentes y sus causas. Precauciones que debieron haberse tomado para prevenirlos o evitarlos.

Por lo que, a continuación se describe lo realizado para la atención de esta partida y los resultados obtenidos. Adicionalmente GL hace un análisis del sexto incidente ocurrido el día 2 de Abril del 2007.

4.8.1.- Alcance del Trabajo Realizar la evaluación de cada uno de los Informes Técnicos, relacionados con las seis fallas ocurridas desde el inició de la operación hasta la fecha y sugerir las medidas precautorias que se debieron haber realizado para efecto de su prevención o para evitarlos.

4.8.2.- Objetivos Verificar la evaluación de los Informes Técnicos, con el objeto de observar si se han determinado sus causas y las precauciones que debieron tomarse para prevenirlos o evitarlos.

4.8.3.- Referencias Para la evaluación de esta partida se empleó la información recabada de los incidentes en los documentos técnicos de los Análisis de Falla y de los reportes del OSINERG en su evaluación en sitio.

Germanischer Lloyd Industrial Services GmbH, Business Segment Oil and Gas

370 / 428

Reporte No.: GLP/GLM/MEMP/726-07 Rev. 0 Fecha: 2007-10-10 No. Documento. 01 OT IN 004 01 OT IT 006

Rev.

Titulo ó Descripción

0 0

REPORTE DE INCIDENTES - FORMATO 5 - KILOMETRO 126- OSINERG REPORTE DE INCIDENTES - REPARACIÓN DEL DUCTO NGL - KP 50+900 REPORTE DE INCIDENTES - INCIDENTE EN DUCTO DE NGL - KP 200+700 - INFORME TECNICO REPORTE DE INCIDENTES - INCIDENTE EN DUCTO DE NGL - KP 50+900 - REPORTE TÉNICO REPORTE DE INCIDENTES - INCIDENTE EN DUCTO DE NGL - KP 220+650 - INFORME TECNICO REPORTE DE INCIDENTES - CALCULO DE VOLUMEN TOTAL DERRAMADO DUCTO NGL ROTURA DE LINEA KP 126 +000 REPORTE DE INCIDENTES - INCIDENTE EN DUCTO DE NGL - KP 126 EVENTOS DE SALA DE CONTROL REPORTE DE INCIDENTES - PROCEDIMIENTO DE PUESTA EN MARCHA LUEGO DE REPARACIÓN - KP 50+900 REPORTE DE INCIDENTES - PROCEDIMIENTO DE REPARACIÓN DUCTO 14" EN KP 126+000 EXAMINATION OF CAMISEA NGL PIPELINE RUPTURE AT PK 8 + 850 EXAMINATION OF CAMISEA NGL PIPELINE RUPTURE AT KP 125 + 950 EXAMINATION OF CAMISEA NGL PIPELINE RUPTURE AT KP 050 + 700 EXAMINATION OF CAMISEA NGL PIPELINE LEAK AT KP 222 + 500 EXAMINATION OF CAMISEA NGL PIPELINE RUPTURE AT KP 200 + 700 REPORTE DE INCIDENTES - KILOMETRO 8+800- OSINERG

01 OT IT 007

0

01 TR IT 011

1

01 TR IT 021

1

01 TR IT 022

B

01 TR PR 500

1

01 TR PR 5002

1

0156-05-16079 0379-06-16831 0650-06-17027 0725-06-17056 0727-05-16515 OSINERGSGUR-005-GH

-

Tabla 4.8.3.1 – Documentos de Referencia

4.8.4.- Secuencia Para efecto de poder realizar la evaluación de esta partida, se realizó lo siguiente: • •

Recopilación de la información de origen, con antecedentes y detalles de las fallas ocurridas. Revisión de los Informes Técnicos relacionados con cada una de las fallas.

4.8.5.- Resultados a) Introducción El ducto de LGN ha sufrido seis roturas desde que el sistema de ductos empezó a funcionar en agosto del 2004, como se muestra a continuación. Fecha 22 Dic. 2004 29 Ago. 2005 16 Sep. 2005 24 Nov. 2005

KP (aprox.) 8 + 850 222 + 500 200 + 750 50 + 900

Ubicación Túpac Amaru Pacobamba Tócate Paratori

Fenómeno de Peligro Geológico Deslizamiento de tierra No aplica. Grieta en soldadura circunferencial de 6 cm de largo Deslizamiento de tierra Inundación: erosión de lecho de riachuelo y posible impacto de canto rodado.

Germanischer Lloyd Industrial Services GmbH, Business Segment Oil and Gas

371 / 428

Reporte No.: GLP/GLM/MEMP/726-07 Rev. 0 Fecha: 2007-10-10 Fecha 4 Mar. 2006 2 Abr. 2007

KP (aprox.) Ubicación 125 + 950 Kepashiato 125 + 487 Kepashiato

Fenómeno de Peligro Geológico Deslizamiento de tierra Deslizamiento de tierra

Tabla 4.8.5.1 - Roturas del Ducto de LGN (en orden de ocurrencia)

Las características de cada uno de los seis incidentes se resumen más abajo, según información proporcionada por TGP. Nota: El sexto incidente pasó en una fase final del proyecto de la auditoria y por eso se trata en un capitulo por separado. b) Análisis de los Incidentes Esta parte de los peligros geológicos de la auditoría de los ductos de Camisea se ha centrado en una evaluación de las investigaciones geológicas, geotécnicas y de ingeniería que fueron llevadas a cabo para sustentar el planeamiento, diseño, construcción y operación del sistema de ductos de Camisea. Los temas generales considerados comprenden: • • • • •

Selección de la ruta Identificación de zonas especiales de cruce (deslizamientos de tierra, fallas geológicas, ríos y bofedales) Diseños de ingeniería para estas zonas de cruce especial Condiciones geológicas y geotécnicas relacionadas con las ubicaciones de la fallas mecánicas ocurridas en el ducto Monitoreo y atenuación de los peligros geotécnicos.

Como se mencionó anteriormente en la Sección 4.2.5.5.3, cinco de las seis roturas del ducto de LGN, los cuales ocurrieron desde Setiembre del 2004, se relacionaron con los peligros geológicos. Los deslizamientos de tierra ocurrieron en cuatro localizaciones, KP 8 + 850, KP 125 + 480, KP 126 + 050 y KP 200 + 750. El deslizamiento de tierra en el KP 125 + 480 ocurrió el 2 de Abril del 2007, después de que el extensivo monitoreo se había implementado en el área del KP 125 a 126, en respuesta al anterior deslizamiento de tierra en el KP 126 + 050 un año antes. El quinto peligro geológico relacionado con la rotura del ducto de LGN ocurrió en el KP 50 + 900 y fue asociado con el arrastre resultante de una avenida repentina (huayco). La revisión de las fallas relacionadas con los peligros geológicos es presentada en esta sección. Esta revisión se basa en los informes de investigación de falla de las cuatro roturas ocurridas en el período 20042006, recibidos de TGP. Como esta auditoría estaba en la etapa final de su cumplimiento en Abril del 2007, la revisión de la falla en el KP 125 + 480 se limitó a una breve revisión de diagramas de medidas de deformación delimitada, fotografías de la excavación de campo y de la sección de tubo fallada (en el campo y en la recepción en las instalaciones de TGP en Lurín) y planos y diagramas de perfil del segmento del ducto en la proximidad de la falla. También se llevó una sesión de información de la falla en el KP 125 + 480 por parte de TGP en la reunión realizada en Lurín, Perú el 16 de Agosto del 2007. b.1) Investigaciones Geotécnicas Como se señaló en la Sección 4.2.5.5.3, las investigaciones emprendidas por TGP concluyeron que cinco de las seis roturas que sufrió el ducto de NGL fueron causadas por incidentes de peligro geológico (resumidos en la Tabla 4.2.5.5.3.1), en nuestra opinión, estas fallas cuales pueden ser analizados desde el origen hasta la misma falla, para identificar, cuantificar y plantear diseños de ingeniería contra condiciones geotécnicas desfavorables.

Germanischer Lloyd Industrial Services GmbH, Business Segment Oil and Gas

372 / 428

Reporte No.: GLP/GLM/MEMP/726-07 Rev. 0 Fecha: 2007-10-10

Las investigaciones que se realizaron después de las fallas mecánicas del ducto de NGL concluyeron que los movimientos de tierra en los KP 8 + 850, KP 125 + 480, KP 126 + 050, KP 185 (no falló el ducto) y KP 200 + 750, fueron provocados o exacerbados por el método de cortar y rellenar, utilizado a menudo a lo largo del derecho de vía. En concreto, los ingenieros y el contratista no apreciaron varios aspectos negativos relacionados con el método de cortar y rellenar: • • • •

Creación de pendientes empinados en el área de corte Cargar la cresta de los deslizamientos de tierra existentes Socavamiento del pie de los deslizamientos de tierra existentes Bloqueo del drenaje natural y saturación de la masa de tierra

El equipo auditor cree que esta situación se desarrolló debido a una combinación de sucesos tales como: •

•

Falta de investigaciones de campo detallados para identificar y calificar los peligros geológicos específicos y la dependencia excesiva de información indirecta (imágenes de baja resolución o fotografía aérea en pequeña escala) en vez de un reconocimiento físico del desecho de vía; y Inadecuado nivel de intervención de ingenieros geotécnicos experimentados y geólogos, anticipadamente, durante la selección de la ruta, y luego durante la fase de microruteo / construcción del proyecto.

b.2) Investigación de las Fallas Mecánicas del Ducto La investigación de las cuatro fallas mecánicas relacionadas con las condiciones de peligro geológico, o sea, las fallas por deslizamiento de tierra en KP 8+850, KP 126+ 050 y KP 200 +750, así como la falla en el cruce del rio en el KP 50 + 900, consistieron principalmente en sacar, mediante cortes, la sección dañada del ducto (por ejemplo: soldadura circunferencial y partes del ducto colindantes) y el envío de estas muestras a Metallurgical Consultants Inc. (MCI) de Houston, Texas, para examen y ensayos de laboratorio (ver Tabla 4.8.5.2 más abajo). Los diversos exámenes y ensayos en las instalaciones de MCI son típicos en las investigaciones de fallas mecánicas de gasoductos / oleoductos cuando son realizadas bajo el ámbito de la compañía operadora del ductos y/o sus propietarios. Generalmente, tales investigaciones están orientadas a determinar si la falla mecánica fue causada por defecto de material, defecto de soldadura, daño en la construcción, presión excesiva, fatiga del material, comportamiento frágil del material, carga externa o alguna combinación de estas causas. Si la falla mecánica puede ser atribuida a condiciones de carga externa causadas por factores tales como movimiento de suelo, entonces una evaluación de laboratorio, generalmente es inadecuada por sí misma para proporcionar una evaluación completa que pueda sustentar la determinación de la causa primaria (root cause) y el potencial para fallas mecánicas similares que pudieran ocurrir en el futuro.

Tipo de Examen o Ensayo Examen Visual Examen Fractográfico Inspección Radiográfica Inspección Ultrasónica Inspección de Partículas Magnéticas Microscopio Electrónico de Escanear Espectroscopia de Rayos X con Dispersión de Energía Examen Metalográfico Ensayos de Dureza Vickers

KP 8 + 850 Deslizamiento de Tierra

KP 50 + 900 Cruce de Río

KP 126 + 050 Deslizamiento de Tierra

KP 200 + 750 Deslizamiento de Tierra

●

●

● ●

●

● ●

●

● ●

● ●

●

● ● ●

●

Germanischer Lloyd Industrial Services GmbH, Business Segment Oil and Gas

● ●

● ●

373 / 428

Reporte No.: GLP/GLM/MEMP/726-07 Rev. 0 Fecha: 2007-10-10

Tipo de Examen o Ensayo Análisis Químico Ensayos de Tensión Ensayos de Impacto Charpy con Muesca en V

KP 8 + 850 Deslizamiento de Tierra

KP 50 + 900 Cruce de Río

KP 126 + 050 Deslizamiento de Tierra

KP 200 + 750 Deslizamiento de Tierra

●

●

●

●

●

●

●

●

●

●

●

●

Tabla 4.8.5.2 - Examen de Fallas Mecánicas del Ducto y Ensayos realizados en las instalaciones de MCI

A continuación se presenta un breve resumen de los hallazgos de MCI y las conclusiones: •

KP 8 + 850, deslizamiento de tierra: el informe de MCI indica que la rotura de la soldadura coincide con una reparación de soldadura y una grieta que se formó a lo largo del borde de la reparación de la soldadura. Se declaró que la grieta fue causada por flexión cíclica del ducto durante el acarreo y el tendido, después de la soldadura, y continuó creciendo debido a esfuerzos del suelo, hasta que penetró en el espesor de la pared del ducto. El informe no dice como esta flexión cíclica ha podido razonablemente ocurrir, solamente que ocurrió. Del análisis en el informe, es obvio que el defecto en la soldadura (grieta) era grave, y esto fue confirmado por la falla mecánica del ducto, aparentemente a una deformación en tensión muy baja, relacionada con el movimiento del suelo (ver Sección 4.8.5 b.10)).

•

KP 50 + 900, cruce de río: el informe de MCI indica que el ducto se rompió en un punto relacionado con una abolladura y arañazos orientados en un ángulo de cerca de 55° hacia el eje del ducto. MCI opinó que los arañazos fueron el resultado de raspado de metal con metal, y que algunos arañazos estaban sobrepuestos sobre otros. No había evidencia de carga de roca, ya que, en opinión de MCI, habría habido evidencias de depósitos de mineral incrustados en el recubrimiento del ducto, y no se encontró ninguno. El informe de MCI guarda silencio en cuanto al hecho de que el río pasaba por una inundación elevada en el momento de la falla mecánica del ducto, de que la erosión en el fondo del río se extendió hacia abajo, hacia el ducto enterrado, o quizás debajo del ducto, y que cantos rodados de un metro de diámetro, y más grandes, habían sido impulsados aguas abajo durante la situación de elevado caudal. MCI insinúa que la falla mecánica fue debida probablemente a que el ducto fue dañado durante la construcción; pero no dan ninguna explicación en cuanto a la coincidencia de la falla mecánica con la inundación. El equipo auditor cree que hay dos posibles escenarios: (a) el ducto fue puesto al descubierto por erosión y golpe de cantos rodados, produciendo los cantos rodados una rotura en un punto ya debilitado por daño durante la construcción; o (b) el ducto fue puesto al descubierto por erosión y estuvo sujeto a oscilaciones provocados por torbellinos que produjeron la falla mecánica en la sección debilitada.

•

KP 125 + 950, deslizamiento de tierra: el informe de MCI indica que el ducto se rompió circunferencialmente con un arco de fractura plana de 27 cm de largo en la parte inferior del ducto que mostraba poca ductibilidad, y una flexión residual en la parte superior del ducto. MCI interpretó esta evidencia como que significaba que la rotura del ducto fue causada por tensiones de flexión cíclica concentrada en la parte inferior del ducto. No se hace mención alguna de cómo la flexión cíclica pudo haber ocurrido, o cómo un número suficiente de ciclos para producir falla mecánica por fatiga en el material pudieron haber ocurrido en los primeros 18 meses de funcionamiento del ducto. El informe también guarda silencio en cuanto al hecho de que el movimiento del deslizamiento de tierra cruzó el ducto en este lugar.

Germanischer Lloyd Industrial Services GmbH, Business Segment Oil and Gas

374 / 428

Reporte No.: GLP/GLM/MEMP/726-07 Rev. 0 Fecha: 2007-10-10

•

KP 200 + 750, deslizamiento de tierra: el informe de MCI indica que el ducto se rompió en forma circunferencial y atribuye la causa de la falla mecánica a sobrecarga de tensión y flexión del ducto debido a movimiento de tierra, el cual era obvio por el deslizamiento de tierra que se llevó la mitad de la carretera, en el lugar de la falla mecánica en el ducto.

Adicionalmente, se evaluó la falla en el KP 222 + 500, en la misma se concluye que no fue propiciada por un deslizamiento de tierra, de acuerdo con lo siguiente: •

KP 222 + 500, orificio de fuga de gas: se desarrolló un orificio de fuga a partir de una grieta frágil de 6 cm de largo en un punto donde se había puesto una nueva soldadura de vista o corona. Era una soldadura de unión de una pieza de menor sección transversal, de 1.29 metros, ubicada a una altura sobre el nivel del mar de 4,000 m, de modo que las tensiones axiales eran muy bajas en este punto. La soldadura fue reparada (nueva soldadura de vista o corona) y de acuerdo a MCI, el ingreso de hidrógeno al charco (metal fundido) de soldadura fue lo que causó que se desarrollaran las grietas iniciales. Se detectaron orígenes múltiples de grieta a lo largo del pie de la soldadura en la superficie interior. Un desalineamiento significativo (Hi – Lo) de 2.5 mm influyó en la falla mecánica. Los peligros geológicos no jugaron un papel en este caso.

Con relación a la falla del 02 de Abril del 2007, en el KP 125 + 480, se tiene lo siguiente: •

KP 125 + 487, no se nos ha provisto de algún informe de análisis de laboratorio sobre la rotura del 02 de Abril del 2007, asumiendo que dicho informe se haya realizado. Sin embargo, es obvio, de las fotografías observadas y el resumen proporcionado por TGP, durante la realización del taller sobre los peligros geológicos llevado en TGP el 15-16 de Agosto del 2007, que la falla se debió al arrugamiento en una sobrecurvatura y que la grieta ocurrió en el ápice de la arruga donde el doblez a través del espesor de pared era el más alto. Esta falla es indicativa de una concentración de flexión localizada causada por la compresión axial en las tangentes del ducto hacia la curva, y el alineamiento relativo del tubo al movimiento cuesta abajo del deslizamiento de tierra habría sido esperado para inducir compresión en el tubo en conjunto con una componente del doblez o la curva.

La investigación de las cinco fallas mecánicas en el ducto relacionadas con peligros geológicos fue exhaustiva con respecto a los exámenes de soldaduras y materiales; pero al mismo tiempo, la investigación fue demasiado estrecha en cuanto a su alcance. Se debería haber hecho un estudio cuidadoso de todos los factores que intervinieron en las fallas mecánicas y puesto que, especialmente, cada falla mecánica puede ser atribuida o estuvo relacionada con cargas externas debidas a movimiento de tierra, en cuatro casos, y erosión de río en el quinto caso. Si las condiciones relacionadas con la falla mecánica hubieran podido ser identificadas y calificadas con buen grado de confianza, entonces habría sido posible examinar todo el proyecto con el objetivo de identificar condiciones similares que podrían presagiar la ocurrencia de futuras fallas mecánicas todavía a tiempo para tomar medidas de atenuación. Las anteriores observaciones dieron origen a la generación del Hallazgo No. CAM/GEO/HENG-NYMAN/1/001 (ver Anexo III de este informe). Con la información proporcionada después del 20 de Junio del 2007, sólo se sustenta la forma en que se pretende realizar el estudio de causa raíz, pero es evidente que muchas de las acciones o evidencias que se pudieron tomar de origen no van a estar ya disponibles o serán de difícil determinación, por lo que este hallazgo sigue abierto. b.3) Análisis de los Accidentes con Relación a la Corrosión. De las 6 fallas ocurridas en el ducto de LGN ninguna estuvo relacionada por fallas por corrosión interna o externa, como razón inicial de la causa de falla. Sólo se hace mención en el accidente ocurrido el 29/08/2005 en el KP 222 + 500 (Pocobamba, Ayacucho) sobre la existencia de un poro en la soldadura No. 204/T65.

Germanischer Lloyd Industrial Services GmbH, Business Segment Oil and Gas

375 / 428

Reporte No.: GLP/GLM/MEMP/726-07 Rev. 0 Fecha: 2007-10-10

Este defecto en la soldadura fue posteriormente mencionado por TGP como producto de una permeación de hidrógeno hacia la soldadura como un mecanismo de corrosión debido a HIC (Hydrogen-Induced Cracking); es decir, agrietamiento por hidrógeno inducido. Dado el caso, no se comparte la opinión de TGP por las siguientes razones: •

•

• •

La corrosión por HIC se origina de un mecanismo de corrosión del H2S húmedo, donde este compuesto se diluye en la fase líquida del agua que sirve como electrolito, generando un hidrógeno atómico, el cual difunde en el metal base de una lámina de acero; pero muy raramente en una tubería y mucho menos en un cordón de soldadura ni en la zona afectada por el calor. El hidrógeno generado en tal reacción puede ser absorbido por el acero especialmente cuándo existen trazas de H2S (> 50 p.p.m.w ) disuelto en una solución de fase acuosa libre que posee pH < 4 o hay presencia de sulfuro o cianuro (20 p.p.m.w de HCN) en el sistema y agua libre con pH > de 7.6 y especialmente cuando la presión parcial del H2S en la fase gaseosa es > 0.05 psia. Por lo tanto, el HIC se refiere y se origina en un sistema de gas o vapor de líquidos que se encuentra bajo presión; es decir, en un ambiente interno de un equipo o tubería. En conclusión, si hubo hidrógeno atrapado en el poro de la soldadura, éste proviene de otra fuente; pero no del H2S húmedo de un fluido. Pero tomando en cuenta que el ducto de LGN tiene protección catódica, puede existir la posibilidad que el hidrógeno que difunde puede venir de la polarización catódica aplicada a la tubería externamente; pero al revisar los potenciales de polarización (OFF), se observa que los potenciales están muy cercanos al rango aceptado por la norma, por lo que se descarta que el hidrógeno procediera de la sobreprotección de los SPC.

La otra condición, y es la que puede prevalecer, es con relación al retrabajo de reparación de esta junta en la que durante dicha fase se haya provocado el atrapamiento de hidrógeno molecular en el momento de la aplicación de soldadura, lo que vino a desarrollar fuerzas internas de expansión, manifestándose finalmente como una grieta, b.4) Evaluación / Simulación del Comportamiento de los Ductos Siguiendo la lógica descrita anteriormente, las investigaciones de falla mecánica en el ducto por deslizamiento de tierra deberían haber incluido una simulación numérica del comportamiento del ducto como sigue a continuación: •

Análisis de elementos finitos no-linear basados en deformaciones, para simular las condiciones de la falla mecánica. El objetivo de tales análisis sería, no sólo investigar las fallas mecánicas de los ductos, sino también validar un modelo numérico versus las observaciones de campo y mediciones. El modelo ya validado estaría disponible entonces como una herramienta numérica que podría ser utilizada de nuevo para evaluaciones futuras de áreas con peligro de deslizamiento de tierra, para determinar estrategias de atenuación de fallas mecánicas.

•

Ensayos de tensión de muestras de placa ancha tomadas a través de las soldaduras. Los ensayos de placa ancha son utilizados para determinar la resistencia de soldaduras circunferenciales con respecto al ducto. Teniendo en cuenta que las áreas de deslizamiento de tierra potencial están presentes a través de toda la selva y los Andes, sería prudente identificar y calificar la resistencia y ductibilidad de las soldaduras del ducto para establecer límites realistas de la capacidad de la deformación en tensión. Esta información es esencial para ser utilizada en la evaluación de la ingeniería de las fallas mecánicas pasadas, y en programas en curso para monitorear los movimientos de suelo, especialmente con respecto a la determinación de cuánto movimiento puede ser tolerado antes de una incipiente falla mecánica.

Germanischer Lloyd Industrial Services GmbH, Business Segment Oil and Gas

376 / 428

Reporte No.: GLP/GLM/MEMP/726-07 Rev. 0 Fecha: 2007-10-10

Según parece, se había perdido en la investigación de la falla mecánica en el cruce de río la explicación de por qué el río erosionó el fondo, hacia el ducto, cuando los criterios de diseño exigían un entierro de 2 metros debajo de la máxima profundidad de erosión. Habría sido prudente examinar cuencas y ríos similares, con hidráulica similar, para determinar si las profundidades de erosión han sido calculadas correctamente. Implícito en este proceso es el hecho de que hay una información limitada de precipitaciones pluviales y de caudales de río para esta parte del Perú, y que los estimados de profundidades de erosión dependen fuertemente del buen juicio de la ingeniería, utilizando datos disponibles y conocimientos. Para concluir, el equipo auditor cree que las investigaciones de las fallas mecánicas estuvieron muy limitadas en cuanto a su alcance, y que se ha perdido una oportunidad valiosa para desarrollar un mejor entendimiento del rendimiento bajo deformaciones elevadas de los ductos construidos. El fracaso en aprender de estos casos es un punto débil que dificultaría las evaluaciones futuras y la atenuación de las amenazas de peligro de deslizamiento de tierra. b.5) Reparaciones Se llegaron a reconocer algunas de las deficiencias descritas anteriormente y se hizo un intento de corregir la situación. Sin embargo, aún durante la implementación de medidas correctivas, hubieron casos en los cuales costó más de un intento apreciar completamente la naturaleza y extensión de los peligros geológicos, y las medidas correctivas quizás se queden cortas para resolver el problema. Por ejemplo: •

•

•

•

En KP 200+750, después de varios intentos de estabilización, la pista de la carretera y la ladera superior cedieron; finalmente, se dieron cuenta que la única solución permanente sería la perforación de un túnel en roca estable; En KP 8+850, las medidas correctivas implementadas (gaviones enterrados y filas de pequeños pilotes) quizás no resuelvan los problemas de largo plazo, puesto que estos trabajos de defensa tienen sus cimientos en, o por lo menos, dentro de la masa de tierra que se mueve, y no se espera que sean capaces de resistir las fuerzas de la tierra transmitidas por un deslizamiento de tierra; En KP 50+900, la profundidad de erosión observada, o inferida, durante este incidente que condujo a la falla mecánica del ducto de NGL, quizás no represente el “incidente de diseño”, y el ducto de NGL instalado recientemente sobre un puente aéreo, quizás no esté lo suficientemente elevado para evitar ser golpeado por la crecida de las aguas durante un incidente mucho más grande. La falla en el KP 125 + 487ocurrió un año después de la falla en el KP 126 + 050, aproximadamente a 580 m de distancia. Por este tiempo, el proyecto estaba bien consciente de que el terreno era inestable en esta ubicación (debido a la cercanía de la falla anterior), y se habían llevado a cabo extensos pasos de atenuación para estabilizar la ladera y para monitorear los esfuerzos del ducto. Sin embargo, tal como es descrito más adelante en la Sección 4.3.6.13.5., este monitoreo no fue totalmente efectivo en la medida de prevenir otra rotura y alivio del NGL.

Mientras que TGP, y sus consultores y contratistas, deben ser elogiados por reaccionar rápidamente ante las fallas mecánicas del ducto e implementar medidas correctivas, los análisis anteriores señalan una falta de información para poder evaluar completamente los peligros geológicos y, de esa manera, elaborar diseños contra ellos. b.6) Evaluación de los Resultados de la ILI en los lugares de los incidentes El operador TGP empezó con las ILIs (inspecciones desde el interior del ducto por sus siglas en inglés) en enero del 2006. Se hicieron corridas de una herramienta Geómetra, una herramienta de detección de perdida de metal (MFL) y una herramienta de giroscopio, para determinar la posición geográfica exacta del eje del ducto. Germanischer Lloyd Industrial Services GmbH, Business Segment Oil and Gas

377 / 428

Reporte No.: GLP/GLM/MEMP/726-07 Rev. 0 Fecha: 2007-10-10

No se había hecho ninguna ILI antes de cada uno de los incidentes de falla mecánica, con excepción del sexto incidente del día 2 de Abril del 2007. A continuación se presenta un resumen de la revisión realizada por el auditor de los informes de la herramienta Geómetra y de la herramienta de pérdida de metal para verificar si fueron reportadas anomalías en las ubicaciones de las fallas mecánicas o cercanas a ellas. •

• •

•

•

KP 8+850. Corridas de instrumentos inteligentes para detectar corrosión: dos puntos de corrosión cerca de KP 8+800, menos que la especificación de la herramienta (8% externa y 13% interna). Herramienta Geómetra: no hay señales. KP 50+700. Corrida de instrumentos inteligentes para detectar corrosión: no hay señales. Herramienta Geómetra: no hay señales, sólo accesorios – posterior al incidente. KP 125+950. Corrida de instrumentos inteligentes para detectar corrosión: en la zona de KP 125 hubieron 4 anomalías; pero no hubo pérdida de metal. Herramienta de Geómetra: en la zona de KP 125 hubieron 3 reducciones indefinidas del diámetro, extendidas sobre 100 m (3.7%, 3.2%, 2.8%). KP 200+700. Corrida de instrumentos inteligentes para detectar corrosión: en la zona de KP 200 hubieron 4 anomalías – pero no hubo pérdida de metal. Herramienta Geómetra: en la zona de KP 200 hay 10 reducciones indefinidas del diámetro, quizás doblamientos del campo, el tamaño varía de 1.0% a 2.7%. KP 222+500. Corrida de instrumentos inteligentes para detectar corrosión: en la zona de KP 222 hubieron 5 anomalías y 2 pérdidas de metal (12% interna, 10% externa). Herramienta Geómetra: en la zona KP 222 no se reportaron señales.

Como se puede ver, no se han encontrado señales significativas en las ubicaciones de las fallas mecánicas por medio de la ILI. Obviamente, las soldaduras y ductos que sufrieron las fallas mecánicas han sido separados y reemplazados antes de las corridas de ILI, con excepción del orificio de fuga en KP 222+500 que fue reparado provisionalmente con una abrazadera Plidco y la reparación permanente tuvo lugar en junio del 2006. b.7) Soldadura y Ensayos No Destructivos Los procedimientos de soldadura aplicados corresponden a los de construcción de la línea regular, los mismos habían sido aprobados de acuerdo con las pruebas realizadas; sin embargo, el comportamiento mecánico en todos los conceptos no había sido cubierto del todo. La prueba de tenacidad no fue realizada, esto se refleja un tanto en el comportamiento de algunas de las fallas, de característica frágil, lo anterior favorecido por la combinación de los fenómenos de esfuerzos adicionales que al parecer se presentaron en las fallas que tienen relación con la soldadura, con excepción de la fractura por presencia de hidrógeno atrapado durante el reproceso de la vista en la junta del KP 222+500. Por otra parte, aunque en la evaluación de la inspección radiográfica de origen se consideran aceptables estas juntas, en la evaluación ultrasónica de una de ellas se detecta una indicación lineal de una longitud considerable, la cual aplicando los criterios de aceptación y rechazo debió haber sido rechazada, lo que refleja que la técnica de radiografía en espesores tan delgados también tiene sus limitantes, además de poder enmascarar indicaciones de faltas de fusión y o mordeduras que requieren de mucha habilidad y experiencia para su adecuada interpretación, lo cual ha quedado reflejado en el muestreo de las películas radiográficas, en donde se detectó que varias juntas de las evaluadas tienen este tipo de indicaciones, las cuales favorecen la concentración de esfuerzos y dan origen a fallas como las ocurridas en estas secciones del ducto.

Germanischer Lloyd Industrial Services GmbH, Business Segment Oil and Gas

378 / 428

Reporte No.: GLP/GLM/MEMP/726-07 Rev. 0 Fecha: 2007-10-10

b.8) Documentación Técnica La única documentación (relacionada con las investigaciones de las fallas mecánicas) que fue puesta a disposición para nuestra revisión fueron los informes de Metallurgical Consultants, Inc. (MCI) y los que fueron preparados por Osinerg y COGA para cada uno de los incidentes. •

Investigaciones Metalúrgicas (por MCI) Estos informes fueron preparados a un nivel de calidad aceptable y contienen información valiosa en cuanto a soldadura, materiales y naturaleza de la superficie de rotura. El equipo auditor no está de acuerdo con algunas de las afirmaciones relacionadas con las causas de las fallas mecánicas; pero reconoce que un informe metalúrgico es sólo una parte, aunque muy importante, de una investigación completa de fallas mecánicas, y debería ser asimilada junto con otros estudios e investigaciones para producir un informe exhaustivo que aborde todos los aspectos notables de las fallas mecánicas.

•

Reportes de Incidentes de Osinerg y de COGA Para dos de los incidentes (KP 8 + 850, KP 125 + 950) se recibieron los informes respectivos en formatos estándares de Osinerg, los cuales difieren uno del otro, y dan una breve descripción de la fecha y hora del incidente, cantidad derramada, impacto en el medio ambiente, medidas tomadas, etc. Las copias que hemos recibido no han sido firmadas por el personal de COGA y falta información importante, como el impacto en el personal y/o terceras personas. Para los incidentes en KP 50 + 900, KP 125 + 950, KP 200 + 700 y KP 222 + 500 se recibieron informes técnicos que fueron preparados por COGA y describen en detalle básicamente cómo se detectaron las roturas, las acciones tomadas en orden cronológico en la oficina de control, medidas de contención en el sitio, procedimientos de reparación, fotografías, etc. La documentación de los diferentes incidentes no es uniforme, los informes tienen diferentes estructuras y algunas veces el contenido está esparcido en varios documentos. Se recomienda que se defina un procedimiento claro de documentación de incidentes y un formato que aborde todos los aspectos relevantes, e incluya toda la información necesaria para investigaciones y análisis posteriores más amplios.

Se notaron desviaciones en los valores de KP de las ubicaciones de los incidentes, de un informe a otro; por ejemplo, en el Informe Técnico de COGA se menciona KP 220 + 650, mientras que en un informe de MCI se utiliza KP 222 + 500 para el mismo incidente. Se debería haber hecho un estudio cuidadoso de todos los factores que intervinieron en las fallas mecánicas, ya que cada falla mecánica pueden ser atribuida a cargas externas o estar relacionada con ellas; movimiento de tierra en tres casos y erosión de río en un cuarto caso. La no existencia de informes y archivos relacionados con otros aspectos de la investigación conduce a pensar que no se preparó una documentación cuidadosa de una forma apropiada para una investigación de ingenieria amplia, y esto fue en verdad confirmado por el personal de TGP durante seminario taller de peligros geológicos el 24 y 26 de enero del 2007. De modo que la documentación fue incompleta porque la investigación estaba incompleta. b.9) Análisis de la Causa Raíz (Root Cause Analysis) Hasta donde el equipo auditor tiene conocimiento, no se ha realizado un análisis de la causa raíz. Es obvio, a partir de las cinco fallas mecánicas por deslizamiento de tierra, que la identificación y la calificación de los deslizamientos de tierra antes de la construcción fue inadecuada; pero debido a las investigaciones incompletas, posteriores a las fallas, no se ha evaluado la rendimiento de las soldaduras circunferenciales (excepto para el KP 8 + 850, donde la soldadura era claramente inadecuada y falló a baja deformación (ver Germanischer Lloyd Industrial Services GmbH, Business Segment Oil and Gas

379 / 428

Reporte No.: GLP/GLM/MEMP/726-07 Rev. 0 Fecha: 2007-10-10

sección b.10) de este apartado más abajo). Si las condiciones relacionadas con la falla pueden ser caracterizadas con buen grado de confianza, entonces sería posible examinar todo el proyecto con un ojo puesto en la identificación de condiciones similares que podrían presagiar la ocurrencia de fallas mecánicas futuras, todavía a tiempo para tomar medidas de atenuación. Por ejemplo, se podrían encontrar deficiencias en la soldadura que estén relacionadas con ciertas extensiones de la construcción, subcontratistas, cuadrillas de inspección; períodos de tiempo, etc. Si se identificaran áreas con soldaduras sospechosas, entonces se daría menos tolerancia a movimientos de tierra antes de la atenuación que a otras áreas donde tales problemas no parecen ser evidentes. Para el caso aislado de falla mecánica en cruce de río, un análisis de causa primaria comprendería el volver a examinar las estadísticas de lluvias y la hidrología del río, pero se entorpecería por el hecho de que lo ocurrido en el KP 50 + 900 sea simplemente una pieza de información aislada añadida a un registro muy disperso. Sin embargo, la prudencia exige revisión más amplia, y esto aparentemente no ha sido hecho hasta la fecha. b.10) Evaluación Analítica del Comportamiento del Ducto en la Ubicación de la Falla Mecánica en el KP 8 + 850 Se han planteado interrogantes sobre la falla mecánica en el ducto de NGL, al parecer con bajos niveles de movimiento de suelo, mientras que el ducto de NG de mayor diámetro no sufrió falla mecánica alguna a pesar de que estaba colocado paralelamente al ducto de NGL. En un intento de explicar este comportamiento, se llevó a cabo un análisis de elementos finitos no lineales para el cruce con la zona de deslizamiento de tierra en el KP 8 + 850. El análisis toma en cuenta la restricción no lineal del suelo, el comportamiento inelástico del acero del ducto y la masa de tierra que se mueve. MCI realizó un examen de la falla mecánica del ducto de NGL y fue documentado en un informe preparado por Buehler (2005). La falla mecánica ocurrió a lo largo de un borde de una soldadura circunferencial y coincidió con la ubicación de una reparación hecha en la soldadura. La falla mecánica fue una fractura circunferencial en el Ducto 8903, en la zona afectada por el calor (HAZ) de la Soldadura 8/66R1. La ubicación del orificio de fuga coincidía, en general, con la ubicación de la sección reparada de la Soldadura 8/66R1, la cual abarcaba el lado oeste, la parte inferior del ducto y parte del lado este. La fractura estaba en la parte inferir del ducto y tenía cerca de 220 mm (8.5pulg) de largo, es decir 20% de la circunferencia del ducto. La soldadura circunferencial que falló estaba ubicada en la zona central de un deslizamiento de tierra ya existente, cerca de un codo de ducto encorvado con un ángulo de cerca de 10º. La simulación de elementos finitos estuvo basada en información disponible sobre los trazados del ducto, condiciones de funcionamiento al momento de la falla mecánica en el ducto de NGL, componentes estimados del desplazamiento de suelo a partir de investigaciones de reconocimiento de campo, y estimados de las propiedades de resistencia de la tierra. Hay una incertidumbre considerable en muchas de estas características. Por lo tanto, los análisis sirven, ante todo, para comparar y contrastar el comportamiento esperado del ducto de NG de 32 pulgadas y del de NGL de 14 pulgadas con el comportamiento real; antes de proporcionar una evaluación absoluta del incidente de falla mecánica. b.10.1) Descripción del Modelo Analítico La información del trazado del ducto a través de la zona del deslizamiento en el KP 8 + 850 se basó en la Figura 4.8.5.6. La información de la altura del terreno fue obtenida de la Figura 4.8.5.6 en cada intervalo de la curva de nivel. La presencia de curvas ha introducido concentración de esfuerzos en puntos específicos en el análisis, los cuales pueden ser, o no, representativos de las condiciones reales; sin embargo, el modelo de elementos finitos es razonablemente representativo de las condiciones de campo para el propósito de entender el comportamiento del ducto en el KP 8 + 850.

Germanischer Lloyd Industrial Services GmbH, Business Segment Oil and Gas

380 / 428

Reporte No.: GLP/GLM/MEMP/726-07 Rev. 0 Fecha: 2007-10-10

El rango estimado de movimientos de deslizamiento de tierra tal como se analizó anteriormente en la Sección 4.2.5.5.3 está ilustrado en la Figura 4.8.5.7. Tal como se describe en la figura, se asume que el ducto de NG de 32 pulgadas ha sufrido un desplazamiento de suelo horizontal hasta de 3 metros, y se asume que el ducto de NGL de 14 pulgadas ha sufrido la misma cantidad de desplazamiento de suelo horizontal adicionalmente al desplazamiento de suelo vertical de 0.7 metros (un relación de desplazamiento vertical a horizontal de 0.23). Se asumió que la variación del desplazamiento de suelo horizontal y vertical a través de la zona de deslizamiento tenía la distribución mostrada en la Figura 4.8.5.8. Este patrón que desarrolla 95% del desplazamiento de suelo máximo sobre una distancia de cerca del 25% de la anchura del deslizamiento, se cree que sea una simulación razonable del deslizamiento de tierra en el KP 8 + 850, especialmente si se toma en cuenta la carencia general de información de mediciones de campo para esta ubicación. Las vistas de plano y perfil de la geometría del ducto resultante, y de los patrones de desplazamiento del suelo en los análisis son proporcionados en la 4.8.5.9. Se aplicó para el análisis un desplazamiento horizontal máximo de 5 metros en 120 incrementos. Los puntos ploteados de la distribución de las deformaciones a través de la zona de deslizamiento fueron generados a partir de los resultados del análisis, en incrementos de 0.5 metros. Las propiedades físicas del ducto utilizadas en los análisis se resumen en la Tabla 4.8.5.3 siguiente. Los análisis no incluyeron efecto diferenciales térmicos por causa de la incertidumbre de las temperaturas reales en las uniones de las piezas de ducto y a la expectativa de que la expansión térmica tenía poca importancia con respecto al rendimiento de deformaciones. Diámetro exterior mm (pulg.) 813 (32) 356 (14)

Espesor de Pared mm (pulg.) 17.5 (0.688) 6.4 (0.250)

Presión Interna MPa (psi) 9.9 (1436) 10.4 (1508)

Material X 70 X 70

Tabla 4.8.5.3 - Propiedades Físicas del Ducto Utilizadas en los Análisis

Se asumió que la profundidad de la cobertura de tierra era 1.3 metros para el ducto de NG de 32 pulgadas y de 2.0 metros para el ducto de NGL de 14 pulgadas. Las cargas de la tierra sobre los ductos por el desplazamiento relativo del suelo se basaron en tierra con peso específico de 19.6 KN/m3 (125 pcf) y un ángulo de fricción interno de 30º. El análisis de la reacción del ducto a desplazamientos por deslizamiento de tierra fue realizado con el programa de cómputo ANSYS, utilizando los procedimientos descritos en Honegger y Nyman (2004). ANSYS es un programa de análisis de esfuerzos de elementos finitos de propósito general ampliamente aceptado que tiene la capacidad de tomar en cuenta no linealidades geométricas del material y condiciones de frontera. En concreto, se utilizaron elementos elásticos no lineales para simular las restricciones del suelo y los elementos plásticos del ducto para representar el ducto. Se recurrió a la opción del programa ANSYS de análisis de grandes desplazamientos para tomar en cuenta los cambios geométricos en la rigidez debido a grandes desplazamientos transversales del ducto. Las propiedades bilineales de elasticidad de la tierra utilizados en los análisis se resumen en la tabla 4.8.5.4. Parámetro de Elasticidad de la Tierra Carga Axial Máxima (KN / m) Desplazamiento por Carga Axial Máxima (mm) Carga Horizontal Máxima (KN/m) Desplazamiento por Carga Horizontal Máxima (mm) Carga Máxima de Levantamiento Desplazamiento por Carga Máxima de Levantamiento (mm) Carga Máxima de Sustentación (KN/m)

Ducto NG 32 “ 33.0 5 186 84 39 26 619

Germanischer Lloyd Industrial Services GmbH, Business Segment Oil and Gas

Ducto NGL 14 “ 22 5 167 98 68 34 360 381 / 428

Reporte No.: GLP/GLM/MEMP/726-07 Rev. 0 Fecha: 2007-10-10 Parámetro de Elasticidad de la Tierra Desplazamiento por Carga Máxima de Sustentación (mm)

Ducto NG 32 “ 102

Ducto NGL 14 “ 51

Tabla 4.8.5.4 - Propiedades de Elasticidad de la Tierra Utilizadas en los Análisis

b.10.1) Resultados del Análisis Los resultados del análisis se presentan en la Figura 4.8.5.10 como puntos ploteados de la distribución de la deformación máxima longitudinal de la forma distorsionada del ducto dentro de la zona de deslizamiento, en dos desplazamientos de deslizamiento horizontal, 1.5 metros y 3.0 metros, para el ducto de NG de 32 pulgadas y el de NGL de 14 pulgadas. La deformación ploteada en la Figura 4.8.5.10 es la deformación máxima ubicada en cualquier lugar alrededor de la circunferencia de la sección transversal del ducto, y puede ser de compresión o de tensión (típicamente las deformaciones máximas son debidos a la combinación de flexión y tensión del ducto). Las deformaciones máximas en los márgenes norte y sur del deslizamiento de tierra y en la zona central del mismo, donde ocurrió la falla mecánica del ducto de NGL de 14 pulgadas, están dados en la Tabla 4.8.5.5 para los desplazamientos del deslizamiento de 1.5 y 3.0 metros.

Ducto NG 32 pulgadas NGL 14 pulgadas

Desplazamiento del Deslizamiento 1.5 3.0 1.5 3.0

Deformación Máxima, Flexión + Axial, % Margen Norte del Margen Sur del En el Medio del Deslizamiento Deslizamiento Deslizamiento 0.47 0.51 0.09 1.63 1.10 0.35 0.65 0.48 0.15 2.25 1.45 0.53

Tabla 4.8.5.5 - Resumen General de Deformaciones Máximas en el Ducto, Desplazamiento del Deslizamiento de Tierra de 3 m, KP 8+850

La reacción promedio de los dos ductos es similar en términos de la distribución general de las ubicaciones de amplitud de deformación más alto y más bajo. La deformación longitudinal es más alto en los márgenes del deslizamiento debido a la flexión del ducto para asimilar la transición entre el suelo que no se mueve fuera del deslizamiento y la masa de tierra que se mueve dentro del deslizamiento. En la parte central del deslizamiento, la deformación es más uniforme porque la tensión axial domina el comportamiento. Las deformaciones en ambos ductos son un tanto más altos en el lado derecho de los puntos ploteados en la Figura 4.8.5.10, reflejando el hecho que el desplazamiento del deslizamiento está actuando para “jalar” el ducto de norte a sur (de derecha a izquierda en la figura ploteada) adicionalmente al movimiento transversal a través del derecho de vía. Para ambos ductos, las máximas deformaciones concentradas en el lado derecho de los puntos ploteados en las Figuras 4.8.5.10 están relacionados con doblamientos verticales que imitan el perfil del suelo cerca del margen de la zona de desplazamiento del deslizamiento (ver Figura 4.8.5.6). Quizás no existan algunos de estos doblamientos y, por lo tanto, algunas de las máximas deformaciones sean artificiales. Sin embargo, la distribución general de deformaciones, tal como se muestra a través de la zona de deslizamiento de tierra, debería ser un indicio de las condiciones reales, aunque no exactamente. Un tanto sorprendente, la falla mecánica ocurrió en la parte central del deslizamiento donde las deformaciones de tensión eran un factor de 2 a 4 veces menor que en los márgenes del deslizamiento. Sin embargo, de acuerdo al informe de Buehler (2005), la ubicación de la falla coincidió con la ubicación de la soldadura reparada, y la flexión cíclica del ducto posterior, durante el acarreo, causó que se formara una grieta a lo largo del borde de la soldadura reparada, en la zona afectada por el calor (HAZ). Una vez que el ducto estuvo enterrado y el movimiento del suelo empezó a deformar el ducto, se esperaría que esta grieta creciera. Como quiera que había suficiente movimiento de suelo e incremento de la deformación de tensión, a través de la grieta, era de esperarse la rotura al transcurrir el tiempo. En resumen, parece evidente que la falla mecánica ocurrió bajo una condición de deformación moderada en un punto de debilidad considerable de Germanischer Lloyd Industrial Services GmbH, Business Segment Oil and Gas

382 / 428

Reporte No.: GLP/GLM/MEMP/726-07 Rev. 0 Fecha: 2007-10-10

la soldadura circunferencial. Si no hubiera estado presente este defecto de grieta, un movimiento de suelo adicional habría causado una falla mecánica en algún otro punto que tuviese una combinación crítica de deformación de tensión y tamaño de defecto. Hay varias observaciones que se pueden hacer en cuanto a las diferencias entre la reacción del ducto de NG de 32 pulgadas y el de NGL de 14 pulgadas: 1. Para la misma profundidad de cobertura de tierra y condiciones similares de la zanja, la condición de deformación longitudinal en el ducto de NGL de 32 pulgadas será menos severa que para el de NGL de 14 pulgadas. Esto es debido en gran medida a que el ducto de NG de 32 pulgadas es más fuerte en flexión y tensión axial que el de NGL de 14 pulgadas, y es, por lo tanto, más efectivo para distribuir deformaciones. Esto se ilustra en la Figura 4.8.5.10 en un desplazamiento horizontal de 3 metros.Las deformaciones longitudinales del ducto de NG de 32 pulgadas están bien por debajo del límite de elasticidad nominal o punto de cedencia nominal de 0.5%, mientras que las deformaciones máximas en el centro del desplazamiento para el ducto de NGL de 14 pulgadas exceden el límite de elasticidad nominal. 2. El ducto de NGL de 14 pulgadas tiene una pared más delgada que el de NG de 32 pulgadas (6.4 mm versus 17.5 mm). Esto implica que un defecto de soldadura de igual tamaño no se extiende tanto a través de la pared del ducto en el ducto de NG de 32 pulgadas como en el de NGL de 14 pulgadas. Por lo tanto, el ducto con pared más gruesa es capaz de soportar defectos mejor que el ducto de pared delgada. Bajo suficiente movimiento, el ducto de NG de 32 pulgadas sufriría probablemente una falla mecánica en una forma similar; pero el ducto más pequeño es el primero en sufrir las consecuencias del movimiento de suelo, y se toman medidas correctivas antes de que el ducto más grande pueda llegar a esa situación. En resumen, el análisis de elementos finitos indica que la falla mecánica en el ducto de NGL de 14 pulgadas ocurrió a una deformación de tensión muy bajo, de 0.15% a 0.6% para un desplazamiento de 1.5 a 3.0 metros, tal como se muestra en la Tabla 4.8.5.5 anterior. Con soldaduras de buena calidad que superen al ducto, el ducto habría sido capaz de resistir de 2% a 4%, o más. En los márgenes del deslizamiento de tierra, las deformaciones máximas calculados de tensión y flexión combinados, fluctúan de 0.5 a 2.3%, indicando la presencia de soldaduras de resistencia mucho mayor y probablemente que cumplen el requisito de superar la resistencia del ducto. De manera que, con base en el análisis de elementos finitos mostrado en el presente informe y la evaluación metalúrgica realizada por MCI, parece ser que la falla mecánica ocurrió en una soldadura con defectos graves, y a una deformación relativamente bajo. Si no hubiera existido este defecto de soldadura específico, es posible que el ducto hubiera podido soportar movimientos adicionales, antes de que hubiera ocurrido una falla mecánica, probablemente a lo largo de los márgenes del deslizamiento de tierra. Como quiera que el movimiento por deslizamiento de tierra ya estaba sucediendo e iba a continuar indefinidamente, era sólo cuestión de tiempo para que ocurriera la falla mecánica, a menos que el movimiento de tierra hubiese sido detectado por medio de vigilancia y monitoreo, y que se hubieran tomado medidas para atenuar el movimiento.

Germanischer Lloyd Industrial Services GmbH, Business Segment Oil and Gas

383 / 428

Reporte No.: GLP/GLM/MEMP/726-07 Rev. 0 Fecha: 2007-10-10

Ducto de NG

Ducto de NGL

Dirección del Deslizamiento de Tierra

Límites de la Zona de Deslizamiento

Figura 4.8.5.6 - Vista del Plano de la Ruta del Ducto y las Características Topográficas

Germanischer Lloyd Industrial Services GmbH, Business Segment Oil and Gas

384 / 428

Reporte No.: GLP/GLM/MEMP/726-07 Rev. 0 Fecha: 2007-10-10

ASENTAMIENTO VERTICAL DE LA FOSA: 0.4 – 0.7 M

DESPLAZAMIENTO LATERAL DE LA PARTE PRINCIPAL: 1.5 – 3 M CABEZA DE DESLIZAMIENTO DE LA TIERRA

Ducto NGL Ducto GN

MASA PRINCIPAL DEL DESLIZAMIENTO DE TIERRA

50m

150m

Figura 4.8.5.7 - Representación Esquemática de los Desplazamientos del Deslizamiento de Tierra en KP 8+850

Desplazamiento del Deslizamiento / Máximo Desplazamiento del Deslizamiento

1.0 0.9 0.8 0.7 0.6 0.5 0.4 0.3 0.2 0.1 0.0 0

0.1

0.2

0.3

0.4 Di t

Al

0.5

0.6

0.7

0.8

0.9

1

Slid /T t l Slid Width

Distancia a lo largo del Deslizamiento / Anchura Total del Deslizamiento

Figura 4.8.5.8- Patrón de Desplazamiento del Deslizamiento Utilizado en los Análisis de KP 8+850

Germanischer Lloyd Industrial Services GmbH, Business Segment Oil and Gas

385 / 428

Reporte No.: GLP/GLM/MEMP/726-07 Rev. 0 Fecha: 2007-10-10

Oeste, vertical (m)

60

40

20

0 0

20

40

60

80

100

120

140

160

180

Norte (m) Figura 4.8.5.9 - Geometría del Modelo de Ducto utilizada en los Análisis. La línea negra es la vista en plano; la línea azul es la vista de perfil.

Desplazamiento 1.5 m

Desplazamiento 1.5 m

Desplazamiento 3.0 m

Desplazamiento 3.0 m

Deformación longitudinal ~ 0.5%

Deformación longitudinal ~ 0.5%

1.5 m de desplazamiento Esfuerzo Longitudinal ∼ 0.5% Ducto de NG de 32”

Ducto de NGL de 14”

Nota: La magnitud del esfuerzo longitudinal a lo largo del ducto está representada con colores y tamaños de los puntos ploteados de la curva de nivel. Figura 4.8.5.10 - La Distribución de las Deformaciones en el Ducto de NG de 32 pulgadas y en el de NGL de 14 pulgadas para Movimientos de Deslizamiento de 1.5 a 3.0 metros en KP 8+850.

Germanischer Lloyd Industrial Services GmbH, Business Segment Oil and Gas

386 / 428

Reporte No.: GLP/GLM/MEMP/726-07 Rev. 0 Fecha: 2007-10-10

c) Registro del comportamiento del Sistema SCADA, durante las primeras 5 fallas ocurridas en el ducto LGN Para analizar el comportamiento del Sistema SCADA, durante las primeras 5 fallas ocurridas hasta marzo del 2006 en el ducto LGN, GL se basó en los datos de las Presiones monitoreadas por el mismo Sistema, más cercanas al punto de falla, basándose en el principio de que cuando existe una fuga de producto considerable, la presión interna del poliducto se abate. GL realizó este análisis en función de los datos proporcionados por la Compañía TGP. FALLA No. 1 Fecha: 22/12/2004 Hora: 08.44 Hrs. Lugar: KP 8 + 800 del ducto de LGN. De acuerdo a los Datos proporcionados por la Compañía TGP, se puede deducir que para este caso el Comportamiento del Sistema SCADA fue “Aceptable” ya que la PLC-51111, a través del Tag. PL01-PI51008-R, correspondiente a la Presión de Descarga de la Estación de Bombas 1, detectó la caída de presión en el ducto respectivo, ya que a partir de las 8:53 Hrs. del día 22 de Diciembre de 2004, se indicó la caída de presión, tal y como se observa en la siguiente gráfica, la cual fue creada a partir de la información que forma parte del Reporte entregado por el Sistema SCADA.

09:40:00 a.m.

09:37:00 a.m.

09:36:00 a.m.

09:23:00 a.m.

09:12:00 a.m.

09:05:00 a.m.

09:00:00 a.m.

08:56:00 a.m.

08:54:00 a.m.

08:53:00 a.m.

08:53:00 a.m.

08:52:00 a.m.

08:52:00 a.m.

08:47:00 a.m.

08:45:00 a.m.

Falla 08:44:00 A.M.

115 105 95 85 75 65 55 45 35 25 15

08:43:00 a.m.

Presión (bar)

La observación que hace GL, para este caso, es que la hora en que está indicada la falla es 8.44 Hrs. en el Reporte de OSINERG y el Sistema SCADA empezó a monitorear la caída de presión a las 8.53 Hrs., cabe aclarar que en las Inspecciones Físicas realizadas por GL se verificó el reloj del Sistema SCADA y este actualmente se encuentra a la hora correcta.

Hora Gráfica 4.8.5.11 – Falla en KP 8 + 800 del ducto de LGN - PLC-51111

Germanischer Lloyd Industrial Services GmbH, Business Segment Oil and Gas

387 / 428

Reporte No.: GLP/GLM/MEMP/726-07 Rev. 0 Fecha: 2007-10-10

También la RTU-10000, a través del Tag. VL01-PI50001-R, correspondiente a la Presión de la Válvula XV-50001, detectó la caída de presión en el ducto respectivo, ya que a partir de las 8:53 Hrs. del día 22 de Diciembre de 2004, se indicó la caída de presión, tal y como se observa en la siguiente gráfica, la cual fue creada a partir de la información que forma parte del Reporte entregado por el Sistema SCADA.

110 100 Presión (bar)

90 80 70 60 50 08:56:00 a.m.

08:56:00 a.m.

08:55:00 a.m.

08:55:00 a.m.

08:55:00 a.m.

08:55:00 a.m.

08:54:00 a.m.

08:54:00 a.m.

08:54:00 a.m.

08:53:00 a.m.

08:52:00 a.m.

08:50:00 a.m.

40

Hora Gráfica 4.8.5.12 – Falla en KP 8 + 800 del ducto de LGN - RTU-10000 FALLA No. 2 Fecha: 29/08/2005. Hora: 19.34 Hrs. Lugar: KP 220 + 650 del ducto de LGN. De acuerdo a los Datos proporcionados por la Compañía TGP, se puede deducir que para este caso el Comportamiento del Sistema SCADA fue “Aceptable” ya que debido a las características de la fuga, la cual se determinó como una “Pequeña Perdida” (goteo), por consecuencia esta fuga no se ve reflejada como una caída de presión en el ducto, tal y como lo monitoreo la PLC-53133, a través del Tag. PL03-PI53003-R, correspondiente a la Presión de Descarga de la Estación de Bombas 3, por lo que no se detectó la caída de presión en el ducto respectivo a partir de las 19:34 hrs. del día 29 de Agosto de 2005, que fue la hora aproximada en que se detectó la fuga, por lo que la presión se mantuvo, hasta que empezaron las reparaciones de la fuga, tal y como se observa en la siguiente gráfica, la cual fue creada a partir de la información que forma parte del Reporte entregado por el Sistema SCADA. En la misma gráfica se observa que a las 20.44 se empieza a abatir la presión, pero esto ya es debido a operaciones de sala de control, para iniciar la reparación de la fuga, tipo goteo.

Germanischer Lloyd Industrial Services GmbH, Business Segment Oil and Gas

388 / 428

08:15:00 p.m.

08:12:00 p.m.

08:09:00 p.m.

08:06:00 p.m.

08:03:00 p.m.

08:04:00 P.M.

08:00:00 p.m.

07:57:00 p.m.

07:54:00 p.m.

07:51:00 p.m.

07:48:00 p.m.

07:45:00 p.m.

07:42:00 p.m.

07:39:00 p.m.

07:36:00 p.m.

07:33:00 p.m.

07:30:00 p.m.

Falla 07:34:00 P.M.

90 85 80 75 70 65 60 55 50 45 40 07:27:00 p.m.

Presión (bar)

Reporte No.: GLP/GLM/MEMP/726-07 Rev. 0 Fecha: 2007-10-10

Hora

Gráfica 4.8.5.13 – Falla en KP 220 + 650 del ducto de LGN - PLC-53133 Tampoco la PLC-54004, a través del Tag. PL04-PI54004-R, correspondiente a la Presión de Entrada de la Estación de Bombas 4, detectó la caída de presión en el ducto respectivo a partir de las 19:34 hrs. del día 29 de Agosto de 2005, que fue la hora aproximada en que se detectó la fuga, por lo que la presión se mantuvo, tal y como se observa en la siguiente gráfica, la cual fue creada a partir de la información que forma parte del Reporte entregado por el Sistema SCADA.

14.5 14.0 13.0 Falla 07:34:00 P.M.

Presión (bar)

13.5 12.5 12.0 11.5 11.0

08:06:00 p.m.

08:06:00 p.m.

08:06:00 p.m.

08:05:00 p.m.

08:05:00 p.m.

08:05:00 p.m.

08:04:00 p.m.

08:04:00 p.m.

08:03:00 p.m.

08:02:00 p.m.

08:01:00 p.m.

07:00:00 p.m.

05:00:00 p.m.

03:00:00 p.m.

10.5

Hora

Gráfica 4.8.5.14 – Falla en KP 220 + 650 del ducto de LGN - PLC-54004 FALLA No. 3 Fecha: 16/09/2005. Hora: 00.16 Hrs. Lugar: KP 200 + 700 del ducto de LGN.

Germanischer Lloyd Industrial Services GmbH, Business Segment Oil and Gas

389 / 428

Reporte No.: GLP/GLM/MEMP/726-07 Rev. 0 Fecha: 2007-10-10

De acuerdo a los Datos proporcionados por la Compañía TGP, se puede deducir que para este caso el Comportamiento del Sistema SCADA fue “Aceptable” ya que la PLC-52002, a través del Tag. PL02-PI52003-R, correspondiente a la Presión de Descarga de la Estación de Bombas 2, detectó la caída de presión en el ducto respectivo, ya que a partir de las 00:18 Hrs. del día 16 de Septiembre de 2005, se indicó la caída de presión, tal y como se observa en la siguiente gráfica, la cual fue creada a partir de la información que forma parte del Reporte entregado por el Sistema SCADA. 105

95 90 85 80 75

Falla 12:16:00 A.M.

Presión (bar)

100

12:42:00 a.m.

12:40:00 a.m.

12:38:00 a.m.

12:36:00 a.m.

12:34:00 a.m.

12:32:00 a.m.

12:30:00 a.m.

12:28:00 a.m.

12:26:00 a.m.

12:24:00 a.m.

12:22:00 a.m.

12:20:00 a.m.

12:18:00 a.m.

12:16:00 a.m.

12:14:00 a.m.

70

Hora

Gráfica 4.8.5.15 – Falla en KP 200 + 700 del ducto de LGN.- PLC-52002 También la RTU-10004, a través del Tag. VL04-PI50004-R, correspondiente a la Presión de la Válvula XV-50004, detectó la caída de presión en el ducto respectivo, ya que a partir de las 00:17 Hrs. del día 16 de Septiembre de 2005, se indicó la caída de presión, tal y como se observa en la siguiente gráfica, la cual fue creada a partir de la información que forma parte del Reporte entregado por el Sistema SCADA. 150

140 Falla 12:16:00 A.M.

Presión (bar)

145

135 130 125

12:19:00 a.m.

12:19:00 a.m.

12:19:00 a.m.

12:18:00 a.m.

12:18:00 a.m.

12:18:00 a.m.

12:18:00 a.m.

12:18:00 a.m.

12:17:00 a.m.

12:17:00 a.m.

12:17:00 a.m.

12:17:00 a.m.

12:16:00 a.m.

11:00:00 p.m.

120

Hora

Gráfica 4.8.5.16 – Falla en KP 200 + 700 del ducto de LGN.- RTU-10004

Germanischer Lloyd Industrial Services GmbH, Business Segment Oil and Gas

390 / 428

Reporte No.: GLP/GLM/MEMP/726-07 Rev. 0 Fecha: 2007-10-10

También la RTU-10005, a través del Tag. VL05-PI50005-R, correspondiente a la Presión de la Válvula XV-50005, detectó la caída de presión en el ducto respectivo, ya que a partir de las 00:17 Hrs. del día 16 de Septiembre de 2005, se indicó la caída de presión, tal y como se observa en la siguiente gráfica, la cual fue creada a partir de la información que forma parte del Reporte entregado por el Sistema SCADA. 83 81 77 Falla 12:16:00 A.M.

Presión (bar)

79 75 73 71 69 67

12:19:00 a.m.

12:18:00 a.m.

12:18:00 a.m.

12:18:00 a.m.

12:18:00 a.m.

12:17:00 a.m.

12:17:00 a.m.

12:17:00 a.m.

12:17:00 a.m.

12:17:00 a.m.

12:16:00 a.m.

11:00:00 p.m.

65

Hora

Gráfica 4.8.5.17 – Falla en KP 200 + 700 del ducto de LGN - RTU-10005 También la RTU-10006, a través del Tag. VL06-PI50006-R, correspondiente a la Presión de la Válvula XV-50006, detectó la caída de presión en el ducto respectivo, ya que a partir de las 00:17 Hrs. del día 16 de Septiembre de 2005, se indicó la caída de presión, tal y como se observa en la siguiente gráfica, la cual fue creada a partir de la información que forma parte del Reporte entregado por el Sistema SCADA. 155

145 140

Falla 12:16:00 A.M.

Presión (bar)

150

135 130 125

12:18:00 a.m.

12:18:00 a.m.

12:17:00 a.m.

12:17:00 a.m.

12:17:00 a.m.

12:17:00 a.m.

12:16:00 a.m.

12:16:00 a.m.

12:16:00 a.m.

12:15:00 a.m.

11:00:00 p.m.

120

Hora

Gráfica 4.8.5.18 – Falla en KP 200 + 700 del ducto de LGN - RTU-10006

Germanischer Lloyd Industrial Services GmbH, Business Segment Oil and Gas

391 / 428

Reporte No.: GLP/GLM/MEMP/726-07 Rev. 0 Fecha: 2007-10-10

Analizando el comportamiento de la Presión correspondiente a la Válvula XV-50006, la cual se encuentra ubicada en el Km. 180 + 319 del poliducto, en base a los datos suministrados por el Sistema SCADA, GL determina que no en todos los puntos la variación de la presión es en la misma proporción, debido al relieve del terreno en que se encuentran instaladas las válvulas y en este caso en especial se puede concluir que la fuga es detectada por el Sistema SCADA, ya que se tiene una caída de presión a las 00:16 Hrs. del 16 de septiembre de 2005 y a las 00:17 Hrs. del mismo día, se presenta un incremento de la presión, debido a la columna existente “Aguas Abajo”, por la ubicación de esta válvula, el relieve del terreno en que se encuentra instalada esta válvula se muestra a continuación, para tener un mejor entendimiento de esta conclusión:

Gráfica 4.8.5.19 – Ubicación de la válvula Y la PLC-53133, a través del Tag. PL03-PI53002-R, correspondiente a la Presión de Entrada a la Estación de Bombas PS-3, detectó la caída de presión en el ducto respectivo, ya que a partir de las 00:17 Hrs. del día 16 de Septiembre de 2005, se indicó la caída de presión, tal y como se observa en la siguiente gráfica, la cual fue creada a partir de la información que forma parte del Reporte entregado por el Sistema SCADA. 10 9 7 6 5 4 3

Falla 12:16:00 A.M.

Presión (bar)

8

12:33:00 a.m.

12:31:00 a.m.

12:29:00 a.m.

12:27:00 a.m.

12:25:00 a.m.

12:23:00 a.m.

12:21:00 a.m.

12:19:00 a.m.

12:17:00 a.m.

12:15:00 a.m.

2

Hora

Gráfica 4.8.5.20 – Falla en KP 200 + 700 del ducto de LGN - PLC-53133 FALLA No. 4

Germanischer Lloyd Industrial Services GmbH, Business Segment Oil and Gas

392 / 428

Reporte No.: GLP/GLM/MEMP/726-07 Rev. 0 Fecha: 2007-10-10

Fecha: 24/11/2005 Hora: 04.55 Hrs. Lugar: KP 50 + 900 del ducto de LGN. De acuerdo a los Datos proporcionados por la Compañía TGP, se puede deducir que para este caso el Comportamiento del Sistema SCADA fue “Aceptable” ya que la PLC-51111, a través del Tag. PL01-PI51008-R, correspondiente a la Presión de Descarga de la Estación de Bombas 1, detectó la caída de presión en el ducto respectivo, ya que a partir de las 05:03 hrs. del día 24 de Noviembre de 2005, se indicó la caída de presión, tal y como se observa en la siguiente gráfica, la cual fue creada a partir de la información que forma parte del Reporte entregado por el Sistema SCADA. La observación que hace GL para este caso es que la hora en que esta indicada la falla es 4.55 Hrs. en el Reporte de de la Compañía COGA y el Sistema SCADA empezó a monitorear la caída de presión a las 5.03 Hrs., cabe aclarar que en las Inspecciones Físicas realizadas por GL se verificó el reloj del Sistema SCADA y éste actualmente se encuentra a la hora correcta.

105 100 Falla 04:55:00 A.M.

Presió n (b ar)

95 90 85 80 75 70 05:07:00 a.m .

05:07:00 a.m .

05:06:00 a.m .

05:06:00 a.m .

05:05:00 a.m .

05:05:00 a.m .

05:05:00 a.m .

05:04:00 a.m .

05:04:00 a.m .

05:03:00 a.m .

05:03:00 a.m .

05:01:00 a.m .

04:54:00 a.m .

65

Hora Gráfica 4.8.5.21 – Falla en KP 50 + 900 del ducto de LGN - PLC-51111 También la RTU-10000, a través del Tag. VL01-PI51001-R, correspondiente a la Presión de la Válvula XV-50001, detectó la caída de presión en el ducto respectivo, ya que a partir de las 05:03 Hrs. del día 24 de Noviembre de 2005, se indicó la caída de presión, tal y como se observa en la siguiente gráfica, la cual fue creada a partir de la información que forma parte del Reporte entregado por el Sistema SCADA.

Germanischer Lloyd Industrial Services GmbH, Business Segment Oil and Gas

393 / 428

05:18:00 a.m.

05:17:00 a.m.

05:14:00 a.m.

05:14:00 a.m.

05:13:00 a.m.

05:11:00 a.m.

05:09:00 a.m.

05:04:00 a.m.

05:03:00 a.m.

05:03:00 a.m.

05:02:00 a.m.

04:55:00 a.m.

04:52:00 a.m.

Falla 04:55:00 A.M.

100 99 98 97 96 95 94 93 92 91 90 04:00:00 a.m.

Presión (bar)

Reporte No.: GLP/GLM/MEMP/726-07 Rev. 0 Fecha: 2007-10-10

Hora

Gráfica 4.8.5.22 – Falla en KP 50 + 900 del ducto de LGN - RTU-10000 También la RTU-10001, a través del Tag. VL02-PI50002-R, correspondiente a la Presión de la Válvula XV-50002, detectó la caída de presión en el ducto respectivo, ya que a partir de las 05:04 Hrs. del día 24 de Noviembre de 2005, se indicó la caída de presión, tal y como se observa en la siguiente gráfica, la cual fue creada a partir de la información que forma parte del Reporte entregado por el Sistema SCADA. 82 81 79 78

05:04:00 A.M.

Presión (bar)

80

77 76 75

05:28:00 a.m.

05:26:00 a.m.

05:24:00 a.m.

05:22:00 a.m.

05:20:00 a.m.

05:18:00 a.m.

05:16:00 a.m.

05:14:00 a.m.

05:12:00 a.m.

05:10:00 a.m.

05:08:00 a.m.

05:06:00 a.m.

05:04:00 a.m.

05:02:00 a.m.

05:00:00 a.m.

04:58:00 a.m.

74

Hora

Gráfica 4.8.5.23 – Falla en KP 50 + 900 del ducto de LGN - RTU-10001 Analizando el comportamiento de la Presión correspondiente a la Válvula XV-50002, la cual se encuentra ubicada en el Km. 44 + 957 del poliducto, en base a los datos suministrados por el Sistema SCADA, GL determina que no en todos los puntos la variación de la presión es en la misma proporción, debido al relieve del terreno en que se encuentran instaladas las válvulas y en este caso en especial se puede concluir que la fuga es detectada por el Sistema SCADA, ya que se tiene una caída de presión a las 05:04 Hrs. del 24 de noviembre de 2005 y a las 05:06 Hrs. del mismo

Germanischer Lloyd Industrial Services GmbH, Business Segment Oil and Gas

394 / 428

Reporte No.: GLP/GLM/MEMP/726-07 Rev. 0 Fecha: 2007-10-10

día, se presenta un incremento de la presión, debido a la columna existente “Aguas Abajo”, por la ubicación de esta válvula. FALLA No. 5 Fecha: 04/03/2006 Hora: 15.27 Hrs. Lugar: KP 126 del ducto de LGN.

03:48:00 p.m .

03:46:00 p.m .

03:44:00 p.m .

03:42:00 p.m .

03:39:00 p.m .

03:36:00 p.m .

03:33:00 p.m .

03:32:00 p.m .

03:30:00 p.m .

03:29:00 p.m .

03:29:00 p.m .

03:28:00 p.m .

03:27:00 p.m .

03:27:00 p.m .

03:11:00 p.m .

03:02:00 p.m .

Falla 03:27:00 P.M.

115 105 95 85 75 65 55 45 35 25 15 02:57:00 p.m .

Presió n (b ar)

De acuerdo a los Datos proporcionados por la Compañía TGP, se puede deducir que para este caso el Comportamiento del Sistema SCADA fue “Aceptable” ya que la PLC-52002, a través del Tag. PL02-PI52003-R, correspondiente a la Presión de Descarga de la Estación de Bombas 2, detectó la caída de presión en el ducto respectivo, ya que a partir de las 15:27 hrs. del día 04 de Marzo de 2006, se indicó la caída de presión, tal y como se observa en la siguiente gráfica, la cual fue creada a partir de la información que forma parte del Reporte entregado por el Sistema SCADA.

Hora Gráfica 4.8.5.24 – Falla en KP 126 del ducto de LGN - PLC-52002 También la RTU-10004, a través del Tag. VL04-PI50004-R, correspondiente a la Presión de Línea XV-50004, detectó la caída de presión en el ducto respectivo, ya que a partir de las 15:27 Hrs. del día 04 de Marzo de 2006, se indicó la caída de presión, tal y como se observa en la siguiente gráfica, la cual fue creada a partir de la información que forma parte del Reporte entregado por el Sistema SCADA.

Germanischer Lloyd Industrial Services GmbH, Business Segment Oil and Gas

395 / 428

03:30:00 p.m.

03:30:00 p.m.

03:29:00 p.m.

03:29:00 p.m.

03:29:00 p.m.

03:28:00 p.m.

03:28:00 p.m.

03:28:00 p.m.

03:27:00 p.m.

03:27:00 p.m.

03:27:00 p.m.

03:24:00 p.m.

03:07:00 p.m.

Falla 03:27:00 P.M.

160 150 140 130 120 110 100 90 80 70 60 03:00:00 p.m.

Presión (bar)

Reporte No.: GLP/GLM/MEMP/726-07 Rev. 0 Fecha: 2007-10-10

Hora

Gráfica 4.8.5.25 – Falla en KP 126 del ducto de LGN - RTU-10004

03:31:00 p.m.

03:30:00 p.m.

03:30:00 p.m.

03:30:00 p.m.

03:29:00 p.m.

03:28:00 p.m.

03:28:00 p.m.

03:28:00 p.m.

03:27:00 p.m.

03:27:00 p.m.

03:20:00 p.m.

03:05:00 p.m.

Falla 03:27:00 P.M.

100 90 80 70 60 50 40 30 20 10 0 03:00:00 p.m.

Presión (bar)

También la RTU-10005, a través del Tag. VL05-PI50005-R, correspondiente a la Presión de Línea XV-50005, detectó la caída de presión en el ducto respectivo, ya que a partir de las 15:27 Hrs. del día 04 de Marzo de 2006, se indicó la caída de presión, tal y como se observa en la siguiente gráfica, la cual fue creada a partir de la información que forma parte del Reporte entregado por el Sistema SCADA.

Hora

Gráfica 4.8.5.26 – Falla en KP 126 del ducto de LGN - RTU-10005

4.8.6.- Precauciones que hubieran podido prevenir los Incidentes Cinco de los seis accidentes fueron finalmente causados por peligros geotécnicos, en combinación con especificaciones de soldadura que permitieron soldaduras con menor resistencia que el material base, la calidad general de las soldaduras (reparaciones) y posibles incidentes durante la construcción, los cuales

Germanischer Lloyd Industrial Services GmbH, Business Segment Oil and Gas

396 / 428

Reporte No.: GLP/GLM/MEMP/726-07 Rev. 0 Fecha: 2007-10-10

fueron factores que iniciaron y/o contribuyeron en las fallas. Para evitar esto, algunas precauciones podrían haber sido aplicadas durante las fases de diseño y construcción y otras durante la fase de operación. a) Fase de diseño y construcción 1. Confiable y minuciosa identificación de activos deslizamientos y otras áreas de peligros geotécnicos, por ejemplo deslaves de ríos, para seleccionar la ruta de la tubería de tal forma que se evite a ellos o si esto no es posible diseñar la tubería de tal forma que pueda tener una mayor capacidad para resistir cargas adicionales. Esto podría ser a través de un espesor de pared mayor y soldaduras con mayores propiedades al material base. 2. Usar especificaciones de soldadura que produzcan soldaduras con mejores propiedades, de tal forma que la tubería pueda soportar mayores deformaciones (“strain based design”). 3. Mejorar el aseguramiento de la calidad y control de los procesos de soldadura 4. Obtener la actual posición del centro de la línea de ambos ductos directamente después de iniciadas las operaciones (obtención de la “línea base”), para tener una referencia para futuras mediciones que permitirían determinar los desplazamientos de la tubería en tres dimensiones. Ver también recomendación No. 3 más abajo. b) Fase de operación 1. Implementar las recomendaciones 1 a 4 que siguen 2. Instalar y permanentemente monitorear calibradores de esfuerzos en lugares críticos, como ha sido realizado alrededor del KP 125. Estas mediciones deben ser evaluadas críticamente, dado que ellas sólo miden ciertos puntos y el actual esfuerzo entre esos lugares puede ser mucho más alto, como pasó en el caso del sexto incidente. 3. Instalar y permanentemente monitorear otros accesorios convenientes que midan movimientos de tierra. 4. Estabilizar activos deslizamientos y otras zonas de peligro geotécnico 5. Reevaluar la máxima profundidad esperada de deslaves de ríos para confirmar que los 2 m de enterrado según diseño son suficientes. 6. Hacer una simulación numérica del comportamiento de los ductos como lo hicimos para un ejemplo en un punto anterior de esta sección. 7. Como ya se mencionó en una sección anterior, se podría incrementar la efectividad del programa de monitoreo de peligros geotécnicos con las siguientes medidas: a. Extender la vigilancia del especialista para que abarque todo el año. Esto debido a que las bases de datos internacionales de incidentes por deslizamientos de tierra indican que una parte significativa de las roturas han ocurrido fuera de la “estación de lluvias”. b. Emplear equipos de vigilancia en la Sierra sobre todo después de terremotos fuertes y en períodos de lluvia o derretimiento de glaciares; c. Vigilancia a distancia (aérea) y monitoreo en tierra de la actividad de los deslizamientos de tierra apartados del derecho de vía para poder proporcionar avisos anticipados de huaycos potenciales y actividad de flujos de detritos dentro del área de captación; d. Establecer una correlación entre la intensidad de las precipitaciones pluviales y la actividad de deslizamiento de tierra, especialmente en la Selva. Por ejemplo, podría ser práctico identificar un umbral mínimo de lluvias que corresponde a un nivel de lluvia promedio diaria, bajo el cual no se ha registrado ninguna actividad de deslizamiento de tierra y encima del cual puede ocurrir actividad bajo ciertas Germanischer Lloyd Industrial Services GmbH, Business Segment Oil and Gas

397 / 428

Reporte No.: GLP/GLM/MEMP/726-07 Rev. 0 Fecha: 2007-10-10

condiciones. Un umbral máximo puede ser definido como la precipitación pluvial encima de la cual siempre ocurren deslizamientos de tierra. Esto ayudaría en la predicción de deslizamientos de tierra; y e. El monitoreo de los cruces de río y de la erosión de las riberas de los canales debería ser incorporado al programa de monitoreo.

4.8.7.- Conclusiones El ducto de LGN ha experimentado 6 incidentes desde que empezó a funcionar en agosto del 2004. La causa final de estos incidentes estuvo relacionada, en cinco casos, con peligros geológicos, geotécnicos e

hidrológicos; es decir, tres casos se han visto favorecidos, al momento de la falla, con la presencia de cargas externas debido a deslizamientos de tierra, mientras que las causas iniciales, de acuerdo a las investigaciones de laboratorio, parecen estar relacionadas con daño durante la construcción y problemas de soldadura El hecho de que el ducto de GN fue construido meses después del de LGN puede haber afectado el ducto de LGN, por cargas adicionales del equipo pesado de construcción y otros acontecimientos relacionados con la construcción, especialmente en zonas con un estrecho derecho de vía, por lo que, estas

cargas adicionales pudieron generar la primera formación de las finas indicaciones de grietas

TGP y sus contratistas y consultores han hecho una labor recomendable en cuanto a la forma en que reaccionaron ante los incidentes en el ducto y restauraron el servicio en corto tiempo, bajo el concepto de realizar la reparación. Las acciones y la administración en caso de emergencia se encontraron que estaban en orden. Sin embargo, la necesidad de hacer lo más práctico, dadas las circunstancias, puede haber afectado la recolección de datos suficientes para evaluar completamente la causa primaria de los incidentes y para que se convierta en un factor de control de las medidas correctivas tomadas. Por ejemplo, en el KP 200+750, el primer intento para atenuar la situación fracasó debido al error de no reconocer la causa primaria de la falla mecánica (falla por asentamiento profundo de material coluvial de la ladera). En forma similar, en el KP 50 + 900, la altura escogida del cruce con puente aéreo estaba basada solamente en la altura de la inundación observada para ese fenómeno en particular, antes que en un pronóstico bien fundamentado del nivel máximo de inundación que se podría experimentar durante la vida del ducto. La investigación de los incidentes, de las cinco primeras fallas, estuvo restringida principalmente a un examen metalúrgico. Dada la necesidad de determinar la capacidad de comportamiento del ducto bajo deformaciones elevadas, con respecto a situaciones de deslizamiento de tierra futuras que podrían surgir, habría sido muy valioso determinar concluyentemente, por medio de simulación numérica, los niveles de deformación de tensión alcanzados en el momento de la rotura y llevar a cabo ensayos de placa ancha (wide plate) de las soldaduras circunferenciales del ducto, retiradas de la zona de la falla mecánica, en un intento para determinar la resistencia final de la soldadura en comparación a la resistencia del material del ducto. La prueba de placa ancha (wide plate) es preferida sobre la prueba de cupón de tensión debido a que provee una indicación del promedio de resistencia sobre una muestra más ancha conteniendo fallas naturales o artificiales introducidas para propósitos de evaluación. En ninguno de los incidentes se llevó a cabo un análisis de causa raíz. Luego de la entrega de documentación en el período de extensión, TGP informó que actualmente vienen realizando estudios de análisis de causa raíz de 3 incidentes. Ver Hallazgo No: CAM/GEO/HENG-NYMAN/1/001

Se encontró que eran suficientes las actividades y procedimientos de reparación de las secciones dañadas del ducto; sin embargo, en el caso del orificio de fuga en KP 222+500, pasó casi un año

Germanischer Lloyd Industrial Services GmbH, Business Segment Oil and Gas

398 / 428

Reporte No.: GLP/GLM/MEMP/726-07 Rev. 0 Fecha: 2007-10-10

antes de que se llevara a cabo la reparación definitiva. Las medidas geotécnicas tomadas para estabilizar el ducto no siempre fueron suficientes, como se mencionó anteriormente. Se debería haber realizado una evaluación / simulación del comportamiento del ducto en todos los casos de incidentes relacionados con peligros geológicos para desarrollar un entendimiento de lo que puede soportar realmente el ducto de LGN y de esa manera poder evaluar la criticidad de los movimientos de suelo y tomar medidas preventivas. Las precauciones y recomendaciones aquí propuestas deberán de ser tomadas en cuenta e implementadas lo antes posible para reducir el riesgo de futuros incidentes.

4.8.8.- Recomendaciones 1. Desarrollar e implementar un procedimiento exhaustivo de informes e investigación de incidentes para recolectar y registrar toda la información relevante y para llevar a cabo todos los análisis necesarios que determinarían la causa primaria y cubrirían todos los aspectos de un incidente en particular. 2. Llevar a cabo simulaciones numéricas de todos los incidentes que comprendieron deslizamientos de tierra utilizando programas de elementos finitos no lineales, para entender qué valores de esfuerzo de deformación plástica puede soportar el ducto. 3. Obtener la posición real del eje del ducto de LGN a partir de corridas de la herramienta de giroscopio. Se nos informó que, actualmente, los informes finales todavía no han sido emitidos debido a discrepancias en las coordenadas. Esto permitirá establecer claramente el desplazamiento del ducto causado por fenómenos de peligro geológico. Obtener la posición real del eje del ducto de GN lo antes posible. 4. Realizar una ILI con una herramienta adecuada y probada para confirmar la ausencia de grietas y defectos tipo grieta.

4.8.9.- Incidente del 02 de Abril del 2007 Durante el período de la realización de la Auditoría Integral de los Sistemas de Transporte del Proyecto Camisea, específicamente sobre la fecha del 02 de Abril, se reporta una condición de fuga sobre el mismo ducto de LGN, en las primeras referencias de la fuga se dice que su detección se debió a la realización de actividades de inspección sobre una indicación detectada por el equipo instrumentado, lo cual derivó en la realización de una orden de trabajo de excavación y, al momento, de estar realizando dicha actividad, en una etapa inicial de la excavación se empezó a observar un burbujeo, razón por la que la cuadrilla de trabajo suspendió sus actividades programadas y se informó al Cuarto de Control de Lurin, para que se fueran tomando las acciones y medidas necesarias. A raíz de lo anterior, se solicitó al grupo auditor interviniera en el mismo y emitiera sus puntos de vista al respecto, por lo que, en base a ello, se genera el presente complemento como un reporte de dicho incidente, de acuerdo con lo requerido por el MEM del Perú.

4.8.9.1.- Antecedentes El pasado 2 de Abril del 2007, se iniciaron las actividades de excavación en el KP 125+487 para verificar una anomalía recientemente detectada mediante un equipo inteligente en el ducto de LGN de 14”Ø. En el lugar se

Germanischer Lloyd Industrial Services GmbH, Business Segment Oil and Gas

399 / 428

Reporte No.: GLP/GLM/MEMP/726-07 Rev. 0 Fecha: 2007-10-10

detectó la presencia de producto de LGN durante las actividades de excavación, por lo que fueron detenidas la continuidad de dichas actividades inmediatamente informando del evento al Cuarto de Control en Lurin. El personal del Cuarto de Control de Lurín fue informado de la situación, procediendo inmediatamente al cierre del sistema de LGN y al aislamiento del tramo afectado de la línea. Una vez direccionadas las acciones relacionadas con los posibles problemas de salud, seguridad y protección ambiental, se procedió a continuar con la excavación de de la sección dañada del LGN (Foto A.9 del Anexo V). A la vez, se fueron realizando actividades alternas como la instalación temporal de válvulas de seccionamiento y sistemas arrestadores de flama, así como actividades relacionadas con la mitigación e impacto en el sitio. Al tener la situación controlada se continuó con las actividades de reparación, la sección de tubería afectada fue removida, limpiada e inspeccionada. Las fotografías tomadas del tramo de tubería afectada después de la limpieza (Foto A.12 del Anexo V), muestran y confirman un clásico caso de arrugado/pandeado compresivo (wrinkling/buckling), bajo combinaciones de cargas axiales y de doblado (que se describen más adelante).

4.8.9.2.- Visita realizada por el personal técnico de GLO al sitio reportado por la empresa TGP El día 2007-04-05, el personal técnico de GL se trasladó al KP 125+487, del Sistema de Transporte de LGN, en sitio se estuvo en contacto con el personal del MEM, personal de la Compañía TECHINT y personal de la Compañía COGA. El motivo de la visita fue el verificar la afectación del ducto en el KP 125+487 y documentar las actividades relacionadas con las medidas correctivas. De acuerdo con los antecedentes, en el sitio se estaba realizando la verificación o inspección programada de dos indicaciones detectadas por el equipo instrumentado, una de ellas corresponde a una arruga, la cual se refiere como el sitio del burbujeo, y la otra a una posible indicación en una soldadura circunferencial; la primera, según el reporte facilitado a GL de la corrida y evaluación de las indicaciones detectadas, elaborado por TUBOSCOPE, empresa dedicada a la “Inspección en Línea” de ductos de transporte mediante la aplicación de equipos inteligentes, se ubicaba en la distancia odométrica referida del reporte como cota 17108.475 y la segunda en la cota 17137.619, en esos sitios, el material instalado corresponde a: • • • • •

Especificación: API 5L X-70 Espesor: 0.375” (9.525 mm) corresponde a toda la sección identificada en la construcción como juntas del Km 119/XX Servicio: Líquidos de Gas Natural Tramo: Ubicado entre las estaciones de bombeo PS2 y PS3 KP de la posible fuga: 125+500

Durante la visita se pudieron observar las actividades que se habían y venían realizando de manera preventiva, las cuales consistieron en: • • • • •

La excavación primaria del punto identificado por la corrida de inspección La suspensión de la actividad como consecuencia de la presencia de un “burbujeo” en el sitio de la excavación, dando lugar a la comunicación del evento y desarrollar las actividades subsecuentes La preparación y aplicación de un Plan de Contingencias La excavación de otros puntos aledaños, para ubicación de las soldaduras cercanas a la sección del burbujeo La excavación de las secciones en donde se determinó la colocación de los preparativos de “hot taps”, para el aislamiento de la posible falla

Germanischer Lloyd Industrial Services GmbH, Business Segment Oil and Gas

400 / 428

Reporte No.: GLP/GLM/MEMP/726-07 Rev. 0 Fecha: 2007-10-10

• • • •

Los trabajos preventivos de derrame, con la colocación de sistemas absorbentes y tanques de almacenamiento rápido Adecuación de canales para dirigir las caídas de agua naturales sobre las laderas en la zona detectada del burbujeo, mediante el empleo de costales Los preparativos para la instalación de los sistemas de extracción de producto a tanques acumuladores y de gases a quemadores La utilización de extintores portátiles, con etiquetas de vigentes en su recarga de producto

Como parte de la verificación de GL, se pudo apreciar el punto de la excavación de la posible falla, corroborando la existencia de un burbujeo aislado por intervalos de tiempos muy cortos (segundos entre uno y otro), sin que se pudiera apreciar la tubería debido a que la excavación contenía un nivel de agua que no permitía visualizar la misma. El sistema se encontraba parado. Adicionalmente se pudo apreciar el trabajo ya realizado de la instalación de una de las “Tees” envolventes para el “hot tap”, la cual corresponde a la que quedaría ubicada aguas arriba, en la misma ya se habían realizado las soldaduras longitudinales y su inspección mediante la técnica de líquidos penetrantes, así como el trabajo por iniciar de la primera soldadura circular, observando el inicio del precalentamiento en la zona mediante el empleo de 4 sopletes multiflama a base de gas. Observando de manera breve el procedimiento de soldadura a aplicar, el cual indicaba la utilización de electrodos E7018, según la identificación de AWS, mismos que estaban siendo recibidos en el empaque original de fabricación y de los cuales se iba a tener el control en su manejo, con el objeto de evitar la absorción de humedad y el control en su aplicación, la secuencia de la aplicación de la soldadura, como primera fase, era la de aplicar un recubrimiento superficial sobre el tubo, a manera de “enmantequillado”, para controlar y minimizar problemas de fisuras en el material base del tubo. Techint informó que ya habían inspeccionado con UT el área. Por otra parte, se tuvo una conversación breve con el representante de OSINERG en el área de Impacto Ambiental, el Ing. Abelardo Ortiz, relativa a las actividades previas que hasta ese momento se venían realizando como prevención a un posible derrame de producto, coincidiendo en que se estaban tomando las acciones necesarias y que el plan de contingencias debería contemplar las subsecuentes fases o acciones a seguir aplicando. Debido a que no se tuvo la oportunidad de permanecer más tiempo en sitio, como consecuencia de no contar con más sitios para hospedaje, se limitó la presencia de GL a esta única visita y permanencia en el lugar de una jornada. Para continuar con las actividades de auditoría, particularmente en lo referente al incidente del KP 125+487, GL solicitó a TGP la siguiente información: • • • • • • •

Orden de trabajo de inspección en función de los resultados del equipo instrumentado Procedimientos de excavación y subsecuentes, considerando el burbujeo detectado hasta la liberación de la sección para su restauración Informe de actividades al iniciar la excavación del punto de inspección, según la orden de trabajo, con las acciones que se fueron tomando a partir de ese momento Plan de Contingencias general y/o específico al momento de detectar la presencia del burbujeo Procedimientos de inspección aplicables (IV, LP, UT, etc., los que apliquen), calificación de los técnicos de inspección mediante PND Procedimientos de soldadura, tanto para la instalación de los “hot taps” y accesorios como para las juntas a realizar en la sustitución de la sección dañada, registros de calificación de soldadores Permisos de trabajo, de acuerdo con la condición de riesgo existente

Germanischer Lloyd Industrial Services GmbH, Business Segment Oil and Gas

401 / 428

Reporte No.: GLP/GLM/MEMP/726-07 Rev. 0 Fecha: 2007-10-10

• •

Reporte y registro de la configuración de la curva requerida para la sustitución del tramo Certificado de calidad del tubo empleado, alguna fotografía de su extensilado interno o identificación de la colada de fabricación del tubo • Registro de la prueba hidrostática realizada • Certificados de equipos y materiales a instalar y usar durante el proceso • Reportes diarios de actividades, incluyendo las actividades previas, desde la realización de las medidas preventivas hasta la conclusión de la rehabilitación • Reportes y registros de las actividades de inspección por PND • Registros de los indicadores de deformación del sitio (SG), • Registros de parámetros de operación del sistema SCADA, desde el día de la excavación hasta la fecha de restauración del sistema. Las fotografías que se tomaron durante esta visita se encuentran en al Anexo V.

4.8.9.3.- Participación en la Inspección Visual y con Partículas Magnéticas del tramo del ducto fallado en el KP 125+487, en las instalaciones de City Gate de la empresa TGP En respuesta a la solicitud (oficio N° 525-2007-EM/DGH), del MEM, el personal Técnico de GL se presentó el día 2007-04-25, en el centro de operaciones de TGP, para dar cumplimiento al punto 3 inciso c, del protocolo denominado “Lineamientos para el Retiro del Tramo de la Tubería Fallada”. Para cumplir con el protocolo mencionado, el personal Técnico de GL asistió al sitio para verificar las pruebas no destructivas (PND), de inspección visual e inspección mediante la técnica de partículas magnéticas, del tramo de la tubería del ducto de Líquidos de Gas Natural del Proyecto Camisea, correspondiente al KP 125+487, extraído el pasado 5 de Abril, debido a la detección y ubicación de una deformación del material de la tubería (tipo arruga), en dicho punto. En el sitio se dieron cita personal del MEM, TGP, Compañía TECHINT, Compañía COGA, Compañía Full Quality, Compañía Inspect Weld y un Notario. El personal participante se trasladó al almacén de la compañía COGA, lugar en donde se encontraba el tramo de tubería de interés. La tubería se encontraba cubierta, por lo que personal de TECHINT, desprendió las envolturas que cubrían la misma. Una vez descubierto el tramo de tubería, se observó lo siguiente: •

• •

•

El tramo de tubería de aproximadamente 3 m de longitud y de 14” de diámetro nominal, presenta una deformación muy pronunciada en la parte central de la sección en forma de arruga, provocando un doblez de unos 30° con respecto a los ejes de los extremos del tubo. En el cuerpo del tubo se ve escrito el kilometraje correspondiente KP 125+487 y el sentido del flujo del producto. El tubo presenta el recubrimiento mecánico-anticorrosivo (tricapa), en buen estado general, excepto en la cresta de la arruga y en los bordes del tubo. En la arruga se observa un agrietamiento y/o desprendimiento del recubrimiento de 1 cm de ancho y 15 cm de largo aproximadamente. A través del desprendimiento del recubrimiento, se aprecia una grieta considerable en la superficie del tubo. Esta condición fue confirmada posteriormente.

Germanischer Lloyd Industrial Services GmbH, Business Segment Oil and Gas

402 / 428

Reporte No.: GLP/GLM/MEMP/726-07 Rev. 0 Fecha: 2007-10-10

•

• •

La longitud y el espesor del tubo se midió con un flexómetro, dando como resultado una longitud de 3.13m y un espesor de 11.5mm; para este último valor, que no fue realizado con un instrumento de precisión y que presentaba en la sección medida abultamiento por el corte, se considera que corresponde a un espesor de 0.375” (9.5mm), el cual es el nominal reportado en este Km. Así mismo, se midió con un flexómetro, las dimensiones de la arruga, dando una altura de hasta 5 cm con un ancho de 7.5 cm. Se aprecia que los extremos de la tubería no son rectos, ya que presentan una ligera curvatura con cierre orientado hacia la arruga presentada.

Una vez realizadas las observaciones anteriores, el personal de Techint procedió a retirar el recubrimiento mecánico-anticorrosivo en la circunferencia del tubo y a lo largo de 12.5 cm (5”), a cada lado de la arruga. La limpieza anterior se realizó con el fin de inspeccionar mediante pruebas no destructivas (PND), como son la inspección visual y de partículas magnéticas secas, lo cual fue realizado por la compañía Full Quality e Inspect Weld. De acuerdo a la inspección realizada, se detectaron varias grietas, ubicadas en la cresta y en la base de la arruga, las cuales fueron impresas mediante cinta adhesiva transparente. Las dimensiones de las grietas fueron considerables, de 30 cm aproximadamente en la cresta de la arruga, además de otras de dimensiones menores al final de esta grieta, y de 60 cm en la base de la misma. Posteriormente y como cumplimiento del punto 4 del protocolo, se procedió a cortar un tramo de tubería de 40 cm del extremo Aguas Arriba y a empaquetar las piezas para su almacenamiento y manejo, para pruebas futuras. Por último se levantó un acta notariada de los acontecimientos realizados en la jornada. De acuerdo a lo observado durante esta la visita realizada a TGP, se concluye lo siguiente: • • •

•

El tramo de tubería, según referencias, perteneció a una curva instalada en la línea regular. La deformación o arruga del tubo es de dimensiones considerables. Aun con las grietas presentadas en el tubo, se puede considerar como dúctil el comportamiento del material de la tubería, sin embargo la mejor forma confirmarlo es mediante pruebas mecánicas de laboratorio. De acuerdo a la información obtenida con respecto a la configuración y perfil de la tubería y otros factores indicados por el personal involucrado en la extracción del tramo, muy probablemente la deformación (arruga), se debió al peso de la tubería en su extensión del ducto Aguas Abajo, ya que dicha sección se eleva hasta 90 m a lo largo de 450 m de tubería, generando un gran peso sobre la zona de la deformación, además de una restricción de movimiento del lado aguas abajo.

4.8.9.4.- Análisis de la documentación proporcionada por la empresa TGP y cualquier otra documentación relacionada con el incidente. En respuesta a la solicitud de GL, en cuanto a los requerimientos documentales necesarios para el seguimiento de la auditoría, particularmente en el caso del incidente del KP 125+487, la compañía TGP entregó la siguiente documentación:

Germanischer Lloyd Industrial Services GmbH, Business Segment Oil and Gas

403 / 428

Reporte No.: GLP/GLM/MEMP/726-07 Rev. 0 Fecha: 2007-10-10

• • • • • • • • • • • • •

Orden de trabajo de inspección en sitio Procedimiento de excavación de anomalía Secuencia de actividades de evaluación y reparación Plan de contingencias general o específico Procedimiento de inspección aplicable Procedimientos de soldadura Reporte y Registro de configuración de curva de reemplazo Certificado de calidad de tubo empleado en la sustitución del tramo afectado Registro de Prueba Hidrostática del tramo nuevo Certificados de equipos y materiales empleados Reporte diario de actividades Reporte y registros de actividades de inspección de pruebas no destructivas Indicadores de deformación (Strain Gage (SG)). o Registro de los indicadores de deformación SG, del sitio o Características de los SG o Instructivo para el registro de lecturas SG o Instructivo para el monitoreo, evaluación, intervención y remediación de problemas geotécnicos.

La información anterior fue analizada por el personal de GL. A continuación se indican los comentarios a la revisión de los documentos mencionados y se emiten conclusiones particulares en aquellos que fueron meritorios: a) Orden de trabajo de inspección en sitio La documentación entregada por TGP correspondiente a este punto, es un reporte de Salida de Servicio, donde se indica: • • • • • •

La necesidad de realizar una inspección, tomando como base la detección de un defecto mediante un pig inercial. Los responsables y las diferentes actividades que se deben realizar Los procedimientos requeridos La descripción de las actividades previas, físicas durante los trabajos a realizarse y finales. Otras actividades de comunicación y control, así como acciones ambientales y de seguridad industrial y en caso de contingencias Una hoja de excavación como Anexo.

Comentarios: La orden de trabajo de inspección en sitio o reporte de Salida de Servicio; cuenta con suficiente información para la realización de las actividades correspondientes a la inspección de la indicación detectada. En cuanto a los trabajos físicos, son mencionados de manera general, sin embargo hace referencia a procedimientos particulares para cada actividad. b) Procedimiento de excavación de anomalía

Germanischer Lloyd Industrial Services GmbH, Business Segment Oil and Gas

404 / 428

Reporte No.: GLP/GLM/MEMP/726-07 Rev. 0 Fecha: 2007-10-10

La compañía TGP, entregó el procedimiento de “Excavación”, 01 SR PR 003; en el cual se describen las instrucciones que se deben seguir para llevar a cabo la excavación de la zanja para descubrir tubería enterrada, tomando en cuenta las actividades previas, las actividades de excavación y las de seguridad. Además del procedimiento de excavación, la compañía TGP entregó a GL, los procedimientos de “Detección de Pérdidas de Fluidos en Instalaciones”, 01 SR PR 005; “Puesta en Marcha Ducto LGN luego de Intervención en Pk 125”, 01 TR PR 5016 y Reducción Perfil de Presión tramo PS2-PS3. Este punto también incluye un esquema de reparación de la línea de LGN de 14”Ø, en el KP 125+487; en el cual se describe esquemáticamente la colocación de los arreglos necesarios para el bloqueo del paso del producto en el tramo afectado, mediante la instalación de Hot tapping en los extremos aguas arriba y aguas debajo de la tubería que presenta el defecto. GL, no tiene comentarios de la documentación anterior. c) Secuencia de actividades de evaluación y reparación Dentro de esta sección, se incluyeron una serie de fotografías que reflejan cronológicamente el proceso de sustitución del tramo de tubería afectada. También se incluye un fragmento de un diagrama de trazo y perfil en donde se denota que la tubería inicia una pendiente importante, a unos 20 m aproximadamente, después del punto de falla. Posteriormente se analizará con mayor detalle este aspecto, ya que GL considera que es una de las razones del defecto encontrado. Se indica, además de lo mencionado, un reporte de la Secuencia de Actividades de Identificación de Anomalía y reparación del Ducto de LGN en el KP 125+487; en el cual se describe por escrito y de manera cronológica cuales fueron las actividades realizadas día a día durante el período comprendido entre el día 2 de Abril y hasta el día 9 de Abril. Dentro de la descripción del resumen de las actividades realizadas durante el período del 2 al 9 de Abril del 2007, se indicó lo siguiente: Se realizan actividades de excavación en el KP 125+487, de acuerdo al programa de verificación de anomalías detectadas por el pig, en el LGN. El personal de campo detecta presencia de LGN estabilizado en el punto de excavación. Las actividades de bombeo se encontraban detenidas, debido a una operación de Mantenimiento en estaciones de bombeo. Se bloquean válvulas para aislar el tramo. Se reinicia excavación con monitoreo constante de mezcla explosiva. El LGN estabilizado hallado en el punto, fue contenido mediante material absorbente, para disponerlo posteriormente en tanques de almacenamiento rápido. Se finalizan las actividades de apertura de zanja para la instalación de hot tap a los extremos de la tubería de LGN dañada y se miden los espesores. Se realiza hot tap de 14”Ø en split tee aguas arriba de la tubería dañada. Se realiza el segundo hot tap y se procede al quemado de vapores y a la purga de la columna de LGN del tramo entre stoplines. Se continúa con la excavación para el retiro del tramo de tubería afectada. Se inicia Prueba Hidrostática del nuevo tramo para reemplazo.

Germanischer Lloyd Industrial Services GmbH, Business Segment Oil and Gas

405 / 428

Reporte No.: GLP/GLM/MEMP/726-07 Rev. 0 Fecha: 2007-10-10

Se finaliza la Prueba Hidrostática del tramo de reemplazo. Se localiza la anomalía: una deformación en forma de arruga en una curva de 18° en el cuerpo de la tubería de LGN de 14”Ø, se retira la sección dañada. Se coloca la tubería de reemplazo mediante la aplicación de soldaduras circunferenciales. Se realizan pruebas no destructivas con resultados satisfactorios a las juntas circunferenciales realizadas en la colocación de la tubería de reemplazo. Se retiran los arreglos derivados de los hot tap y se sellan las split tees. Finalmente se realizan las actividades de puesta en marcha para reiniciar las operaciones de bombeo. d) Plan de contingencias general o específico Este punto se describe más adelante, ya que el apartado 4 de este reporte, corresponde a este tema. e) Procedimiento de inspección aplicable Dentro de la información proporcionada por TGP, se encuentran los siguientes documentos: • • • • • • • • •

Currículo Vitae (CV), del Sr. Carlos Alberto Chávez Salazar (técnico en PND) Procedimiento de Líquidos Penetrantes Especificación Operativa de Seguridad Radiológica Procedimiento de Emergencia cuando se encuentre involucrado Material Radioactivo Procedimiento Específico de Radiografiado Procedimiento de Manejo de Sustancias Químicas Procedimiento de Partículas Magnetizables Procedimiento de Ensayos por Ultrasonido Procedimiento General de Trabajos

De acuerdo a la revisión de los documentos mencionados anteriormente, se resume lo siguiente: Currículo Vitae (CV), del Sr. Carlos Alberto Chávez Salazar. El CV del Sr. Carlos Alberto Chávez Salazar, indica que ha participado en una serie de proyectos, entre ellos algunos relacionados con pruebas no destructivas (PND), para sistemas de transporte de hidrocarburos, por lo que demuestra con ello, que cuenta con experiencia en el ramo de interés. De acuerdo a la documentación de respaldo del Sr. Carlos Chávez, cuenta con las siguientes calificaciones en PND: Técnica y Nivel Ultrasonido N II Ultrasonido N II Ultrasonido N II Partículas Magnéticas N II Radiografía N II

Organismo que Certifica FULL QUALITY León & Russo Ingenieros Rontgen-Service León & Russo Ingenieros Rontgen-Service

Norma SNT-TC-1 A SNT-TC-1 A SNT-TC-1 A

Fecha Expedición Vencimiento Enero 2007 Diciembre 2004 2001-11-18 Diciembre 2004 2001-11-16

Tabla 4. 8.9.4.1 – Calificaciones en PND Germanischer Lloyd Industrial Services GmbH, Business Segment Oil and Gas

406 / 428

Reporte No.: GLP/GLM/MEMP/726-07 Rev. 0 Fecha: 2007-10-10

En base a la revisión del CV del Sr. Carlos Chávez, GL tiene los siguientes comentarios: •

•

•

•

De acuerdo con el certificado emitido por Full Quality S.A. y respaldado por el Sr. Hugo Bayo como Nivel III, el Sr. Carlos Chávez se encuentra calificado en Ultrasonido N II, siguiendo lo establecido en SNT-TC-1 A, a partir del mes de Enero del 2007, lo cual indica que la certificación se encuentra vigente. El personal cuenta con dos certificados más que lo avalan como técnico en UT N II, sin embargo, al tratarse de documentos anteriores y referentes a la misma técnica y nivel del documento mencionado arriba, no se consideran relevantes. El técnico cuenta también con un certificado en la técnica de partículas magnéticas N II, emitido por León & Russo Ingenieros; sin embargo este documento no hace referencia a normas, prácticas o especificaciones bajo las cuales se ha expedido el documento. Además de lo anterior, el documento no indica la fecha de vigencia. El documento está avalado por un instructor nivel NAS 410. Se cuenta con un certificado emitido por Rontgen-Service que avala que el personal ha sido calificado en Radiografía N II de acuerdo a la SNT-TC-1 A; sin embargo, la fecha de expedición es del año 2001, mientras que la práctica mencionada indica un tiempo máximo recomendado para la recertificación del personal de 3 años, por lo que la certificación indicada se encuentra vencida.

Conclusiones de la revisión del CV del Sr. Carlos Chávez: El Sr. Carlos Chávez, ha presentado una serie de documentos que señalan claramente su experiencia en una serie de proyectos dentro de los cuales se incluyen sistemas de transporte de hidrocarburos. Sin embargo, actualmente solo se encuentra vigente su certificación en la prueba de Ultrasonido N II, de acuerdo a la Recommended Practice, Personnel Qualification And Certification In Nondestructive Testing, SNT TC 1A. Procedimiento de Líquidos Penetrantes El procedimiento de Líquidos Penetrantes consta de 2 hojas de cuya revisión efectuada por personal de GL, se obtienen los siguientes comentarios: •

• • •

El documento no indica: o Fecha de expedición y revisión o Identificación del procedimiento o El número de la revisión actual El procedimiento especifica que la evaluación se hará en soldaduras de filete de refuerzos al tramo de interconexión de gasoductos que no corresponden al Sistema de Transporte de LGN. El procedimiento llega a su fin en el punto 10.2 de la página 2 de 2, sin embargo de acuerdo al texto se puede determinar que el documento está incompleto y que le falta un complemento. Por lo anterior, el documento carece de: o Las instrucciones particulares de la evaluación de indicaciones o La referencia de la normatividad aplicable o Formatos de reporte y/o registros

Conclusiones a la revisión del procedimiento de Líquidos Penetrantes: •

El procedimiento está incompleto y corresponde únicamente a la inspección de juntas de filete de ductos.

Germanischer Lloyd Industrial Services GmbH, Business Segment Oil and Gas

407 / 428

Reporte No.: GLP/GLM/MEMP/726-07 Rev. 0 Fecha: 2007-10-10

•

El documento no cuenta con los parámetros de evaluación para la aceptación y/o rechazo de las indicaciones encontradas; lo cual es básico y necesario en los procedimientos de pruebas no destructivas.

•

No se indican los formatos de los reportes de inspección. Es importante que se consideren como parte del procedimiento ya que en ellos se registran los datos de la inspección, que deben proporcionar la suficiente información para determinar el tipo de PND, la fecha, los resultados, el personal de inspección, los materiales y equipos que se utilizaron e incluso imágenes de las actividades realizadas.

Especificación Operativa de Seguridad Radiológica Esta especificación menciona de manera general las operaciones para garantizar un manejo del equipo radiológico para garantizar la seguridad. Por parte de GL sólo se comenta que el documento carece de Fecha de emisión, de número de identificación y de número de revisión. Procedimiento de Emergencia cuando se encuentre involucrado Material Radioactivo Este procedimiento indica en forma general, las actividades a desarrollar en caso de que algún evento anómalo ponga en riesgo la seguridad de personal por la exposición de la fuente radioactiva. Por parte de GL sólo se comenta que el documento carece de Fecha de emisión, de número de identificación y de número de revisión. Procedimiento Específico de Radiografiado El procedimiento Específico de Radiografiado consta de 4 hojas, de cuya revisión efectuada por personal de GL, se obtienen los siguientes comentarios: •

• •

El documento no indica: o Fecha de expedición y revisión o Identificación del procedimiento o El número de la revisión actual A pesar de ser un procedimiento específico, no se indica que equipo debe utilizarse para verificación de densidades (densitómetro) y/o la verificación de las películas radiográficas (negatoscopio). El procedimiento carece de: o Las instrucciones particulares para la evaluación de indicaciones o Los parámetros de aceptación y/o rechazo de las indicaciones detectadas o Los formatos de reporte y/o registros

Conclusiones a la revisión del procedimiento específico de radiografiado: •

El Procedimiento Específico de Radiografiado no se mencionan los equipos necesarios para la comprobación de calidad de las películas radiográficas y su evaluación, así como las actividades específicas para estas operaciones.

•

El documento no cuenta con los parámetros de evaluación para la aceptación y/o rechazo de las indicaciones encontradas; lo cual es básico y necesario en los procedimientos de pruebas no destructivas.

Germanischer Lloyd Industrial Services GmbH, Business Segment Oil and Gas

408 / 428

Reporte No.: GLP/GLM/MEMP/726-07 Rev. 0 Fecha: 2007-10-10

•

No se indican los formatos de los reportes de inspección. Es importante que se consideren como parte del procedimiento ya que en ellos se registran los datos de la inspección, que deben proporcionar la suficiente información para determinar el tipo de PND, la fecha, los resultados, el personal de inspección, los materiales y equipos que se utilizaron e incluso imágenes de las actividades realizadas.

Procedimiento de Manejo de Sustancias Químicas Este procedimiento indica de manera general las actividades a realizar para el manejo de sustancias químicas utilizadas en el proceso de revelado de las películas radiográficas. Por parte de GL sólo se comenta que el documento carece de Fecha de emisión, de número de identificación y de número de revisión. Procedimiento de Partículas Magnetizables El procedimiento de Partículas Magnetizables consta de 2 hojas de cuya revisión efectuada por personal de GL, se obtienen los siguientes comentarios: •

• • •

El documento no indica: o Fecha de expedición y revisión o Identificación del procedimiento o El número de la revisión actual El objetivo del documento está incompleto El procedimiento especifica que la evaluación se hará en varillas de 150 mm de longitud por 22 mm de diámetro, lo cual no corresponde al Sistema de Transporte de LGN. El documento carece de: o Las instrucciones particulares de la evaluación de indicaciones o La referencia de la normatividad aplicable o Los formatos de reporte y/o registros

Conclusiones a la revisión del procedimiento de Partículas Magnetizables: •

El procedimiento está incompleto y corresponde a la inspección de varillas que no tienen relación a las soldaduras a tope y al sistema de transporte de LGN.

•

El documento no cuenta con los parámetros de evaluación para la aceptación y/o rechazo de las indicaciones encontradas; lo cual es básico y necesario en los procedimientos de pruebas no destructivas.

•

No se indican los formatos de los reportes de inspección. Es importante que se consideren como parte del procedimiento ya que en ellos se registran los datos de la inspección, que deben proporcionar la suficiente información para determinar el tipo de PND, la fecha, los resultados, el personal de inspección, los materiales y equipos que se utilizaron e incluso imágenes de las actividades realizadas.

Procedimiento de Ensayos por Ultrasonido El procedimiento de Ensayos por Ultrasonido, cuenta con la información necesaria para la aplicación de esta técnica en tubería, sin embargo de acuerdo a la revisión realizada por personal de GL, se tienen los siguientes comentarios: Germanischer Lloyd Industrial Services GmbH, Business Segment Oil and Gas

409 / 428

Reporte No.: GLP/GLM/MEMP/726-07 Rev. 0 Fecha: 2007-10-10

• •

El documento hace referencia a que los criterios de evaluación de las indicaciones encontradas, estarán de acuerdo a lo solicitado por el propio cliente. El procedimiento no indica cuales son los formatos de reporte y/o registros de la inspección con UT.

Conclusiones a la revisión del procedimiento de Ensayos por Ultrasonido: •

De acuerdo a lo indicado en el punto 14 del procedimiento de Ensayos por Ultrasonido, el cliente, quien en este caso es COGA, debe solicitar a la compañía Full Quality, en base a que se deben establecer los criterios de aceptación.

•

No se indican los formatos de los reportes de inspección. Es importante que se consideren como parte del procedimiento ya que en ellos se registran los datos de la inspección, que deben proporcionar la suficiente información para determinar el tipo de PND, la fecha, los resultados, el personal de inspección, los materiales y equipos que se utilizaron e incluso imágenes de las actividades realizadas.

Procedimiento General de Trabajos Este documento menciona de manera general, la metodología para la inspección de tubería de las instalaciones de COGA, mediante la aplicación de pruebas no destructivas (PND), como son Ultrasonido (UT), Gammagrafía (RX), Dureza, Partículas Magnetizables (MT) y Líquidos Penetrantes (PT). De la revisión del documento mencionado, GL puede comentar que el procedimiento es una recopilación de una serie de consideraciones generales que se deben tomar en cuenta en las técnicas de PND y en la prueba de dureza. El documento no menciona los parámetros de evaluación para la aceptación y/o rechazo de las indicaciones encontradas por cualquiera de los métodos de inspección indicados; lo cual es básico y necesario en los procedimientos de pruebas no destructivas. No se indican los formatos de los reportes de inspección de los métodos indicados. Esta información es importante ya que en ella se registran los datos de la inspección, donde se indica el tipo de inspección o prueba realizada, la fecha, los resultados, el personal de inspección, los materiales y equipos que se utilizaron e incluso imágenes de las actividades realizadas. f) Procedimiento de ensayo de durezas No se incluye procedimiento alguno. g) Procedimientos de soldadura Dentro de esta sección se encuentra la información siguiente: • • • • •

Relación de Zonas Críticas Identificadas a lo Largo de la Traza Welding Procedure Specification Supported by PQR Especificación Técnica para Soldadura en servicio de derivación (Hot Tap) Registro de calificación de soldadores Registro de calificación del procedimiento de soldadura

Germanischer Lloyd Industrial Services GmbH, Business Segment Oil and Gas

410 / 428

Reporte No.: GLP/GLM/MEMP/726-07 Rev. 0 Fecha: 2007-10-10

Relación de Zonas Críticas Identificadas a lo Largo de la Traza En este documento se relacionan una serie de kilometrajes que tiene algún tipo de riesgo que tiene que ver con fallas, deslizamientos de terreno, taludes inestables y derrumbes principalmente. Dentro de esta relación se puede observar que los kilometrajes cercanos al km 125+487, se encuentran propensos a este tipo de riesgos. Welding Procedure Specification Supported by PQR Esta especificación del procedimiento de soldadura (WPS), con clave N° 2794-L-SP-00031, indica que está acorde al estándar API 1104/99 e indica una serie de variables del procedimiento, como son: Soldadura a tope, proceso SMAW, Tubería API 5L X-70, etc. El WPS se encuentra soportado por el registro de calificación de procedimiento (PQR), con clave RCP N° 1, el cual a su vez está respaldado por un reporte de pruebas mecánicas emitido por la Universidad Católica del Perú, con registro MAT-MAR-159/2002, donde se indica que las pruebas se realizaron en cupones de soldadura de acuerdo a procedimiento API 1104. De acuerdo a la revisión realizada por el personal técnico de GL, se puede comentar lo siguiente: •

El WPS N° 2794-L-SP-00031 cuenta con la información suficiente y conforme a los requerimientos del estándar API 1104/99. El procedimiento es el mismo empleado en la construcción de la línea regular, por lo que se tienen las mismas observaciones ya establecidas. Esta información incluye las variables esenciales requeridas en el estándar mencionado.

•

En el PQR RCP N° 1 se indican nuevamente los datos de las variables correspondientes al WPS N° 2794-L-SP-00031, se tienen las mismas observaciones ya establecidas, se anexan dos hojas de datos de campo en donde se aprecia la temperatura de precalentamiento, y los resultados de una serie de pruebas mecánicas que corresponden a las requeridas por el API 1104. Por lo anterior, el PQR cuenta con la información suficiente y conforme a los requerimientos del estándar API 1104/99.

•

En el reporte de pruebas mecánicas MAT-MAR-159/2002 emitido por la Universidad Católica del Perú, no se indica el número o clave del WPS y/o PQR al que corresponden las pruebas. El reporte indica que cuenta con 9 páginas, sin embargo no se encuentran las páginas 2 y 3. No obstante, el documento presenta los resultados de las pruebas necesarias y requeridas por el estándar API 1104/99; todas las pruebas cuentan con resultados satisfactorios. Cabe mencionar que el documento no presenta las gráficas de los ensayos de tensión.

Especificación Técnica para Soldadura en servicio de derivación (Hot Tap) Esta especificación con clave 01-OT-W-PS-0002, presenta una serie de pasos secuenciales para la colocación de derivaciones mediante abrazaderas tipo manga con silleta de refuerzo, con soldadura para un ducto en operación. Como apéndice I se encuentra la correspondiente especificación del procedimiento de soldadura (WPS), con la misma clave 01-OT-W-PS-0002. De la revisión de este documento, GL tiene los siguientes comentarios: •

El WPS 01-OT-W-PS-0002 cuenta con una descripción de los pasos a seguir para la colocación de derivaciones mediante abrazaderas tipo manga con silleta de refuerzo; sin embargo, este documento se encuentra incompleto ya que en el punto 4.4; se indica que se debe aplicar soldadura a manera

Germanischer Lloyd Industrial Services GmbH, Business Segment Oil and Gas

411 / 428

Reporte No.: GLP/GLM/MEMP/726-07 Rev. 0 Fecha: 2007-10-10

de enmantequillado de acuerdo a la fig. 2 del apéndice I, con los parámetros indicados en dicho apéndice. Sin embargo, en el Apéndice I no se encuentra la tabla relacionada con los parámetros de la aplicación del enmantequillado. Información que debe incluirse en un WPS, de acuerdo a lo especificado en la sección 5 del estándar API 1104. •

El WPS contenido en el Apéndice I, esta soportado por el PQR-OT 001/09-06, cuyo documento no fue proporcionado a GL.

Registro de calificación de soldadores Se tiene el registro de calificación de soldadores (WQR), correspondientes a los soldadores y datos siguientes: Soldador

Clave

WQR

WPS

Wilmer Zevallos Luis Pérez Darwin Salas Luis Albornoz Eduardo Gómez

037 547 094 439 331

73 018 269 553 402

2794-L-SP-00031 2794-L-SP-00031 2794-L-SP-00031 2794-L-SP-00031 2794-L-SP-00031

Examinación Prueba(s) Compañía Mecánicas PUCP Radiográfica Full Quality Radiográfica Ingecontrol Radiográfica Ingecontrol Radiográfica Ingecontrol

Resultado Aprobado Aprobado Aprobado Aprobado Aprobado

Tabla 4. 8.9.4.2 – Registro de Calificación de Soldadores

Los registros de las calificaciones de los soldadores mencionados arriba, cuentan con la información suficiente y conforme a lo requerido por el estándar API 1104. Cabe señalar que no se integra a la información recibida, las gráficas de las pruebas de tensión y/o las películas radiográficas de los soldadores calificados. Registro de calificación del procedimiento de soldadura Se cuenta con un registro de calificación del procedimiento de soldadura PQR N° OT OO4/11-06, el cual consta de 14 hojas e indica a que corresponde al WPS 01-OT-W-PS-0003. Cabe señalar que GL no recibió el WPS mencionado, sin embargo, se puede deducir que el WPS debe ser para la colocación de derivaciones mediante Hot-Tap, debido a los esquemas de las diferentes juntas soldadas que presenta. Para GL, es necesario contar con el WPS 01-OT-W-PS-0003, para la revisión complementaria con el PQR N° OT OO4/11-06. h) Reporte y Registro de configuración de curva de reemplazo Esta sección fue cubierta mediante la presentación de un esquema de la remediación de la falla del KP 125+487, el control y rastreabilidad de soldaduras y tubería instalada y el plano AS-BUILT KP 125+487. Dentro del plano AS-BUILT KP 125+487, se puede apreciar que la tubería cuenta con un perfil prácticamente plano desde la junta soldada J119/40R y hasta la junta J119/43; es aquí donde se inicia una elevación de aproximadamente 5m, donde quedaba el punto de falla, iniciando una pendiente de poco más de 20° en el sentido del flujo, prolongándose (de acuerdo a otros diagramas de trazo y perfil), durante cientos de metros. De acuerdo a la revisión de los documentos mencionados, el personal técnico de GL tiene los siguientes comentarios:

Germanischer Lloyd Industrial Services GmbH, Business Segment Oil and Gas

412 / 428

Reporte No.: GLP/GLM/MEMP/726-07 Rev. 0 Fecha: 2007-10-10

•

Dentro de los registros de control y rastreabilidad de la reparación de la falla del KP 125+487, queda pendiente la rastreabilidad del carrete de tubería de 14”Ø y de 1.39m de longitud, instalado entre las uniones soldadas J119/43B y J119/43C.

•

No se cuenta con las calificaciones de los soldadores 103 y 178 que realizaron la soldadura J119/43A.

•

De acuerdo al diseño y posición de la curva de campo con la que se sustituyó el tramo de tubería afectado en el KP 125+487, la tubería del tramo comprendido entre las juntas soldadas J119/40R y J119/43 puede hacer la función de anclaje, por encontrarse prácticamente en un perfil plano, mientras que el arco externo circunferencia de la curva de campo, cuenta solo con el propio terreno como soporte. Lo anterior convierte a la curva de campo en un punto crítico en lo que respecta a la absorción de esfuerzos por movimiento de tubería.

i) Certificado de calidad de tubo empleado en la sustitución del tramo afectado De acuerdo al reporte y registro de configuración de curva, la tubería que sustituyó el tramo con la falla, corresponde al número de colada 583704. El certificado de calidad de la tubería de sustitución del tramo afectado, corresponde entre otros, al número de colada descrito anteriormente. El certificado de calidad de la tubería costa de 5 hojas en las cuales se describe lo siguiente: • • • • •

Hoja 1: Especificación de la tubería API 5L X-70 PSL 2, de 14”Ø con espesor nominal de 0.375”. En esta hoja se relacionan 50 tubos de los cuales 5 de ellos corresponden al número de colada 583704. Hoja 2: Registro de pruebas de tensión incluyendo el número de colada 583704. Hoja 3: Registro de análisis químico que incluyen el número de colada 583704. Hoja 4: Registro de ensayos o pruebas de impacto, que incluyen el número de colada 583704. Hoja 5: Registro de dureza vickers que incluyen el número de colada 583704.

De acuerdo a la revisión realizada por GL a la documentación mencionada, se tiene la información suficiente y acorde a los requerimientos de la especificación API 5L-2000. j) Registro de Prueba Hidrostática del tramo nuevo El Registro de Prueba Hidrostática (PH), del tramo de tubería nuevo, está conformado por una serie de reportes que describen equipos, materiales y parámetros de prueba. A continuación se resume la información contenida en los registros: •

Instrumentos usados en la PH: Instrumento

Marca

Balanza de Pesos muertos Termógrafo Manógrafo Manómetro

CHANDLER OCM (Italia) OCM (Italia) FIMA

No. Serie 16344 128740 128737 -

Certificado Calibración LFP-018-2006 CSA-0419-06 CSA-0519-06 CSA-0518-06

Tabla 4. 8.9.4.3 – Instrumentos usados

•

Datos de PH:

Germanischer Lloyd Industrial Services GmbH, Business Segment Oil and Gas

413 / 428

Reporte No.: GLP/GLM/MEMP/726-07 Rev. 0 Fecha: 2007-10-10

En esta sección se indican los parámetros de la prueba y los registros de presión y temperatura obtenidos cada 15 minutos desde el inicio de la PH a las 01:10 hrs. del día 2007-04-07, hasta su finalización a las 07:45 hrs. del mismo día. Las lecturas de presión mínima y máxima, fueron de 2641 psi (21.2°C) y de 3556 psi (21.1°C), respectivamente. •

Gráficas de PH: Esta sección incluye las gráficas de presión y temperatura de la PH, sin embargo, estas gráficas no cuentan con la claridad necesaria para poder verificar el registro de presión y temperatura contenidos en ellas. Datos de PH aprobada, para el arreglo (spool) de tubería requerido para la realización de la PH. En esta sección se indican los parámetros de la prueba y los registros de presión y temperatura obtenidos de la PH para el spool de prueba, cada 15 minutos desde el inicio a las 19:45 hrs. del día 2005-01-28, hasta su finalización a las 03:00 hrs. del día 2005-01-29. Las lecturas de presión mínima y máxima, fueron de 2640 psi (23°C) y de 3556 psi (23°C), respectivamente

k) Certificados de equipos y materiales empleados En esta sección se incluyen los certificados de los materiales utilizados para la derivación de Hot-Tap para la reposición del tramo de tubería afectada. En términos generales, se observa que los materiales cumplen con las especificaciones requeridas para la derivación del Hot-Tap y la tubería de sustitución del tramo afectado. l) Reporte diario de actividades En Este apartado, se describe en dos hojas, el resumen de las actividades realizadas para la identificación y reparación del ducto de LGN en el KP 125+487, iniciando desde el día 2007-04-02 y hasta el día 2007-04-09. m) Reporte y registros de actividades de inspección de pruebas no destructivas Esta sección está cubierta con el “Acta de Inspección de Calidad QA/QC – Mantenimiento” de la intervención en el KP 125+487, en el ducto de LGN. En el documento se describen las pruebas no destructivas (PND) y de dureza realizadas antes, durante y después de la sustitución del tramo de tubería afectado. En términos generales, se realizaron las siguientes pruebas (ver Figura 104 del Anexo I): • • • • •

Ultrasonido (medición de espesores con haz recto) Ultrasonido (detección de fallas con haz angular) Partículas Magnéticas Gammagrafía Dureza

Las pruebas se realizaron en todas las soldaduras circunferenciales del tramo nuevo, en las soldaduras del Split Tee y de los Hot-Tap de 2ӯ, de acuerdo a la tabla siguiente: Soldadura J119/43 Split Tee 1

Ultrasonido Aceptable* **

Resultados de las P. Magnéticas Aceptable Aceptable

diferentes pruebas Gammagrafía Dureza Aceptable Aceptable Aceptable

Germanischer Lloyd Industrial Services GmbH, Business Segment Oil and Gas

414 / 428

Reporte No.: GLP/GLM/MEMP/726-07 Rev. 0 Fecha: 2007-10-10 Soldadura Hot- Tap 1 J119/43 A J119/43 B J119/43 C J119/43 D J119/44 CO Hot- Tap 2 Split Tee 2 Técnico N II

Ultrasonido Aceptable * Aceptable* Aceptable* Aceptable* Aceptable* Aceptable* Aceptable *** ** Carlos Chávez

Resultados de las P. Magnéticas Aceptable Aceptable Aceptable Aceptable Aceptable Aceptable Aceptable Aceptable Carlos Chávez

diferentes pruebas Gammagrafía Dureza Aceptable Aceptable Aceptable Aceptable Aceptable Aceptable Aceptable Aceptable Aceptable Aceptable Aceptable Aceptable Aceptable Ángel Rojas Carlos Chávez

* Se inspeccionó con haz angular con incidencia de 60° y 70° ** Se realizaron solo mediciones de espesores Nota: Sobre el ducto principal a la altura de la J119/43 y en zonas de colocación de los Split Tee y Hot-Tap, se realizó primeramente una inspección de espesores con haz recto.

Tabla 4. 8.9.4.4 – Resultados de Pruebas

Conclusiones: Dentro del Acta de Inspección de Calidad QA/QC – Mantenimiento, no se indica con respecto a que procedimiento y/o especificaciones de soldadura se realizaron los diferentes procesos para la sustitución del tramo afectado por tubería nueva. Este punto es importante, sobretodo en la colocación de los Split Tee y los Hot-Tap, ya que existen consideraciones relevantes (indicadas en párrafos anteriores), en cuanto al WPS y al PQR que fueron proporcionados a GL, para la elaboración de este reporte. Los reportes de inspección indican que el técnico Carlos Chávez es el Nivel II en MT y prueba de dureza, sin embargo no se tienen los documentos actualizados que lo acreditan como tal. Además, se indica que el técnico NII en gammagrafía es el Sr. Ángel Rojas, del cual no se tiene su certificación correspondiente. Dentro de la información proporcionada a GL para la elaboración de este reporte, no se cuenta con los certificados de calibración de los equipos utilizados durante las diferentes pruebas realizadas. Respecto a los soldadores, se tienen las calificaciones de los soldadores participantes, excepto los correspondientes a los números 103 y 178. No se cuenta con los certificados de calibración de las máquinas de soldar. n) Indicadores de deformación Strain Gage (SG) Registro de los indicadores de deformación SG, del sitio COGA presentó un diagrama de trazo y perfil, donde se localizan los SG entre los KP 125 y 126. Con esta información se han identificado 6 SG ubicados en los KP 125+418, 125+555, 125+655, 125+900, 125+930 y 125+960. Cabe señalar que de acuerdo al trazo y perfil de este tramo de tubería, se observa que precisamente a partir del KP 125+480, inicia una pendiente con un ángulo de unos 22° y cuya elevación se favorece en el sentido del flujo del producto transportado por el LGN. Alineamiento y condición de la inclinación local de la línea de LGN El perfil de alineación del ducto de LGN y la ubicación de la falla están mostrados en la Figura 105 del Anexo I. Cerca de la localización de la falla, la línea del LGN cambia de dirección lateralmente con un ángulo ligero cerca de 50 metros colina arriba de la falla y un cambio de dirección vertical cerca de 50 m colina abajo de la falla. Estas curvas fueron fabricadas en campo, para permitir que la tubería se amolde al perfil del terreno. La Germanischer Lloyd Industrial Services GmbH, Business Segment Oil and Gas

415 / 428

Reporte No.: GLP/GLM/MEMP/726-07 Rev. 0 Fecha: 2007-10-10

curva vertical es de mayor importancia en conjunto con la falla que la curva lateral, porque esta sirve como un anclaje virtual para la tubería contra el movimiento colina abajo. Esto será comentado más tarde en este reporte. De acuerdo a la información proporcionada a GL, relacionada con los SG, como son las características técnicas, las instrucciones y los movimientos representados en los registros de los SG; el personal de GL pudo determinar el comportamiento de la tubería representado por los registros de SG. A continuación se indican los comentarios respecto a los gráficos de las lecturas de los SG entregados por COGA: •

•

•

• •

•

•

KP 125+418: la gráfica presentada muestra una separación inmediata de las señales, desde la obtención de la señal en los primeros días de Enero del 2007, para llegar a una cierta estabilidad en cinco o seis días, donde el sensor 1 presentó una tendencia a la compresión con un valor de -300 μЄ; el sensor 2 y el 3 se comportaron de manera tensil, alcanzando 200 y 120 μЄ respectivamente. Los valores de deformación, se conservaron muy constantes hasta marzo del 2007. Posteriormente, la tubería presentó un movimiento hacia abajo, con respecto a su posición original, estabilizándose más adelante. 125+555: la gráfica muestra una separación inmediata de las señales, desde la obtención de la señal en los primeros días de Enero del 2007, para llegar a valores de -120 μЄ; para el sensor 1con un comportamiento de compresión; mientras para los sensores 2 y 3 se comportaron de manera tensil con un valor de casi 100 μЄ cada uno. Los valores de deformación presentaron una tendencia al incremento hasta alcanzar -220 μЄ, 340 μЄ y 300 μЄ para los sensores 1, 2 y 3 respectivamente, en marzo del 2007. Probablemente esto indica que el tubo se encuentra en movimiento hacia abajo, con respecto a su posición original. 125+655: la gráfica muestra una separación inmediata de las señales, desde la obtención de la señal en los primeros días de Enero del 2007, para llegar a valores de -420 μЄ; para el sensor 1con un comportamiento de compresión; mientras para los sensores 2 y 3 se comportaron de manera tensil con valores de 200μЄ y 240μЄ respectivamente. Los valores de deformación presentaron una tendencia de decremento para el sensor 1 llegando hasta los -320μЄ en marzo del 2007; la deformación en el sensor 2 subió paulatinamente hasta alcanzar 340μЄ el 2 de marzo del 2007 e iniciando un descenso hasta los 260μЄ cerca del 25 de marzo; por su parte la deformación en el sensor 3 se incrementó hasta alcanzar -400μЄ en marzo del 2007. Probablemente esto indica que el tubo se encuentra en movimiento hacia abajo y a la derecha, con respecto a su posición original. 125+900: la gráfica presenta un comportamiento irregular, con tendencia en los tres sensores a la tensión, entre el 16 de Enero y 5 de Febrero del 2007, presentan un cambio muy marcado, para continuar posteriormente con tendencia a la tensión KP 125+930 (gráfica con respecto a mm de lluvia acumulada): en esta gráfica se puede apreciar que las lecturas de deformación μЄ, inician una escalada por efectos de tensión en los tres sensores, a partir de Noviembre del 2006 y hasta marzo del 2007. KP 125+930 (gráfica con respecto a presión de operación): en esta gráfica se observa un comportamiento regular hasta el mes de Noviembre, donde las señales de los sensores comienzan a separarse, el sensor 7 indica una tendencia a la compresión mientras que los sensores 8 y 9 tienden a un comportamiento de tensión. Cabe señalar que justo en donde los sensores se separan, se indica que hubo una habilitación de tramo nuevo en Tocate.

Lluvia y datos de Strain Gage (SG)

Germanischer Lloyd Industrial Services GmbH, Business Segment Oil and Gas

416 / 428

Reporte No.: GLP/GLM/MEMP/726-07 Rev. 0 Fecha: 2007-10-10

TGP instaló SG en varias estaciones sobre la línea del LGN en el 2006 para monitorear el comportamiento del ducto y el desempeño después de la reparación de una falla cercana (KP 126+50). El incidente del KP 126+50 se describió anteriormente, como: “0.2-m de separación y ruptura del ducto LGN como resultado de 1.5 a 2m de desplazamiento lateral de un deslizamiento pre-existente. Las líneas de tubería pasan diagonalmente por una serie de lóbulos de tierra poco profundos (