Dg-01 Marco Regulatorio Ocensa

MARCO REGULATORIO OCENSA (MRO) DG-01 Versión 3

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TABLA DE CONTENIDO i.

INTRODUCCIÓN ............................................................................................... 6

ii.

TÉRMINOS Y DEFINICIONES ......................................................................... 10

1.

DISEÑO Y CONSTRUCCIÓN .......................................................................... 16

1.1 1.1.1 1.2 1.2.1 1.2.2 1.2.3 1.2.4 1.2.5 1.2.6 1.2.7 1.2.8

INTRODUCCIÓN ............................................................................................. 16 Visión General.................................................................................................. 16 ESPECIFICACIONES ...................................................................................... 16 Oleoducto ......................................................................................................... 16 Soldadura ......................................................................................................... 24 Válvulas y Dispositivos EFRD .......................................................................... 27 Accesorios........................................................................................................ 29 Tanques Superficiales de almacenamiento ...................................................... 30 Detección de Fugas ......................................................................................... 32 Equipo de Bombeo ........................................................................................... 33 Registros de Construcción ............................................................................... 34

2.

PRUEBAS DE PRESIÓN ................................................................................. 35

2.1. 2.1.1. 2.2. 2.2.1. 2.2.2. 2.2.3.

INTRODUCCIÓN ............................................................................................. 35 Visión General.................................................................................................. 35 ESPECIFICACIONES ...................................................................................... 35 Prueba de Presión de Tubería y Accesorios..................................................... 35 Prueba de Presión de Tanques Superficiales de Almacenamiento ................... 37 Registros .......................................................................................................... 37

3.

OPERACIÓN, MANTENIMIENTO, Y POTENCIAMIENTO (UPGRADE).......... 39

3.1. 3.1.1. 3.2. 3.2.1. 3.2.2. 3.2.3. 3.2.4. 3.2.5. 3.2.6. 3.2.7. 3.2.8. 3.2.9. 3.2.10. 3.2.11. 3.2.12. 3.2.13. 3.2.14. 3.2.15.

INTRODUCCIÓN ............................................................................................. 39 Visión General.................................................................................................. 39 ESPECIFICACIONES ...................................................................................... 40 Manual de Operación y Mantenimiento ............................................................ 40 Plan de Respuesta a Emergencias................................................................... 43 Planos y Registros ........................................................................................... 45 Máxima Presión de Operación ......................................................................... 47 Comunicaciones ............................................................................................... 48 Señalización del Oleoducto e Instalaciones...................................................... 49 Movimiento de tubería en servicio: Mecánico y Geotécnico ............................. 50 Trampas de Raspadores .................................................................................. 51 Seguridad Contra Sobre-presión y Protección Contra Sobre-llenado ............... 51 Programa de Seguridad industrial .................................................................... 52 Concientización al Público ................................................................................ 54 Programa de Prevención de Daños .................................................................. 55 Sistema de Detección de Fugas ....................................................................... 57 Cambios de Presión, Producto y Cargas Externas de Cruces en el Oleoducto 58 Manejo del Cuarto de Control (Control Room Management) ............................ 59

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4.

GESTIÓN DE INTEGRIDAD DEL SISTEMA ................................................... 60

4.1. 4.2. 4.2.1. 4.2.2. 4.2.3. 4.2.4. 4.2.5. 4.2.6. 4.2.6.1. 4.2.6.2. 4.2.6.3. 4.2.7. 4.2.8. 4.2.9. 4.3. 4.3.1. 4.3.2.

SISTEMA DE GESTIÓN DE INTEGRIDAD ...................................................... 60 PROGRAMA DE INTEGRIDAD DE DUCTOS .................................................. 61 Valoración de Peligros y Amenazas a la Integridad del Ducto .......................... 62 Valoración de Áreas de Consecuencia ............................................................. 63 Valoración de Riesgos...................................................................................... 65 Plan de Valoración de Integridad de Referencia (Baseline) .............................. 66 Evaluación de Resultados y Programación de Medidas ................................... 67 Medidas de Prevención, Mitigación y Monitoreo ............................................... 68 Prevención ....................................................................................................... 68 Mitigación ......................................................................................................... 69 Monitoreo ......................................................................................................... 73 Plan de Valoración de Integridad Continua....................................................... 74 Plan de Medición del Desempeño .................................................................... 75 Documentos y Registros del Programa de Gestión de Integridad..................... 75 PROGRAMA DE INTEGRIDAD DE FACILIDADES .......................................... 76 Válvulas de Ductos y Facilidades ..................................................................... 76 Tanques Superficiales de Almacenamiento ...................................................... 77

5.

DESACTIVACIÓN, REACTIVACIÓN Y ABANDONO DE ACTIVOS ............... 78

5.1. 5.2. 5.3.

DESACTIVACIÓN ............................................................................................ 78 REACTIVACIÓN .............................................................................................. 78 ABANDONO..................................................................................................... 78

6.

ENTRENAMIENTO, CALIFICACIÓN Y COMPETENCIA DE PERSONAL ...... 79

6.1. 6.2. 6.3. 6.4.

INTRODUCCIÓN ............................................................................................. 79 PROGRAMA DE ENTRENAMIENTO ............................................................... 80 PROGRAMA DE CALIFICACIÓN Y COMPETENCIA....................................... 81 REGISTROS .................................................................................................... 82

APÉNDICE A: CONTROL DE CORROSIÓN .................................................................. 82 A.1. A.1.1. A.2. A.2.1. A.2.1.1. A.2.1.2. A.2.1.3. A.2.1.4. A.2.1.5. A.2.1.6. A.2.1.7.

INTRODUCCIÓN ............................................................................................. 82 Visión General.................................................................................................. 82 ESPECIFICACIONES ...................................................................................... 83 Control de Corrosión Externa - Revestimientos ................................................ 83 Control de Corrosión Externa – Protección Catódica ........................................ 86 Control de Corrosión Externa – Monitoreo........................................................ 89 Control de Corrosión Interna ............................................................................ 91 Control de Corrosión Atmosférica. .................................................................... 92 Medidas Correctivas ......................................................................................... 93 Valoración Directa ............................................................................................ 95 Registros .......................................................................................................... 97

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APÉNDICE B - ACTUALIZACIONES ............................................................................. 99 B.1. B.2.

Número 1 – Noviembre 2008............................................................................ 99 Número 2 –30 Enero de 2012 por Pipeline Integrity Plus, Inc. ........................ 121

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i.

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INTRODUCCIÓN

OBJETIVO El presente Marco Regulatorio del operador del sistema de OCENSA establece el conjunto de requisitos legales establecidos por el estado, por el propietario, por exigencia contractual entre el estado y el propietario y por el acuerdo de servicios entre el operador y el propietario. El cumplimiento de lo establecido en esta regulación es fundamental para minimizar el riesgo de la operación hacia las personas, el medio ambiente, la propiedad y las instalaciones del sistema. ALCANCE El Marco Regulatorio (MRO) de OCENSA define los requisitos mínimos de diseño, construcción, pruebas de presión, operación, mantenimiento, integridad, respuesta a emergencias, desactivación, reactivación y abandono de los sistemas de oleoductos de conformidad con lo establecido en las regulaciones de Colombia, USA y Canadá y sus estándares referenciados al igual que los estándares definidos y adoptados por OCENSA. El MRO está fundamentado en el Código de Regulaciones Federales (CFR) de los Estados Unidos, Título 49 Transporte, Parte 195 – Transportation of Hazardous Liquids by Pipeline, los códigos ASME B31.4 - Pipeline Transportation Systems for Liquid Hydrocarbons and Other Liquids, ASME B31.3 Process Piping, la regulación federal Canadiense del National Energy Board (NEB) Onshore Pipeline Regulations OPR-99 y sus reformas, el estándar Canadiense CSA-Z662 Oil and gas pipeline systems, y la legislación Colombiana vigente. (N 4(2)) Adicionalmente y sin limitar o contradecir los requerimientos del MRO, el operador del sistema OCENSA debe asegurarse que los sistemas de oleoductos sean diseñados, construidos, operados, mantenidos y abandonados de acuerdo a los programas, manuales, procedimientos, medidas y planes desarrollados e implementados por el operador en cumplimiento con este MRO. (N 4(2)) Si existe alguna inconsistencia o contradicción entre las regulaciones Colombianas o adoptadas (e.g. USA CFR, Canadá NEB) y sus referencias con los estándares Colombianos o adoptados (e.g. ASME, API, CSA, ICONTEC), estas regulaciones prevalecerán resolviendo la inconsistencia o contradicción en el contenido. Igualmente, los estándares y sus fechas de edición referenciadas en la regulación del USA CFR y NEB deben ser considerados como requerimiento mínimo del MRO 2. A QUIEN VA DIRIGIDO

2

NEB OPR-99 s. 4.(2) (3) http://www.neb.gc.ca/clf-nsi/rpblctn/ctsndrgltn/rrggnmgpnb/nshrppln/gdncntsfrthnshrpplnrgltn-eng.html#general

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El presente Marco Regulatorio es de obligatorio cumplimiento por todo el personal, pero no limitado, al personal de la compañía y sus contratistas involucrado en actividades de planeación, entrenamiento, ejecución, aseguramiento de calidad y control, y revisión gerencial de actividades de diseño, construcción, pruebas de presión, operación, mantenimiento, integridad, desactivación, reactivación y abandono de los sistemas operados y mantenidos por OCENSA.3 DOCUMENTOS DE REFERENCIA USA Code of Federal Regulations (CFR) a. Part 195 – Transportation of Hazardous Liquids by Pipeline, 2011 b. American Petroleum Institute (API Estándares adoptados por USA DOT CFR 195 relevantes para el MRO: 1. API 6D – Pipeline Valves – 2008 2. API Standard 620, Design and Construction of Large, Welded, Low-Pressure Storage Tanks, 2009 3. API Standard 650, Welded Steel Tanks for Oil Storage, 2008 4. API STD 653, Tank Inspection, Repair, Alteration, and Reconstruction, 2008 5. API STD 1104, Welding of Pipelines and Related Facilities, 2008 6. API RP 1130, Computational Pipeline Monitoring for Liquids, 2007 7. API RP 1162, Public Awareness Programs for Pipeline Operators, 2010 8. API RP 1168, Pipeline Control Room Management, 2008 c. National Fire Protection Association (NFPA): 1. NFPA 30, Flammable and Combustible Liquids Code, 2008 d. NACE International (NACE): 1. SP0169, Control of External Corrosion on Underground or Submerged Metallic Piping Systems, 2007 2. SP0502, Pipeline External Corrosion Direct Assessment Methodology, 2008 Regulación Canadiense National Energy Board (NEB) a. b. c. d.

3

NEB OPR-99, Onshore Pipeline Regulations y sus reformas al 2011 NEB Part I Pipeline Crossing Regulations SOR-88-528, 2011 CSA Z662-11, Oil and Gas Pipeline Systems CSA, adoptado por NEB OPR-99 Anexo del estándar Canadiense CSA-Z662 relevantes para el MRO 1. Anexo A Safety and loss management system 2. Anexo B Guidelines for risk assessment of pipelines 3. Anexo C Limit states design 4. Anexo D Guidelines for in-line inspection of piping for corrosion imperfections 5. Anexo E Recommended practice for liquid hydrocarbon pipeline system leak detection 6. Anexo H Pipeline failure records

NEB OPR-99 Protocolos de Auditoría, NEB NOPRC 2011-01; CSA-Z662-11 c. 10.15, 10.16

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7. Anexo M Guidance for system control, monitoring and protection of liquid pipelines 8. Anexo N Guidelines for pipeline system integrity management programs Otros Estándares adoptados - American Society of Mechanical Engineers (ASME) a. ASME B31.3-2010, Process Piping b. ASME B31.4-2009, Pipeline Transportation Systems for Liquid Hydrocarbons and Other Liquids Estándar Colombiano adoptado - Instituto Colombiano de Normas Técnicas (ICONTEC) a. Norma Técnica Colombiana NTC 5901 (comité 287-06) Gestión de Integridad para Sistemas de Transporte de Líquidos Peligrosos

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Estándares de OCENSA relevantes al MRO a. OCE-IG-345-002-PR-019-E Criterios de Excavación y Reparación como Respuesta a Inspecciones en Línea, versión 1, 2008 b. PM-ST-017- Desactivación y Abandono de Activos, versión 0, 2009 c. OCE-IG-313-001-PD-001E Programa de Calificación de Personal que Ejecuta Tareas Criticas de Operación y Mantenimiento, versión 2, 2010 d. OCENSA PM-ST-014 Cruces Nuevos de Terceros con el Oleoducto Existente de Ocensa, Versión 0, 25 Enero 2010 ORGANIZACIÓN DEL MARCO REGULATORIO El Marco Regulatorio ha sido dividido en seis numerales principales: a. b. c. d. e. f. g. h.

Diseño y Construcción Pruebas de Presión Operación, Mantenimiento y Potenciamiento (Upgrade)4 Gestión de Integridad en Ductos y Facilidades5 Desactivación, Reactivación y Abandono6 Entrenamiento y Calificación (Competencia) del Personal del Oleoducto7 Apéndice A: Control de Corrosión8 Apéndice B: Actualizaciones

Cada uno de estos numerales incluye las especificaciones que deben seguirse en la ejecución de las actividades relacionadas En el documento se indican las referencias a los estándares, códigos o regulación (D; A; B; C; N; I) es y sus números de sección o cláusula (###), así: (D ###;) Indica el ítem de referencia del DOT Parte 195 y 192 (A ###;) Indica el ítem de referencia del ASME B31.4 (B ###;) Indica el ítem de referencia del ASME B31.3 (C ###;) Indica el ítem de referencia del CSA Z662 (N ###;) Indica el ítem de referencia del NEB OPR-99 y sus reformas (NOPRC 2011-01) (I ###;) Indica el ítem de referencia de la Norma Técnica Colombiana NTC 287-06 Gestión de Integridad para Sistemas de Transporte de Líquidos Peligrosos REVISIÓN Y ACTUALIZACIÓN 4

C 10.1, 10.3.8, 10.8; A 456 D 452; N 40; C 3; Annex B y N; A 451.6 C 10.15, 10.16; A 457; PM‐ST‐## 7 D 501; N 46, 56; NOPRC 2011-01; OCE-IG-313-001-PD-001E 8 D 551 - 589; C 9; A 460 5 6

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El Marco Regulatorio deberá ser revisado y actualizado de forma inmediata si aparece un cambio en la regulación de referencia que así lo requiera o en su defecto cada 18 meses. Para enviar una solicitud de modificación al Marco Regulatorio se deberá diligenciar el formato de Tabla de Cambios y remitirlo al Administrador del Documento. RESPONSABLE DEL MARCO REGULATORIO El responsable de este documento es el Profesional Sénior de Cumplimiento de la Gerencia de Logística y Servicios Técnicos. ii.

TÉRMINOS Y DEFINICIONES

AASHTO: American Association of State Highway and Transportation Officials Abandono de Instalación: Cualquier instalación retirada permanentemente del servicio, la cual ha sido separada físicamente de su fuente de suministro de crudo. Accesorios O-let: Se refiere a accesorios tipo weld-o-let, thread-o-let, etc. Amenaza de Integridad: estado anormal de la tubería o a su operación con la capacidad de causar una falla al ducto. Las amenazas (e.g. corrosión, grietas) pueden ser creadas y/o incrementadas por uno o más peligros (e.g. daño del revestimiento, ciclaje presión, corrosividad del producto) afectado el ducto; y su estado puede cambiar de activo a inactivo o viceversa a lo largo de su existencia. API: American Petroleum Institute, Instituto americano del petróleo Áreas designadas como seguras (Designated safe areas): Son áreas que han sido designadas como intrínsecamente seguras o que han sido monitoreadas en búsqueda de vapores inflamables y aprobados como seguras por una persona calificada ASME: American Society of Mechanical Engineers, Sociedad americana de ingenieros mecánicos ASTM: American Society for Testing and Materials, Sociedad Americana de materiales y pruebas Breakout Tank: Tanque usado para relevo o para recibir y almacenar crudo, el cual será posteriormente reinyectado al oleoducto. Calificación: según los requerimientos de la regulación Operator Qualification (OQ Rule) en USA, se considera “calificado” al individuo que ha sido entrenado y evaluado en las tareas asignadas en el sitio de trabajo y “cubiertas” por la regulación; y el individuo puede

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reconocer y reaccionar ante condiciones operativas anormales o emergencias. Según los requerimientos de Canadá CSA-Z662, “Calificación” no incluye la experiencia en las condiciones particulares o especificas del sitio, operación o trabajo. La “competencia” se adquiere con el conocimiento/entrenamiento, las calificaciones/certificaciones, y su evaluación en las condiciones particulares o especificas del trabajo. CEPA: Canadian Energy Pipeline Association www.cepa.com CFR: Code of Federal Regulations de USA, Código Americano federal de regulaciones, Clases de Tubería: Sin Costura – Seamless Soldada a solapa en horno – Furnace lap welded Soldada a tope en horno – Furnace butt welded Soldada con arco eléctrico sumergido – Submerged arc welded Soldada con doble arco eléctrico sumergido – Double submerged arc welded Soldada por arco con presión – Electric flash welded Soldada por fusión eléctrica – Electric fusion welded Soldada por resistencia eléctrica – Electric resistance welded Controlador: operador en el cuarto de control responsable del monitoreo de la operación y la detección de condiciones anormales o emergencias Corrosión Activa (Active Corrosion): Corrosión continuada que, a no ser que se controle, puede resultar en una condición que va en detrimento de la seguridad pública y del medio ambiente. Costa Afuera del Sistema del Oleoducto OCENSA: el sistema de oleoducto costa afuera se encuentra comprendido entre la brida de aguas abajo de la válvula de la salida de la trampa de despacho hacia Tanker Loading Unit (TLU2) hasta la brida de conexión al Pipe Line End Manifold (PLEM), aguas abajo de la válvula Emergency Shut Down Valve (ESDV) de 42” CPM Computational Pipeline Monitoring: Monitoreo Computacional del Oleoducto para la detección indirecta de fugas. CRM: Control Room Management (Rule) o regulación sobre manejo del cuarto de control CSA: Canadian Standards Association, Asociación canadiense de normas Daño: evento que resulta en un daño a la tubería, componente, tanque o revestimiento sin que haya ocurrido derrame de producto DIMAR: Dirección General Marítima

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DOT: Department of Transportation – U. S. A. EFRD (Emergency Flow Restriction Device): – Dispositivo de emergencia para la restricción del flujo. Comprende las válvulas cheque y las válvulas de control remoto (RCV). Emisión (Fugitive Emission): – Contaminante liberado en el aire proveniente de fugas en equipos, sellos, válvulas, etc. y no de fuentes usuales como chimeneas o venteos. Empalme (Tie-in): - Sitio de conexión entre sistemas, incluye sitos de conexión de secciones que están siendo reemplazadas. Enterrado (Buried): Cubierto con o en contacto con suelo. Falla: evento que resulta en un daño a la tubería, componente, tanque o revestimiento donde haya ocurrido derrame de producto FAQ: Frequently Asked Questions o puede interpretarse como Preguntas y Respuestas. Gouge: Rasguño. Defecto en la pared de la tubería Groove: Acanaladura. Defecto en la pared de la tubería HCA (High Consequence Areas): Áreas de alta consecuencia Hot Tap: Taladrado en Caliente HSE: Health, Safety and Environmental. Salud, seguridad y medio ambiente HVP: High Vapour Pressure o fluidos con una presión de vapor absoluta mayor de 110 KPa (16 Psi) a 38°C, determinado con el método Reid (ASTM D323) HVL: Highly Volatile Liquid. Líquido Altamente Volátil. Líquido peligroso el cual formará una nube de vapor si se libera en la atmósfera y el cual tiene una presión de vapor superior a (276) kPa (40 psia) a 37.8 °C (100 °F). ILI: In-Line-Inspection. Inspecciones Internas del Oleoducto realizadas mediante herramientas inteligentes (raspadores o marranos inteligentes) IMP: Integrity Management Program o Programa de Manejo de Integridad. Proceso para minimizar los riesgos a la integridad del sistema de ductos que puedan afectar la población, el ambiente y la operación. El programa debe incluir como mínimo la habilidad de identificar y valorar amenazas, consecuencias y riesgos; al igual que su mitigación, prevención y monitoreo.

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IPC: International Pipeline Conference; conferencia internacional de ductos organizada por ASME Juntas en ángulo (Miter Joints): Juntas realizadas en tuberías con las caras cortadas a un ángulo diferente a 90° (+/- 3°) del eje de la tu bería. LVP: Low Vapour Pressure o fluidos con una presión de vapor absoluta igual o menor de 110 KPa (16 psi) a 38°C, determinado con el método Reid (ASTM D323) Llama Expuesta: Open flame. Toda llama expuesta a la atmósfera, tal como la producida por fósforos, velas, encendedores, mecheros, antorchas, etc. LPG: Liquefied Petroleum Gas. Gas licuado de petróleo. Máxima presión de operación (MOP): la máxima presión interna de un ducto a la cual un ducto está calificado como es definido por USA CFR 195. Para ductos nuevos, la MOP puede ser determinada y calificada usando la Tabla 8.1 de CSA-Z662 Medio ambiente del oleoducto (Pipeline environment): Incluye la resistividad del suelo (alta o baja), la humedad del suelo (húmedo o seco), contaminantes del suelo que puedan promover actividad corrosiva y otras condiciones conocidas que puedan afectar la probabilidad de tener corrosión activa. NEB: National Energy Board - Canada NDT: Non Destructive Testing / Ensayos no Destructivos. NFPA:

National Fire Protection Association

Nick-Break Test: Prueba de Fractura de Muesca NPS: Nominal Pipe Size. Diámetro Nominal de la Tubería OQ: Operator Qualification, Calificación del operador, requerimiento de USA DOT PHMSA http://www.phmsa.dot.gov/pipeline/tq/oq Oleoducto o Tuberías en Servicio: Oleoductos o tuberías de sistemas que contengan petróleo crudo, derivados de petróleo o gases combustibles bien sea que se encuentren presurizadas y con flujo o no. Parada del Sistema (Shutdown):– Detener el sistema, parar el bombeo o la operación Parada y aislamiento del Sistema (Shut in = Shutdown + Isolation): - Detener el sistema, parar el bombeo o la operación y aislar el sistema.

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Peligro a la Integridad del sistema de ductos: situación, evento y/o condición (e.g. daño del revestimiento, ciclaje e presión) que tiene el potencial de causar una falla del sistema de ductos. Phased Array ILI: tecnología de inspección interna usando múltiples sensores virtuales de ultrasonido con alta resolución para la detección, caracterización y dimensionamiento de grietas en ductos PHMSA: Pipeline and http://www.phmsa.dot.gov

Hazardous

Materials

Safety

Administration

PLM: Pipe Line Maintenance. Mantenimiento de Línea Potenciamiento (Upgrade): mejoramiento realizado a un ducto, facilidad, equipo o componente para realizar una función a un estándar/desempeño superior o diferente PRCI: Pipeline Research Council International Concejo Internacional de Investigation en Ductos http://www.prci.org PQR: Procedure Qualification Record. Registro de Calificación del Procedimiento RCV (Remote control valve): – Válvula de control remoto. Cualquier válvula que sea operada desde una ubicación distante del sito donde la válvula está instalada. La RCV es usualmente operada por el sistema SCADA. La conexión o comunicación entre el centro de control del oleoducto y la RCV puede ser por medio de fibra óptica, microondas, líneas telefónicas o satélite. Reconocimiento eléctrico (Electrical Survey): Serie de lecturas tubo a suelo tomadas sobre el oleoducto con poca separación entre ellas, las cuales son posteriormente analizadas para identificar ubicaciones en donde una corriente corrosiva esté saliendo de la tubería. Sistema de Gestión (Management Systems): Proceso holístico, sistemático, sistémico, sostenible, óptimo e integrado para lograr los objetivos y metas de la organización. El sistema de gestión deberá incluir como mínimo cinco (5) elementos con la habilidad de demonstrar su política y compromiso, planear, implementar, chequear y verificar, y conducir revisiones gerenciales. SCADA (Supervisory Control And Data Acquisition): Sistema de control de supervisión y adquisición de datos. Sistema con Modo Seguro de falla: Fail Safe System. Sistema diseñado para que si falla el suministro de energía, circuitos de control, elementos estructurales u otros componentes, no colocará en peligro las personas que operan el sistema y otras personas en la vecindad.

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SMAW: Shielded Metal Arc Welding Process. Proceso de soldadura de arco con electrodo revestido SMYS: Specified Minimum Yield Strength. Resistencia de Fluencia Mínima Especificada, Se expresa en psi y es la mínima resistencia de fluencia establecida por la especificación bajo la cual la tubería es comprada del fabricante Soldadura en Servicio: Soldadura que se realiza sobre oleoductos o líneas de sistemas que contengan petróleo crudo, derivados de petróleo o gases combustibles bien sea que se encuentren presurizadas y con flujo o no. USAs (Unusually Sensitive Areas): Áreas excepcionalmente sensible. Corresponde a un cuerpo de agua potable o un área ecológica que sea excepcionalmente sensible al daño ambiental por un derrame de crudo. Valoración directa (Direct Assessment): Método de valoración de integridad que utiliza un proceso para evaluar amenazas específicas (ejemplo, Corrosión externa, corrosión interna y agrietamiento por corrosión y esfuerzo) en un segmento del oleoducto. El proceso incluye la recolección de datos y la integración de los factores de riesgo para identificar áreas donde se sospeche hay corrosión, la evaluación directa de la tubería en esas áreas y la publicación de los resultados de la valoración. Valoración directa de corrosión externa (External corrosion direct assessment (ECDA): Proceso de cuatro pasos que combina pre-valoración, inspección indirecta, evaluación directa y pos-valoración para evaluar la amenaza de corrosión externa a la integridad de un oleoducto. Válvula cheque (Check Valve): Válvula que permite que el fluido pase libremente en una dirección y que tiene un mecanismo para automáticamente prevenir el flujo en la otra dirección. WPS: Welding Procedure Specification. Especificación del Procedimiento de Soldadura. WPQ: Welder Performance Qualification. Calificación de Desempeño de Soldador. Registro que se diligencia como constancia del desempeño del soldador en la calificación.

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1. DISEÑO Y CONSTRUCCIÓN 1.1 INTRODUCCIÓN 1.1.1

Visión General

Alcance (D 100, 200; N 4, Part 1- 4) Este numeral establece los requisitos mínimos para el diseño y la construcción de nuevos sistemas de oleoductos en tubería de acero, así como para la reubicación, reemplazo o cambio de los sistemas de oleoductos existentes. Cumplimiento (D 202; N 4) Adicionalmente a las regulaciones referenciadas en el Alcance del MRO, todo oleoducto debe diseñarse y construirse de acuerdo con los siguientes estándares: a. Estaciones: 1. ASME B31.3, Process Piping o 2. CSA Z662 , Oil and gas pipeline systems b. Oleoducto: 1. ASME B31.4, Pipeline Transportation Systems for Liquid Hydrocarbons and Other

Liquids o 2. CSA Z662 – Oil and gas pipeline systems

La selección del estándar a utilizar para el diseño y la construcción de nuevos sistemas o para la reubicación, reemplazo o cambio de los sistemas de oleoductos existentes, deberá obedecer al buen juicio de ingeniería y ser consistente con los requisitos mínimos del presente Marco Regulatorio. El operador del sistema de Ocensa debe ser consistente en la aplicación del estándar seleccionado. No se deben utilizar secciones de otro estándar diferente al seleccionado dentro las fases de diseño y construcción de un mismo componente o proceso. 1.2 ESPECIFICACIONES 1.2.1

Oleoducto

Temperatura de Diseño (D 102) Los materiales de los componentes del sistema deben ser seleccionados para la temperatura ambiente a la cual serán usados de manera que mantengan su integridad estructural.

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Variaciones de Presión (D 104) Si, dentro del sistema del oleoducto, dos o más componentes van a ser conectados en un sitio en donde uno va a operar a una presión más alta que el otro, el sistema debe ser diseñado de tal forma que cualquier componente que opere a la presión más baja no sea sometido a esfuerzos por encima su esfuerzo de diseño. (A 403.3.34, 404.1.5; C 4.18) Los dispositivos de control de presión y de sobre-presión deberán ser diseñados asegurándose que: a. En el evento de una falla, el sistema de control de presión o de sobre-presión no harán inoperable el uno al otro b. Prevengan la operación no autorizada de sus componentes o que los haga inoperativos El sistema de sobre-presión deberá diseñarse para operar automáticamente sin intervención humana considerando los resultados del análisis de picos (Surge) del sistema de control de presión para evitar que la presión máxima de operación de la tubería (MOP), en cualquier punto del ducto o componente, exceda el 10% o 35 kPa, cualquiera que sea mayor. Presión Interna de Diseño (D 106) Considerar: a. La presión interna de diseño para la tubería en un oleoducto se determina de acuerdo

con la siguiente fórmula:

 2⋅ S ⋅t  P= ⋅E ⋅F  D  Donde: P = Presión manométrica interna de diseño en psi (kPa). S = Resistencia de fluencia en psi (kPa) de acuerdo con el numeral b) de esta sección. t = El espesor nominal de la pared del tubo en pulgadas (milímetros). D = Diámetro externo nominal del tubo en pulgadas (milímetros). E = Factor de unión de la costura, la cual se determinada de acuerdo con el numeral d) de esta sección. F = Factor de diseño de 0.72, excepto que se utiliza un factor de 0.60 para la tubería, incluyendo la tubería vertical (risers), de plataformas ubicada costa afuera o en plataformas sobre aguas navegables costa adentro. Se utiliza 0.54 para la tubería que ha sido sometida a expansión en frío para cumplir la resistencia mínima especificada de fluencia y es calentada

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posteriormente, por medios diferentes a la soldadura o al alivio de esfuerzos como parte del proceso de soldadura, a una temperatura superior a 900°F (482°C) por cualquier periodo de tiempo o s obre 600°F (316°C.) durante más de 1 hora. (A 403.2; C 4.3.5, 4.3.6 y Tabla 8.1; N Parte 3 y 5) Se podrá usar un factor de diseño máximo de 0.80 cuando la presión hidrostática de fabrica y de campo del ducto sea realizada exitosamente a un nivel de esfuerzo de la pared de tubería del 100% de la resistencia de fluencia mínima de la tubería y se cumplan a satisfacción todos los requerimientos exigidos en CSA-Z662 cláusulas 4 and 7 y sus referencias9, CSAZ245.1, y NEB OPR-99 Parte 3, 5 y sus reformas. b. La resistencia de fluencia que se debe usar para determinar la presión interna de

diseño de acuerdo con el numeral a) de esta sección es la resistencia de fluencia mínima especificada (SMYS). c. El espesor mínimo de pared de la tubería no puede ser menor que el 87.5 % del valor

usado como espesor nominal de pared, cuando se determine la presión interna de diseño de acuerdo con el numeral a) de esta sección. Adicionalmente, las cargas externas que se anticipen sean concurrentes con la presión interna deben ser consideradas de acuerdo con las secciones de Diseño de Presión de Componentes y de Expansión y Flexibilidad de los estándares de diseño y construcción. Una vez se determine la presión interna de diseño, el espesor nominal de pared de la tubería se debe incrementar tal como sea necesario para compensar estas cargas y presiones concurrentes. (C 4.3.11.2 Tabla 4.5; A 403.2.5) El espesor nominal final escogido para ductos y estaciones deberá ser igual o mayor a los valores mínimos definidos en la Tabla 1 asegurando en lo posible de mantener una relación de diámetro (d) versus espesor (t) o d/t menor de 120. Tabla 1 - Espesores Mínimos de Ductos con/sin Rosca para Ductos y Estaciones Diámetro Externo (mm) 10.3 13.7 17.1 21.3 9

Tubos para Ductos Sin Rosca (mm) 1.7 2.2 2.3 2.1

Roscado (mm) 1.7 2.2 2.3 2.8

Tubos para Estaciones Sin Roscado Rosca (mm) (mm) 2.4 3.0 3.2 3.7

2.4 3.0 3.2 3.7

CSA Z245.1, API 5L, ASTM A984/A984M, ASTM A1005 /A1005M, ASTM A1024 /A1024M,

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Diámetro Externo 26.7 33.4 42.2 48.3 60.3 73.0 88.9 101.6 114.3 141.3 168.3 219.1 273.1 323.9 355.6 406.4 457.0 508.0 559–660 711–762 813–914 965– 1372 1422– 1829 1880– 2032

Tubos para Ductos Sin Rosca 2.1 2.1 2.1 2.1 2.1 2.1 2.1 2.1 2.1 2.1 2.1 3.2 4.0 4.4 4.8 4.8 4.8 4.8 5.6 5.6 5.6

Roscado 2.9 3.4 3.6 3.7 3.9 5.2 5.5 5.7 6.0 * * * * * * * * * * * *

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Tubos para Estaciones Sin Roscado Rosca 3.9 3.9 4.5 4.5 4.9 4.9 5.1 5.1 5.5 5.5 5.2 5.2 5.5 5.5 5.7 5.7 6.0 6.0 6.4 * 6.4 * 6.4 * 6.4 * 6.4 * 6.4 * 6.4 * 6.4 * 6.4 * 6.4 * 7.1 * 7.9 *

6.4

*

7.9

*

9.5

*

9.5

*

10.3

*

10.3

*

d. El factor de unión de la costura utilizado en el numeral a) de esta sección se determina

de acuerdo con la siguiente tabla: Especificació n ASTM A53

Clase de tubería Sin costura Soldada por resistencia eléctrica Soldada a solapa en horno Soldada a tope en horno

Factor de unión de la costura 1.00 1.00 0.80 0.60

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ASTM 106 ASTM A333 / A333M ASTM A381 ASTM A671 ASTM A672 ASTM A691

API 5L

Sin costura Sin costura Soldada Soldada con doble arco eléctrico sumergido Soldada por fusión eléctrica Soldada por fusión eléctrica Soldada por fusión eléctrica Sin costura Soldada por resistencia eléctrica Soldada por arco con presión Soldada con arco eléctrico sumergido Soldada a solapa en horno Soldada a tope en horno

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1.00 1.00 1.00 1.00 1.00 1.00 1.00 1.00 1.00 1.00 1.00 0.80 0.60

Los factores de unión de la costura que no estén cubiertos en este numeral no se consideran en este Marco Regulatorio. Presión Externa (D 108) Cualquier presión externa que vaya a ser ejercida sobre la tubería deberá ser considerada durante el diseño del sistema. Cargas Externas (D 110) Considerar: a. Las cargas externas esperadas, tales como aquellas debidas a terremotos, vibración,

expansión y contracción térmica, y geotécnicas10 entre otras, deben ser consideradas durante el diseño del sistema. Los códigos de diseño incluyen secciones relacionadas con expansión y flexibilidad los cuales deben ser seguidos. b. El oleoducto y otros componentes deben ser soportados de tal forma que los soportes

no causen esfuerzos localizados excesivos. En el diseño de los puntos de conexión al oleoducto se deben considerar los esfuerzos adicionales ejercidos a la pared de la tubería en el sitio de la conexión y se debe calcular y compensar el espesor de la pared de la tubería requerido para soportarlos. Material de la tubería (D 112) Considerar:

10

CSA-Z662-11 Annex C Limit States Design para efectos comparativos únicamente.

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a. (N 38(1); C 7.6.4.4) La tubería debe ser fabricada de acero al carbón, de baja

aleación y alta resistencia, o de acero aleado, que sea capaz de soportar la presión interna y las cargas externas previstas en el sistema. El contenido equivalente de carbono de la tubería calculado no debe exceder 0.5% b. La tubería debe ser fabricada de acuerdo con una especificación escrita que establezca los requisitos de composición química del acero y las pruebas mecánicas a la tubería para establecer que es apropiada para el uso propuesto. c. Cada tubo de diámetro externo superior a 4 ½” debe estar marcado sobre la superficie o sobre el revestimiento con la especificación bajo la cual fue fabricado, su resistencia mínima de fluencia especificada – SMYS o grado, y el tamaño del tubo. La marcación debe ser aplicada de tal forma que no dañe la tubería o el revestimiento y debe permanecer visible hasta que el tubo sea instalado. Ubicación de la tubería (D 210, 192.903 ;C 4.3.3) Considerar: a. El derecho de vía del oleoducto debe seleccionarse para evitar, tanto como sea

factible, áreas con viviendas privadas, edificios industriales y lugares de concentración de público; particularmente, áreas con hospitales, ancianatos, escuelas, y áreas con dificultad de evacuación rápida. b. Ningún oleoducto debe ser ubicado dentro de 15 metros (50 pies) de cualquier

vivienda privada, o cualquier edificación hospitalaria, escolar o industrial o lugar de reunión de público en el cual las personas trabajen, se congreguen o se reúnan, más de 20 personas una vez por semana o 50 veces al año. Inspección de la Construcción a. (D 204; N 54) Se deben realizar inspecciones para asegurar la instalación de la tubería o sistemas del oleoducto de acuerdo con los requisitos de este numeral. La persona que realice estas inspecciones debe estar entrenada y calificada para la fase de la construcción que inspeccionará. La inspección será realizada por la compañía dueña o su representante independiente de quien construye el ducto. b. (D 206) No se debe instalar tubería ni otros componentes del sistema de oleoductos a no ser que hayan sido inspeccionados visualmente en el sitio de la instalación para asegurar que no han sido dañados de forma que se pueda perjudicar su resistencia o reducir su capacidad para el servicio. Curvado de la Tubería (D 212) Considerar:

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a. El tubo no puede tener ninguna arruga mayor de 2% del diámetro de la tubería

producida por el doblado. Las arrugas menores del 2% del diámetro de la tubería pueden ser aceptadas si cumplen con el requerimiento de máximo esfuerzo operacional especificado en el estudio PRCI PR-218-992511 . b. Cada curva hecha en campo debe cumplir con lo siguiente 1. El doblado no debe afectar la capacidad para el servicio de la tubería. 2. Cada curva debe tener un contorno suave, estar libre de pandeos, grietas y

cualquier otro daño mecánico. 3. En tubos que tengan una soldadura longitudinal, esta debe quedar tan cerca del eje

neutro de la curva como sea posible, a no ser que: - El doblez de ejecute utilizando un mandril interno para doblado - El tubo tenga un diámetro externo menor o igual que 12 ¾” (324 mm) o tenga una relación diámetro espesor de pared menor de 70. 4. Cada soldadura circunferencial que va a quedar ubicada en donde el esfuerzo durante el doblado va a producir una deformación permanente deberá ser examinada por medio de ensayos no destructivos antes y después del proceso de doblado. Instalación de la Tubería en la Zanja (D 246) Considerar: a. Toda tubería instalada en la zanja debe ser instalada de manera tal que se minimice

la introducción de esfuerzos secundarios y la posibilidad de daño a la tubería. b. Toda tubería costa afuera – offshore – en aguas entre 3.7 metros (12 pies) y 61

metros (200 pies) de profundidad, medida utilizando la media de la marea baja, debe ser instalada de tal manera que la parte superior de la tubería quede debajo del lecho marino natural, a no ser que se mantenga estacionario en su sitio mediante un sistema de anclado o mediante un recubrimiento de concreto pesado u otro medio equivalente. Profundidad Bajo Tierra de la Tubería (D 248; A Tabla 434.6-1) Considerar: La tubería debe ser instalada de tal forma que la profundidad bajo tierra entre el lomo de la tubería y el nivel del suelo, lecho de vías, fondo de ríos o el fondo natural bajo el agua (tal como se pueda determinar mediante prácticas generalmente aceptadas), sea como mínimo el que se encuentra en la siguiente tabla.

11

Kiefner; SSD, “Acceptance Criteria for Mild Ripples in Pipeline Field Bends”, L51994e, PRCI PR-218-9925, 16 Sep 2003

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Ubicación

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Profundidad metros (pulgadas) Excavación Excavación normal en roca1

Áreas residenciales, industriales o comerciales 1.21 (48) 0.75 (30) Cruces de cuerpos de agua (tierra adentro) de ancho superior a 30 metros (100 pies) medido entre las 1,21 (48) 0.45 (18) marcas superiores del agua. Cunetas de drenaje de carreteras públicas o vías 1.21 (48) 0.91 (36) férreas Zonas de seguridad de puertos de aguas profundas 1,21 (48) 0.61 (24) Zonas costa afuera – offshore – en aguas de menos de 3.7 metros (12 pies) de profundidad, medida 0.91 (36) 0.45 (18) utilizando el promedio de la marea baja Cualquier otra área 0.9 (36) 0.45 (18) 1 Excavación en roca es cualquier excavación que requiera de voladuras o un medio equivalente de remoción. Distancia Mínima de la Tubería a Estructuras Enterradas (D 250 A 434.6 (c)) Las estructuras enterradas que intercepten la ruta de la zanja deberán ser identificadas previamente para prevenir daños a esas estructuras. Cualquier tubo instalado debajo de la tierra debe tener como mínimo 305 milímetros (12 pulgadas) de separación entre la parte externa del tubo y cualquier otra estructura enterrada. Tapado (D 252) El tapado de la zanja del oleoducto debe realizarse de forma tal que: a. Suministre un soporte firme bajo la tubería; y b. Prevenga el daño de la tubería y su revestimiento causado por el equipo y el material

de tapado. (C N.10.2) La probabilidad de daño de la tubería puede ser reducida o minimizada con el uso de las recomendaciones sugeridas en CSA-Z662 en el Anexo N.10.2 Componentes Superficiales (D254) Considerar: a. Cualquier componente puede ser instalado en la superficie en las siguientes

situaciones, si las otras partes de este numeral se cumplen:

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1. 2. 3. 4. 5.

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Cruces suspendidos de autopistas, ferrocarriles y los tramos de tubería sobre agua. Cruces sobre diques y barrancos Trampas de raspadores y válvulas de seccionamiento Áreas bajo control directo del operador Cualquier área inaccesible al público

b. Cualquier componente cubierto por el numeral a. de esta sección debe estar

protegido de las fuerzas ejercidas por las cargas que sean previstas. Cruces de Ferrocarriles, Carreteras, y Autopistas (D 256) La tubería en cada cruce de ferrocarril o carretera o autopista con cargas de tráfico debe ser instalada de tal forma que soporte adecuadamente las cargas dinámicas ejercidas y anticipadas debido al tráfico. La sección Cambios de Cargas de Externas en Cruces del Oleoducto de este MRO provee las metodologías a ser utilizadas en la valoración de ingeniería. 1.2.2 Soldadura Soldadura de Soportes y Abrazaderas (D 208) Los soportes y abrazaderas no deben ser soldados directamente a tubería que opere a más de 100 psig. Procedimientos de Soldadura (D 214) Considerar: a. La soldadura debe ser realizada por un soldador calificado de acuerdo con

procedimientos de soldadura calificados de acuerdo al estándar API 1104 – Welding of Pipelines and Related Facilities – o la Sección IX del código ASME BPVC, Boiler and Pressure Vessel Code – Welding and Brazing Qualifications. (A 434.8.3) La calificación de los procedimientos de soldadura para el oleoducto debe realizarse de acuerdo con el estándar API 1104. La calificación de los procedimientos de soldadura para trabajos de taller, montaje y soldadura en estaciones y terminales debe realizarse de acuerdo con el API 1104 o con la Sección IX del ASME BPVC. La calidad de las soldaduras de prueba utilizadas para la calificación de los procedimientos de soldadura o WPS – Welding Procedure Specification – por su sigla en inglés, debe ser determinada por medio de ensayos destructivos.

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b. Todo procedimiento de soldadura debe ser registrado en detalle, incluyendo los

resultados de las pruebas de calificación o PQR – Procedure Qualification Record – por su sigla en inglés. Estos registros deben retenerse y seguirse cada vez que el procedimiento sea utilizado. Juntas en Ángulo (Miter or Mitre Joint) (D 216) No se permiten juntas en ángulo. No se consideran como juntas en ángulo deflexiones naturales de hasta 3° que sean causadas por desalineamiento. Calificación de Soldadores (D 222) Considerar: a. Cada soldador debe ser calificado de acuerdo con el estándar API 1104 – Welding of

Pipelines and Related Facilities – o la Sección IX del código ASME BPVC, Boiler and Pressure Vessel Code – Welding and Brazing Qualifications. (A434.8.3) La calificación de los soldadores para el oleoducto debe realizarse de acuerdo con el estándar API 1104. La calificación de los soldadores para trabajos de taller, montaje y soldadura en estaciones y terminales debe realizarse de acuerdo con el API 1104 o con la Sección IX del ASME BPVC. Soldadores calificados por versiones anteriores de estos estándares pueden soldar pero no pueden ser recalificados bajo las versiones anteriores de estos estándares. b. Ningún soldador puede soldar utilizando un proceso de soldadura a no ser que

durante los últimos 6 meses calendario el soldador haya: 1. 2.

Soldado utilizando este mismo proceso; y Tenga una soldadura probada y aceptada de acuerdo con el estándar API 1104.

Condiciones ambientales durante la soldadura. (D 224) La soldadura debe protegerse de las condiciones ambientales que puedan perjudicar su calidad. Quemones de Arco (D 226) Considerar: a. Todo quemón por arco debe ser reparado. b. Un quemón por arco puede ser reparado mediante la remoción completa del entalle

mediante esmerilado, si el esmerilado no reduce el espesor remanente de la pared de la tubería por debajo del espesor mínimo requerido por la tolerancia de la

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especificación de la tubería con la que fue fabricada. Si el entalle no es reparable mediante esmerilado, se debe retirar la sección cilíndrica de la tubería que lo contiene. c.

La puesta a tierra no puede ser soldada a la tubería o accesorios que se están soldando.

Inspección de Soldaduras, Estándar de Aceptación (D 228) Toda soldadura debe ser inspeccionada para asegurar el cumplimiento de los requisitos de este numeral. La inspección visual debe ser complementada mediante ensayos no destructivos. Reparación o Remoción de Defectos en Soldaduras (D 230) Considerar: a. Toda soldadura que no sea aceptada de acuerdo con las secciones

Soldadura e Inspección de Soldaduras, Estándar de aceptación y Ensayos No Destructivos – debe ser retirada o reparada. Exceptuando las soldaduras en un oleoducto submarino que estén siendo instalado desde una barcaza, toda soldadura que contenga una grieta de longitud superior al 8% de la longitud total de la soldadura debe ser removida.

b. En toda soldadura que esté siendo reparada, se debe remover el defecto hasta

encontrar material sano y la sección que esté siendo reparada debe precalentarse si existen condiciones que puedan afectar adversamente la calidad de la reparación de la soldadura. Después de la reparación, la sección de la soldadura que ha sido reparada debe ser inspeccionada para asegurar su aceptabilidad. c.

La reparación de una grieta, o de cualquier otro defecto en un área previamente reparada, debe realizarse de acuerdo con un procedimiento escrito de reparación de soldaduras previamente calificado de acuerdo con la sección– Soldadura – Procedimientos de Soldadura. Los procedimientos de reparación de soldaduras deben suministrar a la soldadura reparada las propiedades mecánicas mínimas especificadas en el procedimiento de soldadura original.

Soldaduras: Ensayos No Destructivos (D 234) Considerar: a. Una soldadura puede ser probada mediante ensayos no destructivos mediante

cualquier proceso que claramente señale cualquier defecto que pueda afectar la integridad de la soldadura. b.

Cualquier ensayo no destructivo de soldadura debe ser realizado:

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1. Siguiendo procedimientos escritos para ensayos no destructivos; y 2. Por personal que ha sido entrenado en los procedimientos establecidos y en el

uso de los equipos a utilizar durante los ensayos. c.

Se deben establecer procedimientos para la adecuada interpretación de cada soldadura inspeccionada para asegurar su aceptabilidad de acuerdo con la sección – Soldadura - Soldadura e Inspección de Soldaduras, Estándar de aceptación.

d. (N 17) Se debe examinar la circunferencia completa de todas las soldaduras mediante

ensayos no destructivos de radiografía o ultrasonido e. Se deben probar el 100% de las soldaduras circunferenciales realizadas en sitios de

empalme (tie-in) al oleoducto, incluyendo todas las soldaduras de las secciones que estén siendo reemplazadas y pasen a ser custodia de OCENSA. 1.2.3

Válvulas y Dispositivos EFRD

(D 116; C 4,4, 10.9.6, 11.19; Z245.15, C Annex M) Cada válvula a ser instalada en el oleoducto debe cumplir con lo siguiente: a. La válvula debe tener un diseño confiable de ingeniería. Las válvulas deberán ser

diseñadas como parte integral del sistema de control de presión, flujo y protección del sistema. Las posiciones seguras en caso de falla (Fail-Safe) de las válvulas de control de presión o flujo, motorizadas u operadas eléctricamente o operadas por presión deberán consideran las recomendaciones establecidas en CSA-Z662 Annex M.8 b. Los materiales que serán sometidos a la presión interna del sistema, incluyendo los

extremos soldados o bridados, deben ser compatibles con la tubería o accesorios del oleoducto a los cuales serán conectados. c.

El cuerpo y los sellos de cada válvula deben ser probados hidrostáticamente sin presentar fuga como mínimo de acuerdo con los requisitos de la sección 10 del estándar API 6D – Pipeline Valves.

d. Toda válvula, exceptuando las válvulas cheque, deberán estar equipadas con los

medios necesarios para indicar claramente la posición de la válvula (abierta, cerrada, etc.). e. Cada válvula debe ser marcada en el cuerpo o en la placa de identificación con por lo

menos lo siguiente: 1. 2.

Nombre del fabricante o marca registrada Designación de clase (ANSI Class) y la máxima presión de trabajo a la cual la válvula puede ser sometida.

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3. 4.

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Designación del material del cuerpo y de las conexiones de los extremos si más de un tipo de material es utilizado. Tamaño nominal de la válvula.

(D 452(i)(4)) Los dispositivos del tipo Emergency Flow Restriction Device (EFRD) podrán ser válvulas, operadas remotamente o de cierre automática seleccionadas para reducir la consecuencia de una falla del ducto. Los siguientes factores deben considerarse al diseñarse para una EFRD: a.

Rapidez en la detección de la fuga y capacidad de parada del oleoducto.

b.

Tipo de producto transportado.

c.

La tasa potencial de fuga

d.

El volumen que puede llegar a liberarse.

e.

La topografía o perfil del oleoducto

f.

La posibilidad de ignición.

g.

La proximidad a fuentes de energía.

h.

La ubicación del personal de respuesta más cercano.

i.

La topografía entre el segmento del oleoducto y el área de alta consecuencia.

j.

Los beneficios esperados al reducir el tamaño del derrame.

Ubicación (D 258) considerar: a. Cada válvula debe ser ubicada en un sitio que sea accesible a empleados autorizados

y que esté protegido contra daños y manipulación indebida. b. Toda válvula sumergida ubicada en oleoductos costa afuera (offshore) o en tierra en

aguas navegables debe ser marcada o ubicada mediante técnicas convencionales de localización para facilitar una rápida localización cuando se requiera la operación de la válvula. (D 260) Una válvula debe ser instalada en cada una de las siguientes ubicaciones: a.

(N 12; C 4.14.3.3) En la entrada (succión) y salida (descarga) de una estación de bombeo, de tal forma que permita el aislamiento del equipo en la estación en el

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evento de una emergencia. Las válvulas de succión y descarga de las estaciones de bombeo deberán tener una alternativa de fuente de corriente eléctrica para asegurar bloquear el producto fuera de la estación en el evento de emergencia y pérdida del suministro regular de corriente eléctrica. b.

En cada línea que entre o salga de un tanque de almacenamiento de crudo (breakout tank) de tal forma que permita el aislamiento del área del tanque de las otras instalaciones.

c.

(C 4.4.1) En la línea principal del oleoducto en sitios a lo largo del sistema que minimicen el daño o contaminación debida a una descarga accidental de crudo, de tal forma que sean apropiadas para el terreno en campo abierto, para áreas costa afuera y para áreas pobladas. El terreno para ubicar la válvula debe minimizar el movimiento o el asentamiento de la tubería conectada a la válvula.

d.

En cada derivación lateral de tal forma que permita bloquear la derivación sin interrumpir el flujo por la línea principal.

e.

A cada lado de un cruce de agua que tenga más de 30 metros (100 pies) de ancho, medido en las marcas de agua más altas.

f.

A cada lado de un reservorio de agua para consumo humano.

1.2.4 Accesorios (D 118) Considerar: a. Los accesorios a ser soldados a tope deben cumplir con los requisitos para su

marcado, preparación de los extremos y resistencia del estándar ASME B16.9 – Factory Made Wrought Butt welding Fittings – o del estándar MSS SP-75 – Specification for High Test Wrought Butt Welding Fittings. b. No puede haber cualquier tipo de pandeo, abolladura, grieta, rasguño u otro tipo de

defecto que pueda reducir la resistencia del accesorio. c.

Los accesorios deben ser apropiados para el servicio al cual serán destinados y deben ser al menos tan resistentes como el tubo o los otros accesorios del sistema a los cuales serán conectados.

Paso de Herramientas de Inspección Interna (D 120) considerar:

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a. Todo oleoducto nuevo o sección del oleoducto en la cual se reemplace tubería,

válvulas, accesorios u otros componentes, debe ser diseñada y construida para permitir el paso de dispositivos instrumentados de inspección interna, exceptuando: 1. Múltiples de distribución o manifolds 2. Tubería de estaciones tales como estaciones de bombeo, estaciones de medición

y estaciones reductoras de presión. 3. Tubería asociada con patios de tanques u otras instalaciones de almacenamiento. 4. Tuberías de traspaso o crossovers. b. En situaciones de emergencia, limitaciones de tiempo en construcción u otros

problemas imprevistos, se puede considerar la construcción de secciones que no cumplan con el numeral a. anterior, siempre y cuando se documenten las razones y, dentro del plazo de 1 año a la puesta en servicio, el operador del sistema de Ocensa modifique las secciones para permitir el paso de dispositivos instrumentados de inspección interna. Conexión de Derivaciones Pre-Fabricadas (D 122) Todo oleoducto debe ser diseñado para que la adición de una conexión de derivación no reduzca la resistencia del sistema. Cierres de actuación rápida (Closures) (D 124) Todo cierre (closure) a ser instalado en un oleoducto debe cumplir con el ASME PVC – Sección VIII, Pressure Vessels, Division 1, y debe tener una clasificación de presión y temperatura al menos igual a la de la tubería en la cual el cierre será instalado. Uniones Bridadas (D 126) Todo componente de una unión bridada debe ser compatible con los otros componentes y la conexión, entendida como una unidad, debe ser apropiada para el servicio previsto. Tubería de Estación (D128) Toda tubería a ser instalada en una estación que sea sometida a la presión del sistema deberá cumplir los requisitos aplicables de este numeral. Montajes Pre-Fabricados (D 130) Todo montaje pre-fabricado a ser instalado en el oleoducto debe cumplir los requisitos aplicables de este numeral. 1.2.5 Tanques Superficiales de almacenamiento

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Diseño y Construcción (D 132) Considerar: a. Todo tanque de almacenamiento superficial debe ser diseñado y construido para

soportar la presión interna producida por el líquido que almacenará y cualquier carga externa prevista, de acuerdo con lo siguiente: 1.

2.

3.

Tanques de acero soldados, fabricados en taller, verticales, cilíndricos y cerrados por encima, con capacidades nominales de 90 a 750 barriles (14,3 a 119,2 m3) y con presiones internas en el espacio del vapor aproximadamente igual a la presión atmosférica, deben ser diseñados y construidos de acuerdo con el estándar API 12F – Specification for Shop Welded Tanks for Storage of Production Liquids. Tanques de acero al carbón, soldados, de baja presión (presión en el espacio interior del vapor inferior a 15 psig (103,4 kPa)), cuya pared pueda ser generada completamente por la rotación de un contorno apropiado alrededor de un único eje de revolución, deben ser diseñados y construidos de acuerdo con el estándar API 620 – Design and Construction of Large, Welded, Low-Pressure Storage Tanks. Tanques de acero soldados, verticales, cilíndricos con presiones internas en la parte superior del tanque aproximadamente iguales a la presión atmosférica (presiones internas en el espacio del vapor inferiores a 2.4 psig (17.2 kPa), o no superiores a la presión desarrollada por el peso del techo del tanque) deberán ser diseñados y construidos de acuerdo con el estándar API 650 – Welded Steel Tanks for Oil Storage.

Reparación, Modificación y Reconstrucción de Tanques Superficiales de Almacenamiento (Breakout Tanks) que han Estado en Servicio. (D 205) considerar: a. Los

tanques superficiales de almacenamiento que hayan sido reparados, modificados, o reconstruidos y retornados al servicio deben ser capaces de soportar la presión interna producida por el líquido almacenado en ellos, así como cualquier carga externa que se pueda anticipar.

b. Para los tanques diseñados y construidos de acuerdo con el estándar API 650 –

Welded Steel Tanks for Oil Storage – las reparaciones, modificaciones y reconstrucción deben realizarse de acuerdo con el estándar API 653 – Tank Inspection, Repair, Alteration, and Reconstruction. Confinamiento, Protección Contra la Entrada, Venteo Normal y de Emergencia de Tanques de Almacenamiento (Breakout Tanks) Superficiales

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(D 264) considerar: a. Se deben suministrar los medios para contener una fuga de crudo en caso de falla de

un tanque superficial de almacenamiento (breakout tank). b. Para tanques construidos según los estándares API 12F - Specification for Shop

Welded Tanks for Storage of Production Liquids – API 620 - Design and Construction of Large, Welded, Low-Pressure Storage Tanks - o API 650 – Welded Steel Tanks for Oil Storage – la instalación del confinamiento requerido por el numeral a. de esta sección, debe realizarse de acuerdo con las siguientes secciones del estándar NFPA 30 – Flammable and Combustible Liquids Code: 1. El confinamiento alrededor de un tanque de almacenamiento debe realizarse de

acuerdo con la sección Impounding Around Tanks by Diking. 2. El confinamiento de los drenajes de un área remota de confinamiento debe

realizarse de acuerdo con la sección Remote Impounding. c.

Las áreas de los tanques superficiales de almacenamiento deben estar protegidas adecuadamente contra entradas no autorizadas.

d. Se deben tener venteos de alivio normal y de emergencia en todo tanque de

almacenamiento atmosférico superficial. Se deben tener dispositivos de relevo de presión y vacío en todo tanque almacenamiento superficial de baja presión o de alta presión. e. Para tanques construidos de acuerdo con el estándar API 12F - Specification for Shop

Welded Tanks for Storage of Production Liquids - la instalación de los venteos de alivio normal y de emergencia debe realizarse de acuerdo con la Sección 4 y los Apéndices B y C del mismo estándar. f.

Para tanques construidos de acuerdo con el estándar API 650, la instalación de los venteos de alivio normal y de emergencia debe realizarse de acuerdo con el estándar API 2000 – Venting Atmospheric and Low-Pressure Storage Tanks.

g. Para tanques construidos de acuerdo con el estándar API 620, la instalación de los

alivios de presión y de vacío de emergencia debe realizarse de acuerdo con la Sección 9 del mismo estándar y sus referencias al API 2000 – Venting Atmospheric and Low-Pressure Storage Tanks. 1.2.6 Detección de Fugas (API 1130 0.2; C e.7) El diseñador del sistema de detección de fugas deberá desarrollar una estrategia para la tubería nueva o para los segmentos adicionados. La estrategia deberá considerar la extensión de las consecuencias de un derrame, su volumen, y los efectos de

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toxicidad y flamabilidad del producto. El sistema de detección de fugas será logrado por una variedad y combinación de metodologías indirectas de funcionamiento a la tubería (i.e. Monitoreo Computacional basado en algoritmo) y directas (i.e. sensores, inspecciones visuales, sistemas sin algoritmo). Monitoreo Computacional del Oleoducto para detección Indirecta de fugas (D134) Todo sistema nuevo para la detección indirecta de fugas que utilice un sistema de monitoreo computacional del oleoducto (CPM por sus siglas en inglés), y todo reemplazo de componentes de un sistema CPM existente debe cumplir con el estándar API 1130 – Computational Pipeline Monitoring for Liquid Pipelines. Sistemas de Detección Directa de Fugas (API 1130 0.1) Los sistemas de detección directa de fugas deberán ser utilizados en áreas donde los sistemas indirectos (CPM) requieran ser complementados para lograr la efectividad requerida para proteger el público o el ambiente. Los sistemas de detección directa podrán ser utilizados en segmentos (i.e. sensores de líquido, vapor o emisión acústica) y/o a lo largo de todo el sistema (i.e. inspección desde tierra o aire). 1.2.7 Equipo de Bombeo (D 262) Considerar: a. Los edificios en las estaciones de bombeo deben tener adecuada ventilación para

prevenir la acumulación de vapores peligrosos. Se deben instalar sistemas de alarma para advertir acerca de la presencia de vapores peligrosos en los edificios de estaciones de bombeo. b. Toda estación de bombeo debe tener: 1. Dispositivos de seguridad para prevenir una sobre-presión del equipo de

bombeo, incluyendo las bombas auxiliares dentro de la estación. 2. (N 12; C 4.14.3.3) Un sistema de parada de emergencia en cada estación de

bombeo con las siguientes características: - Un equipo auxiliar de suministro de potencia (i.e. energía eléctrica) para bloquear el producto a la entrada y salida de la estación - Dispositivo para apagar todo el equipo de bombeo, equipos que usen combustible y electricidad en cercanías de las edificaciones, con la excepción de los sistemas de alumbrado de emergencia para evacuación y otros sistemas esenciales para la protección del personal - Operable con un botón manual en las cercanía de las salidas de emergencia

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c. Todo equipo de seguridad debe ser probado bajo condiciones similares a las

condiciones de operación y estar operando adecuadamente antes de que la estación pueda entrar en servicio. d. El equipo de bombeo debe ser instalado en propiedades bajo el control del operador y

al menos a 15.2 metros (50 pies) de los límites de la estación de bombeo. e. Se debe instalar un sistema de protección contra incendios adecuado. Si el equipo de

protección contra incendios requiere el uso de bombas, se les debe suministrar una fuente de alimentación de potencia separado del que opera la estación. 1.2.8 Registros de Construcción (D266) Los siguientes registros deben ser mantenidos por el operador del sistema de Ocensa durante toda la vida del sistema: a. El número total de soldaduras circunferenciales y el número de las que fueron

probadas mediante ensayos no destructivos, incluyendo el número de soldaduras rechazadas y la disposición final de cada soldadura rechazada. b. La cantidad, ubicación y profundidad de cada tubo instalado. c.

La ubicación de cada cruce con otro oleoducto.

d. La ubicación de cada cruce con otra instalación enterrada. e. La ubicación de cada cruce aéreo de tubería. f.

La ubicación de cada válvula y estación de prueba de corrosión.

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PRUEBAS DE PRESIÓN

2.1. INTRODUCCIÓN 2.1.1. Visión General Alcance (D 300) Este numeral establece los requisitos mínimos para las pruebas de presión de oleoductos de acero. Generalidades (D 302) Exceptuando lo establecido en el numeral b. de la sección Prueba de Presión De Tubería y Accesorios – Prueba de Componentes – el operador del sistema de Ocensa no puede operar el oleoducto a no ser que haya sido probado a presión de acuerdo con este numeral sin presentar fuga, rotura o desviación significativa de los valores aceptables de la prueba. Adicionalmente, el operador del sistema de Ocensa no puede retornar al servicio un segmento del oleoducto que haya sido reemplazado, reubicado o modificado hasta que haya sido probado de acuerdo con el presente numeral. 2.2.

ESPECIFICACIONES

2.2.1. Prueba de Presión de Tubería y Accesorios Presión, Duración y Condiciones de la Prueba (D 304; C 8, Tabla 8.1, 8.6 y 8.8.8) La presión a utilizar en cada prueba de presión realizada conforme al presente numeral debe mantenerse en toda parte del sistema que está siendo probado durante al menos 4 horas continuas y ser igual: a. al 125% de la Máxima Presión de Operación (MOP); ó b. a la presión requerida para alcanzar el 100% del máximo límite de fluencia (SMYS),

pero sin exceder 110% SMYS.. En caso de que el oleoducto no pueda ser inspeccionado visualmente en búsqueda de fugas, debe mantenerse por lo menos otras 4 horas adicionales continuas a una presión igual: a. al 110% de la máxima presión de operación (MOP) ó b. a la presión requerida para alcanzar el 90% del máximo límite de fluencia (SMYS), pero sin exceder 100% SMYS.

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Durante la prueba, la desviación en la gráfica de Presión versión Volumen (P-V) de la prueba hidrostática no deberá exceder 0.2%, lo que indicaría plastificación del ducto y accesorios, y daño potencial del revestimiento requiriendo su reemplazo. La gráfica P-V deberá prepararse desde los valores de presión más bajos posibles (i.e. 60 al 80% SMYS). Adicionalmente, no deberá aplicarse ciclaje de presión por parte de la operación durante la prueba. Igualmente, las temperaturas del ambiente, agua de prueba y de la tubería deberán registrarse para analizar su efecto en el volumen/presión de la prueba. Prueba de Componentes (D 305) Considerar: a. En cada prueba de presión se debe probar toda la tubería, accesorios y

componentes, exceptuando los que se incluyen en el numeral b. a continuación. b. Un componente, diferente de tubería, el cual es el único elemento que está siendo

reemplazado o adicionado al sistema del oleoducto no necesita ser probado hidrostáticamente de acuerdo con el numeral a. anterior, si el fabricante certifica que: -

El componente fue probado hidrostáticamente en la fábrica; o El componente fue fabricado bajo un sistema de control de calidad que asegura que cada componente es al menos igual de resistente que un prototipo que haya sido probado hidrostáticamente en la fábrica.

Prueba de Empalmes (TIE-INS) (D 308) La tubería asociada con las conexiones entre sistemas o la conexión de empalmes (tie-ins) de secciones que están siendo reemplazadas deben probarse bien sea con la sección que se está conectado o separadamente. (N 26) El número de soldaduras que no sean sujetas a una prueba de presión luego de la instalación de secciones pre-ensambladas o segmentos de tubería en el oleoducto debe minimizarse tanto como sea práctico o inspeccionarse con ensayos no destructivos. Medio de Prueba (D 306; A A437.1.4; C 8.7.2) Considerar: a. El medio de prueba a ser usado debe ser agua, exceptuando, segmentos costa

adentro (diferentes a oleoductos costa afuera), en donde se puede utilizar petróleo líquido que no vaporice rápidamente como medio de prueba, si se cumplen la totalidad de los siguientes seis (6) requerimientos:

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1. El segmento del ducto a probar se encuentra fuera de ciudades, otras áreas

2.

3. 4. 5. 6.

pobladas o que el derrame de producto no pueda afectarlas directa o indirectamente. El segmento del ducto se encuentra a distancia mínima a cualquier edificación de 91 metros (300 pies) de distancia. La edificación deberá estar desocupada mientras la presión de prueba es igual o mayor a aquella que produce un esfuerzo circunferencial de 50% del SMYS. La totalidad del segmento de prueba se mantiene bajo vigilancia mediante patrullajes regulares durante la prueba; y Se mantiene comunicación continua a lo largo de la totalidad del segmento de la prueba Si los volúmenes de agua requeridos para la prueba no se pueden conseguir Si los residuos en el tubo podrán contaminar irreversiblemente el agua de prueba (agua para ser retornada al ambiente)

2.2.2. Prueba de Presión de Tanques Superficiales de Almacenamiento (D 307) Considerar: a. Tanques de almacenamiento superficiales construidos de acuerdo con el estándar

API 12F, Specification for Shop Welded Tanks for Storage of Production Liquids – deben ser probados neumáticamente según el estándar API 12F b. Tanques de almacenamiento superficiales construidos de acuerdo con el estándar

API 620, Design and Construction of Large, Welded, Low-Pressure Storage Tanks, deben ser probados hidrostáticamente y neumáticamente según el estándar API 620 c.

Tanques de almacenamiento superficiales construidos de acuerdo con el estándar API 650, Welded Steel Tanks for Oil Storage, deben ser probados hidrostáticamente y neumáticamente según el estándar API 650

2.2.3. Registros (D 310; C 8.7.7, 8.8.7 y Tabla 8.1) considerar: a. Cada prueba de presión requerida por este numeral debe quedar registrada. Mientras

que la instalación probada esté en uso, se debe guardar el registro de la última prueba que le sea realizada. b. El registro requerido en el numeral a. anterior debe incluir: 1. 2. 3.

Las gráficas de registro continúo de la presión. La fecha de calibración de los instrumentos de prueba. El nombre del operador, el nombre de la persona responsable de ejecutar la prueba y el nombre de la compañía que ejecuta la prueba si la hay.

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La fecha, lugares, tabla de presiones y duración de la prueba. El medio de prueba. Una descripción de la instalación probada y de los aparatos de prueba. Una explicación de cualquier desviación significativa de la presión y discontinuidad, incluyendo fallas durante la prueba, que aparezcan en los registros continuos de presión. 8. En donde existan diferencias de elevación de la sección de prueba que excedan los 30 metros (100 pies) se debe incluir un perfil del oleoducto donde se muestre la elevación y los sitios de prueba y que cubra la longitud total de la sección bajo prueba. 9. La temperatura del medio de prueba o de la tubería durante el período de prueba. 10. Gráfica de Presión versus Temperatura (P-V plot) indicando los límites de la desviación máxima permitida (i.e. +/-0.2%) a lado y lado de la recta P-V esperada. 4. 5. 6. 7.

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3.

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OPERACIÓN, MANTENIMIENTO Y POTENCIAMIENTO (UPGRADE)

3.1. INTRODUCCIÓN 3.1.1. Visión General Alcance Los requisitos consignados en éste numeral aplican tanto para sistemas de ductos y facilidades en tierra como en costa afuera, a no ser que se exprese específicamente su uso para el sistema costa afuera. (D 400; C 10.1, 10.3.8, 10.8; A 456) Este numeral establece los requisitos mínimos para la operación, mantenimiento y potenciamiento del sistema de oleoductos existente de Ocensa. Los requisitos de potenciamiento están asociados a incrementos en la presión del ducto y cargas externas en cruces del ducto y facilidades. (A A400) * No obstante, para el sistema costa afuera, se debe tener en cuenta que el numeral no contiene todos los requisitos, por esta razón el buen juicio de ingeniería debe usarse para identificar las condiciones especiales que no están incluidas. Se recomienda utilizar el estándar API 1111, Design, Construction, Operation and Maintenance of Offshore Hydrocarbon Pipelines (Limit State Design) – como guía. El uso de nuevos desarrollos, tecnologías y equipos está permitido siempre y cuando los requisitos de seguridad y confiabilidad aquí establecidos se cumplan. Requisitos Generales a. (D 401(a)) El operador deberá operar o mantener el sistema de oleoductos de Ocensa

con un nivel de seguridad igual o superior al exigido por el presente Marco Regulatorio y los procedimientos operacionales, de mantenimiento, integridad y de respuesta a emergencias de OCENSA. b. (D 401(b)) Cuando el operador descubra cualquier condición que pueda afectar

adversamente la operación segura del sistema de oleoductos de Ocensa, deberá corregirla dentro de un periodo de tiempo razonable. Sin embargo, si la condición es de tal naturaleza que representa un peligro inmediato a las personas, el medio ambiente o la propiedad, el operador no podrá operar la parte afectada del sistema hasta que sea corregida la condición insegura. c.

*

(D 402(a)) El operador del sistema de oleoductos de Ocensa deberá preparar y seguir un manual de procedimientos escritos para realizar las actividades normales de operación y mantenimiento y para manejar las actividades anormales de operación. De la misma forma deberá preparar y seguir un Plan de Respuesta a Emergencias.

Este párrafo aplica exclusivamente para el oleoducto costa afuera

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d. El Manual de Operación y Mantenimiento y el Plan de Respuesta a Emergencias

deben ser revisados en períodos que no excedan 15 meses pero al menos una vez cada año calendario, realizando los cambios apropiados que aseguren que cumplen con su propósito. e. Los procedimientos del Manual de Operación y Mantenimiento y del Plan de Emergencias deben estar basados en: 1. 2. 3. 4. 5. 6.

f.

Consideraciones de seguridad Conocimiento de las instalaciones Experiencia de la operación y mantenimento Solidos principios de ingeniería Fluidos transportados Condiciones que se anticipen puedan causar daño o deterioro inaceptable, tales como agrietamiento asistido por el medio ambiente, corrosión intena o externa y movimientos del suelo.

(N 28) El operador debe informar a todas las personas asociadas con actividades de operación y mantenimiento acerca de los procedimientos que se deben seguir y hacer que estas personas tengan a su disposición las partes relevantes del Manual de Operaciones, Mantenimiento y Potenciamiento (Upgrade)y del Plan de Respuesta a Emergencias, en los sitios en donde se ejecuten estas actividades.

3.2. ESPECIFICACIONES 3.2.1. Manual de Operación y Mantenimiento 3.2.1.1 Actividades Normales de Operación y Mantenimiento (D 402(c)) El manual deberá incluir procedimientos que proporcionen seguridad durante el mantenimiento y las operaciones normales para: a. Hacer que los registros de construcción, mapas y el histórico de la operación se

encuentren disponibles según sea necesario. b. (C 10.4.4.2, h.1) Recolectar los datos necesarios para reportar accidentes según se

establece en el sistema de gestión de HSE. CSA-Z662 Annex H Pipeline Failure Records identifica la información mínima sobre fallas en ductos. c.

Operar, mantener y reparar el sistema de acuerdo con cada uno de los requisitos del numeral 3, Operación, Mantenimiento y Potenciamiento (Upgrade) y Apéndice A (Control de Corrosión)

d. Determinar cuáles instalaciones del oleoducto o segmentos del mismo están

localizados en áreas que requerirían una respuesta inmediata por parte de Ocensa,

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para prevenir peligros hacia la poblacion, proteger al ambiente en el caso de presentarse fallas o inadecuado funcionamiento de las instalaciones. e. (D 402(c)(5); C 10.3.6) Los accidentes, fugas o rupturas del oleoducto deben ser

investigados para determinar sus causas. Se deben identificar e implementar medidas para prevenir la ocurrencia de estos debido a causas similares. f.

Minimizar el potencial de los peligros identificados en el párrafo d. y la posibilidad de recurrencia de los accidentes analizados en el numeral e. de esta sección.

g. (A 452.1(a)) Arrancar y detener cualquier parte del sistema del oleoducto de tal forma

que asegure que la operación se realiza dentro de los límites establecidos en la sección– Máxima Presión de Operación, considerando las caracteristicas de los productos transportados, las variaciones de altura a lo largo del oleoducto y los dispositivos de monitoreo y control de presión. Los procedimientos de arranque, operación y parada de todos los equipos deben resaltar las medidas preventivas y los sistemas de chequeo requeridos para asegurar el correcto funcionamiento de los equipos de parada, control y alarma e incluir las medidas necesarias para verificar que estos procedimientos sean seguidos. h. Monitorear la presión del oleoducto durante el arranque hasta que se alcancen las

condiciones de presión y caudal estables, así como durante la parada y aislamiento del sistema, desde una ubicación que sea atendida por personal para asegurar que la operación se realiza dentro de los límites establecidos en la sección – Máxima Presión de Operación, en especial en las instalaciones que no tengan modo seguro de falla. i.

Detectar las condiciones anormales de operación en especial en aquellos lugares identificados en el numeral d. y en las instalaciones de entrega o recepción de productos mediante el monitoreo de presión, temperatura, caudal, entre otros datos operativos, y el envío de dichas señales o datos a una ubicación que sea atendida por personal, en especial en aquellas instalaciones que no tengan modo seguro de falla.

j.

Minimizar la probabilidad de ignición de vapores, en áreas cercanas a instalaciones identificadas en el párrafo d de esta sección, donde exista presencia potencial de líquidos o gases inflamables.

k.

Establecer y mantener contacto con los bomberos, la policía, la DIMAR, en el caso del oleoducto costa afuera, y otras entidades públicas oficiales para conocer acerca de la responsabilidad y recursos de cada organización gubernamental, en respuesta a una emergencia del oleoducto y familiarizar a las mismas con los planes de respuesta a emergencias del operador y los medios de comunicación a utilizar durante una emergencia.

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Determinar la efectividad de los procedimientos utilizados en las operaciones normales y de mantenimiento y tomar acciones correctivas cuando se encuentren deficiencias, mediante la revisión periódica del trabajo realizado por el personal del operador y sus contratistas.

m. ** Tomar las precauciones adecuadas al excavar para proteger al personal de

condiciones peligrosas por acumulación de vapores o gas y tener a disposición, cuando se necesite en la excavación, equipo de rescate de emergencia, incluyendo: respiradores, arneses y cuerdas. n. (C 10.2.8) Cuando se requiera, implementar medidas de reducción de la presión

temporal o permanente en una manera segura, sostenible y verificable12. 3.2.1.2 Seguridad en Trabajos de Mantenimiento (N 29) El manual para operación y mantenimiento debe incluir procedimientos para: a. Informar a los contratistas de todas las condiciones especiales asociadas con el

mantenimiento. b. Informar a los contratistas de todas las prácticas y procedimientos especiales de

seguridad necesarios debido a las condiciones y características especiales del mantenimiento. c.

Tomar todas los acciones razonables para asegurar que las actividades de mantenimiento son realizadas de acuerdo con los procedimientos del Manual de Operaciones, Mantenimiento y Potenciamiento (Upgrade)

d. Autorizar a una persona a detener una actividad de mantenimiento en circunstancias

en donde, a juicio de esta persona, la actividad de mantenimiento no se está desarrollando de acuerdo con el Manual de Operaciones, Mantenimiento y Potenciamiento (Upgrade) o está creando un riesgo a cualquier persona que se encuentre en el sitio. Esta persona deberá tener la suficiente experiencia, conocimiento y entrenamiento para llevar a cabo de forma competente estas obligaciones. 3.2.1.3 Operación Anormal (D 402d) El manual para operación y mantenimiento debe incluir procedimientos que proporcionen seguridad cuando se exceden los límites operacionales para: a.

Responder a, investigar y corregir la causa de:

**

Este numeral aplica exclusivamente para el sistema de oleoductos en tierra Factores y casos requiriendo reducción de presión se presentan ASME IPC04-0395 “Pressure Reductions and Pipeline Excavations”. http://www.cepa.com/wp-content/uploads/2011/06/Pressure-Reductions-and-PipelineExcavations.pdf 12

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1. 2. 3. 4. 5.

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Cierre no intencional de válvulas o paradas (shutdowns) no intencionales. Aumento o disminución de la presión o caudal, fuera de los límites normales de operación. Pérdida de comunicaciones Operación de cualquier dispositivo de seguridad Cualquier otro mal funcionamiento de un componente, desviación de la operación normal o error humano que pudiera poner en peligro a las personas, al medio ambiente o la propiedad.

b. Verificar las variaciones en la operación normal en suficientes puntos críticos una vez

la operación anormal ha finalizado para determinar que el sistema puede operar en forma segura y mantiene su integridad. c.

Corregir las variaciones en las condiciones de operación normal en los equipos y controles de presión y caudal.

d. Notificar al personal responsable del operador cuanto se tenga conocimiento de una

operación anormal. e. Establecer la efectividad de los procedimientos de condiciones anormales y tomar

acciones correctivas cuando se encuentren deficiencias, mediante la evaluación periódica de la respuesta del personal y procesos del operador del sistema de Ocensa. 3.2.2. Plan de Respuesta a Emergencias (D 402(e)) El Plan de Respuesta a Emergencias debe incluir procedimientos que proporcionen seguridad cuando ocurra una condición de emergencia, que cumplan con los parámetros establecidos en el decreto ley 321 de 1999 – Plan Nacional de Contingencia, incluyendo: a. Recibir, identificar y clasificar las notificaciones de eventos que requieran respuesta

inmediata por parte del operador o que exijan notificación al departamento de bomberos, policía u otras entidades públicas competentes y la comunicación de este evento al personal apropiado del operador para tomar las acciones correctivas. b. Responder pronta y efectivamente a cada tipo de emergencia, incluyendo el incendio

o explosión que ocurra cerca o que directamente involucre una instalación del oleoducto, la liberación accidental de crudo, fallas operativas que causen condiciones peligrosas y desastres naturales que afecten las instalaciones del oleoducto. c.

Tener personal, equipo, instrumentos, herramientas y materiales disponibles como sea necesario en la escena de una emergencia.

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d. Tomar las acciones necesarias, tales como parada de emergencia o reducción de

presión, para minimizar el volumen de crudo liberado de cualquier sección del oleoducto en el evento de una falla. e. Controlar el crudo liberado en el lugar del accidente para minimizar los riesgos

asociados. f.

Minimizar la exposición de la población a lesiones y a la probabilidad de ignición accidental, colaborando con la evacuación de los residentes, el control de tráfico en las carreteras, vías férreas o marino, para el oleoducto costa afuera, en el área afectada o tomando cualquier otra acción apropiada.

g. Notificar al departamento de bomberos, la policía, la DIMAR, en el caso del oleoducto

costa afuera, y a cualquier otra entidad pública competente sobre la emergencia, coordinar con ellos las respuestas previamente planeadas y las que se lleven a cabo durante la emergencia. h. En caso de falla de un sistema del oleoducto usar los instrumentos apropiados para

valorar la extensión y cubrimiento de la nube de vapor y determinar las áreas peligrosas. i.

Determinar si los procedimientos fueron efectivos y tomar las acciones correctivas cuando se encuentren deficiencias, mediante la revisión de las actividades de los empleados y procesos después de la emergencia.

j.

Incluir instrucciones que le permitan al personal que realiza actividades de Operación y Mantenimiento reconocer y reportar aquellas condiciones relacionadas con seguridad tales como: 1. 2. 3. 4.

5. 6.

k.

Corrosión general y picaduras de corrosión localizada a un grado tal que puedan resultar fugas. Movimientos no intencionados o cargas anormales causados por el medio ambiente sobre la tubería (Ej.: terremotos, deslizamientos o inundaciones). Daño físico de la tubería u otro material. Cualquier mal funcionamiento de un equipo o error en la operación que produzca un aumento de presión por encima del 110% de la máxima presión de operación de la tubería. Una fuga en una tubería. Cualquier condición relativa a seguridad que pueda conducir a un peligro inminente.

(A 454(b)) El operador del sistema debe establecer un cronograma de revisiones programadas de los procedimientos a seguir en emergencias conjuntamente con el personal responsable, a intervalos que no excedan 6 meses. Las revisiones deben ser realizadas de tal forma que ellas establezcan la efectividad del Plan.

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l.

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(A 454(d)) Establecer una línea de comunicación entre los residentes a lo largo del oleoducto para reconocer y reportar una situación de emergencia en el sistema y reportarla al personal indicado del operador. Esto incluye el suministrar tarjetas, stickers o cualquier otro medio equivalente, con los números de teléfono del personal del operador que deben ser contactados.

m. (A 454(e)(1)) Formular y poner en operación procedimientos para la notificación de

fugas entre las compañías que tengan líneas en zonas comunes para la activación de los planes de emergencias. n. (A 454(e)(3)) Dar instrucciones provisionales a las autoridades locales antes del arribo

del personal calificado de la compañía al sitio de la emergencia. 3.2.3. Planos y Registros (D 404; C 10.4.1,10.4.2) El operador del sistema de Ocensa deberá mantener actualizados y durante toda la vida útil del sistema, los planos y registros que incluyan la siguiente información, los cuales deberán estar disponibles al personal de operaciones y mantenimiento que los requieran: a. Localización e identificación de las siguientes instalaciones del oleoducto: 1. Tanques (Breakout Tanks) usados para relevo o para recibir y almacenar crudo,

el cual será posteriormente reinyectado al oleoducto. 2. Estaciones de bombeo, donde se identifiquen los limites operacionales. 3. 4. 5.

6. 7. 8. 9. b.

especificaciones y datos de placa de los equipos mayores. Trampas de raspadores. Válvulas, indicando tipo y rango de presión. Instalaciones ubicadas en áreas identificadas en Manual de Operación y Mantenimiento - Actividades Normales de Operación y Mantenimiento 3.2.1.1 numeral d. Derecho de vía o trazado del oleoducto para el sistema costa afuera. Diseños u obras especiales. Dispositivos de seguridad de sobre-presión, alivio y detección de fugas, según las secciones del presente Marco Regulatorio. (A465) Sistemas de protección catódica incluyendo tubería.

**

Todos los cruces de carreteras, vías férreas, ríos, líneas enterradas de servicios públicos y otros oleoductos.

c. La presión máxima de operación de cada segmento del oleoducto.

**

Este numeral aplica exclusivamente para el sistema de oleoductos en tierra

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d. El diámetro, grado, tipo de soldadura longitudinal, categoría/tenacidad, y

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espesor

nominal de toda la tubería. 3.2.3.1 Registros Diarios (N 56(d)) El operador mantendrá por lo menos durante cinco (5) años registros operativos diarios que indiquen: a. La presión de descarga en cada estación de bombeo. b. Cualquier emergencia u operación anormal en la cual apliquen los procedimientos

desarrollados en las secciones - Manual de Operación, Mantenimiento y Potenciamiento (Upgrade) sección 3.2.1.3 y Plan de Respuesta a Emergencias, sección 3.2.2 3.2.3.2 Registros de Reparaciones e Inspecciones (D 404(c)) El operador deberá mantener los siguientes registros durante por lo menos el período de tiempo que se indique: a. La fecha, ubicación y descripción de cada reparación hecha a la tubería del oleoducto

deberá mantenerse durante la vida útil del sistema. b. La fecha, ubicación y descripción de cada reparación realizada a otros elementos del

sistema diferentes a la tubería deberá mantenerse por lo menos (1) año. c. (N 56(d)) El registro de cada inspección y prueba realizada de acuerdo con el Capítulo

3 – Operación, Mantenimiento y Potenciamiento (Upgrade), del presente Marco Regulatorio deberá mantenerse durante por lo menos cinco (5) años o hasta que se realice la siguiente inspección o prueba, cualquiera que sea más largo. d. (A 455(b)) Los registros de los recorridos o patrullajes de línea deberán mantenerse

durante por lo menos 5 años. 3.2.3.3 Registros de Emergencias (C 10.4.4) El operador deberá mantener los siguientes registros durante la vida útil del sistema, en caso de presentarse cualquier emergencia en la cual apliquen los procedimientos desarrollados en 3.2.2 – Plan de Respuesta a Emergencias. a. Fecha y hora del evento b. Causas c. Localización

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d. Métodos utilizados para detectar el evento e. Condiciones de operación en el instante de hallar el evento f.

Respuesta y acciones, incluyendo personal y entidades notificadas

g. Método y procedimientos de reparación aplicados h. Consecuencias ambientales y de seguridad industrial **

Protección Contra Igniciones E Ingreso / Salida De Techos Flotantes

(D 405) Considerar: a. La protección contra igniciones que surjan de electricidad estática, relámpagos y

corrientes parásitas durante actividades de Operación, Mantenimiento y Potenciamiento (Upgrade) que involucren breakout tanks, deben realizarse de acuerdo con el contenido de la Práctica Recomendada API 2003 – Protection Against Ignitions Arising Out of Static, Lightning and Stray Currents. b. El operador debe incluir en el Manual de Operación y Mantenimiento 3.2.1 las

practicas de seguridad y los procedimientos de la Publicación API 2026 – Safe Access/Egress Involving Floating Roofs of Storage Tanks in Petroleum Service, para las actividades asociadas con el ingreso y la salida de techos flotantes de tanques que se encuentren en servicio para realizar inspecciones, revisiones, mantenimiento o actividades de reparación. 3.2.4. Máxima Presión de Operación (D 406) considerar: a. El operador del sistema de Ocensa no podrá operar el oleoducto a presiones que

excedan cualquiera de las siguientes condiciones, exceptuando las presiones debidas a transitorios hidráulicos y otras variaciones de la operación normal. **

La presión interna de diseño de la tubería, determinada de acuerdo con la sección– 1.2.1, Presión Interna de Diseño. 2. * La presión interna de diseño de la tubería costa afuera, determinada de acuerdo con las secciones A401, A402 y A404 del ASME B31.4. 1.

** *

Este párrafo aplica exclusivamente para el sistema de oleoductos en tierra Este párrafo aplica exclusivamente para el oleoducto costa afuera

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3. ** Ochenta por ciento de la presión de prueba hidrostática de acuerdo con la

sección– Prueba de Presión de Tubería y Accesorios – Presión y Duración de la Prueba – del presente Marco Regulatorio, sección 2.2.1 4. * Ochenta por ciento de la presión de prueba hidrostática del ducto costa afuera de acuerdo con la sección A401.11 del ASME B31.4 5. La presión de diseño de cualquier componente del oleoducto. 6. Ochenta por ciento de la presión de prueba en fábrica o de la presión de prueba del prototipo de cualquier componente individual instalado, siempre y cuando las pruebas en fábrica se ejecuten de acuerdo con la sección– Prueba de Presión de Tubería y Accesorios – Prueba de Componentes – del presente Marco Regulatorio, sección 2.2.1. b. El operador de Ocensa no puede permitir que la presión de un oleoducto durante los

transitorios hidráulicos u otras variaciones de la operación normal, exceda el 110% del límite de la presión de operación establecida en el numeral a) de esta sección. El operador debe asegurar que se tienen los controles y equipos de protección adecuados para el control de la presión dentro de este límite. 3.2.5. Comunicaciones (D 408) Considerar: a. El operador de Ocensa debe contar con un sistema de comunicaciones para la

transmisión de la información necesaria para la operación segura del sistema de oleoductos b. El sistema de comunicaciones requerido por el numeral a. de esta sección debe,

como mínimo, incluir los medios para: 1. Monitorear los datos operacionales requeridos en la Sección Manual de

Operación y Mantenimiento / Actividades Normales de Operación y Mantenimiento / 3.2.1.1 Numeral i. Recibir información del personal del operador, el público y las autoridades públicas acerca de condiciones anormales o de emergencia y enviar esta información al personal apropiado o a las agencias gubernamentales para tomar acciones correctivas 2. Realizar comunicaciones verbales de dos vías entre el centro de control y el sitio de operaciones anormales y de emergencias. 3. Comunicarse con los departamentos de bomberos, policía, DIMAR, para el caso del sistema costa afuera, y demás autoridades durante condiciones de emergencia, incluyendo desastres naturales.

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3.2.6.

**

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Señalización del Oleoducto e Instalaciones

(D 410) Considerar : a. El operador de Ocensa debe ubicar y mantener señalización mediante marcadores

sobre el oleoducto de acuerdo con lo siguiente, pero exceptuando los oleoductos mencionados en el numeral d. de esta sección: 1. Los marcadores deben estar ubicados en cada cruce de carretera pública, en

cada cruce de ferrocarril y en número suficiente a lo largo de cada línea enterrada de tal forma que se conozca la ubicación con precisión. 2. (A 451.3 b) Se deben señalizar las áreas donde el oleoducto sea superficial o accesible a la población y las áreas en desarrollo para prevenir invasiones al derecho de vía. b. El marcador debe mencionar por lo menos lo siguiente sobre un color de fondo

contrastante: 1.

2.

La palabra “Advertencia”, “Precaución” o “Peligro” seguida de las palabras “Tubería de Petróleo”, en letras de por lo menos 1 pulgada (25 milímetros) de altura con aproximadamente un trazo de ¼ pulgada (6.4 milímetros), excepto en áreas urbanas fuertemente desarrolladas. El nombre del operador y un número telefónico (incluyendo el código de área) donde se pueda contactar al operador en cualquier momento en caso de una emergencia.

c. (C

10.5.3.9) Los marcadores deberán ser inspeccionados periódicamente asegurando su legibilidad y visibilidad.

y

mantenidos

d. No se requieren marcadores de línea en los siguientes casos: 1. Para oleoductos enterrados localizados costa afuera o en cruces subterráneos y

en otros cuerpos de agua. 2. En áreas urbanas fuertemente desarrolladas, tales como centros de negocios

donde la colocación de los marcadores sea impráctica y no servirían su propósito para el cual han sido ideados. 3. En sitios donde los entes gubernamentales mantienen registros de las estructuras subterráneas. Señalización de Instalaciones a. (D 434 – A 452.6(c)) El operador debe mantener señales visibles al público alrededor

de cada estación de bombeo y áreas de tanques. Cada señal debe incluir el nombre **

Esta sección aplica exclusivamente para el sistema de oleoductos en tierra

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del operador y, donde sea posible, el número telefónico, incluyendo el código de área, en donde se puede contactar al operador en cualquier momento. b. (A 452.6(a)) Se deben ubicar señales apropiadas para servir como advertencia en las

áreas clasificadas o riesgosas. c. (A 452.6(b)) Las áreas clasificadas y de alto voltaje deberán señalizarse y aislarse

adecuadamente. d. (C 10.5.4..2) Señalización de prohibido fumar debe ser ubicada en áreas clasificadas

o riesgosas. e. (C 10.5.4..3) Señalización de precaución debe ubicarse en donde puedan encontrarse

substancias peligrosas o tóxicas. f.

(C 10.5.4.4) En donde exista el peligro de una operación errónea debido a la similitud de las tuberías, éstas se deben identificar adecuadamente mediante señales, letreros o códigos de colores.

3.2.7. Movimiento de tubería en servicio: Mecánico y Geotécnico** Movimiento de Tubería En Servicio: Caso Mecánico (D 424; A 451.12; C c.4, c.6.3, Annex C). El operador no puede mover la tubería a menos que la presión en la sección involucrada sea reducida a no más del 50% de la máxima presión de operación. El operador deberá realizar la valoración de ingeniería identificando los esfuerzos esperados resultado del desplazamiento mecánico (i.e. excavadora, tiendetubos, gravedad, etc.) y comparados con los valores admisibles de elongación (strain) a la tensión y compresión dentro del rango elástico del material de la tubería referenciados en CSA-Z662 Annex C Movimiento de Tubería En Servicio: Caso Geotécnico (D 424; A 451.12; C c.4, c.6.3, Annex C) En caso que la tubería experimente un desplazamiento como consecuencia de un fenómeno de remoción en masa como un deslizamiento, reptación o subsidencia, el operador deberá realizar la valoración de ingeniería para evaluar la condición de la tubería, de acuerdo con un criterio de deformación total, el cual estará basado en las propiedades mecánicas del material, la geometría de la tubería, la tecnología y los resultados de inspección de la misma, de acuerdo con los lineamientos referenciados en CSA-Z662 Anexo C y ASME B31.4 numeral 451.12. El operador podrá como medida de mitigación, eliminar la carga externa ejercida por el suelo sobre la tubería, mediante la excavación del área afectada, con el propósito de eliminar deformaciones elásticas localizadas sobre el material, sin que medie el desplazamiento de la **

Este numeral aplica exclusivamente para el sistema de oleoductos en tierra

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tubería a través de equipo fuerza mecánica. Las deformaciones plásticas deberán ser evaluadas y mitigadas, si se requiere. Bajo estas condiciones el operador evaluará si es requerida una restricción de presión sobre la línea dependiendo de la condición de la tubería en el área afectada. 3.2.8. Trampas de Raspadores (D426) El operador del sistema de Ocensa no puede utilizar una trampa de despacho o recibo que no esté equipada con un dispositivo de alivio (despresurización), capaz de aliviar de manera segura la presión en el barril de la trampa antes de introducir o retirar raspadores o esferas. El operador debe utilizar un dispositivo adecuado que indique que la presión ha sido aliviada dentro del barril o debe proporcionar una forma para prevenir la inserción o retiro de raspadores o esferas si el barril de la trampa no ha sido despresurizado. 3.2.9. Seguridad Contra Sobre-presión y Protección Contra Sobre-llenado a. (D 428(a); A 403.3.34, 404.1.5, 452.2, 452.3, 452.4; C 4.18, 10.9.5) El operador del

sistema de Ocensa, en intervalos que no excedan los 15 meses, pero por lo menos una vez cada año calendario, deberá inspeccionar y probar cada dispositivo limitador de presión, válvula de alivio, regulador de presión o cualquier otro elemento de los equipos para el control de presión, para determinar que están: 1. Funcionando adecuadamente asegurándose que durante la operación y en el

2. 3. 4.

5.

evento de una falla, en el sistema de control de presión o de sobre-presión no harán inoperable el otro sistema. En buenas condiciones mecánicas Que son adecuados desde el punto de vista de capacidad y confiabilidad en su operación para el servicio en el cual están siendo usados. Calibrado para funcionar a la presión correcta. Los sistemas o dispositivos de alivio o limitación de presión deben ser calibrados a o por debajo de la presión corregida teniendo en cuenta la precisión de los dispositivos y de los instrumentos de prueba. Instalado adecuadamente y protegido de elementos externos u otras condiciones que pueden impedir su correcta operación.

b. (D 428(c))

**

Los tanques (Breakout) de 600 galones (2.271 litros – 14 bbls) o más de capacidad de almacenamiento, construidos o alterados significativamente después del 2 de octubre de 2000, deben tener un sistema de protección de sobre llenado según la práctica recomendada API 2350 – Overfill Protection for Storage Tanks in Petroleum Facilities.

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c. (D 428(d))

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**

Los requisitos del numeral a. de la presente sección relacionados con las inspección y pruebas de equipos de control de presión aplican para la inspección y pruebas de los sistemas de protección contra sobre-llenado.

d. (C 10.9.5.1) Cuando el operador del sistema de Ocensa considere que el oleoducto

puede ser operado a presiones inferiores a la máxima presión de operación, debe decidir la apropiada reducción en la presión de operación y debe ajustar consecuentemente cualquier sistema o dispositivo para el control, alivio o limitación de la presión. e. (C 10.9.5.4) Los discos de ruptura deben ser inspeccionados y evaluados de acuerdo

con API 576 – Inspection of Pressure Relieving Devices. f.

(C 10.9.5.6) Los registros de las inspecciones y pruebas requeridos en esta sección, así como los registros de cualquier medida correctiva implementada deben ser retenidos por el operador del sistema.

3.2.10. Programa de Seguridad industrial (N 47) El operador del sistema de Ocensa debe desarrollar e implementar un programa de seguridad industrial para anticipar, prevenir, administrar y mitigar las condiciones potencialmente peligrosas y la exposición a estas condiciones durante las actividades de construcción, operación, mantenimiento, integridad y respuestas a emergencias. Información a los Trabajadores (C 10.2.2) Los trabajadores del operador del sistema de Ocensa deben estar informados acerca de las prácticas de seguridad industrial que aplican a su trabajo. Responsabilidad de los Supervisores (C 10.2.3) Los supervisores deben instruir a los trabajadores bajo su control que trabajen de forma segura. Peligros (C 10.2.4) Cuando surjan condiciones que representen peligros, se deben tomar acciones inmediatas para eliminarlos. Sitios de Trabajo a. (C 10.2.6) El personal en el sitio de trabajo debe ser informado acerca de los peligros

involucrados, los requisitos para realizar de forma segura su trabajo y sus responsabilidades en el evento de una emergencia.

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b.

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**

Se deben establecer rutas de escape claras y sin obstáculos para todo el personal que desarrolle trabajos en zanjas y las áreas adyacentes al sitio de trabajo se deben tener despejadas de equipos innecesarios.

Oleoductos en Servicio (C 10.2.8) La presión del oleoducto debe estar en niveles seguros cuando se desarrollen trabajos en la tubería de oleoductos en servicio. Las variables que deben considerarse para establecer las presiones seguras de operación deben incluir, pero no limitarse a: a.

Tipo de trabajo

b.

Condiciones de la tubería

c.

Niveles de esfuerzo en la tubería

d.

Espesor de pared y grado de la tubería

e.

Condiciones del terreno

f.

Condiciones de flujo del crudo transportado

g.

Temperatura del crudo transportado

Equipo Contra Incendio (D 430 – C 10.2.7.1) El operador del sistema de Ocensa debe mantener equipo contra incendio adecuado en cada estación de bombeo y áreas de tanques (breakout). Así mismo se debe evaluar la necesidad de otros equipos contra incendio o especiales y debe hacer que estos se encuentren disponibles donde se considere necesario. El equipo debe: a. b. c. d.

(D 430) Estar en perfectas condiciones de operación todo el tiempo. (D 430) Estar claramente marcado de tal forma que la identificación de Equipo Contra Incendio sea evidente. (D 430 - C10.2.7.2(e)) Ubicarse de tal forma que sea de fácil acceso durante un incendio y de acuerdo con los estándares de la NFPA. (C 10.2.7.2 (c)) Ser revisado y certificado periódicamente.

Prevención de Incendios Accidentales a. (D 438 – C 6.6) El operador del sistema de Ocensa debe prohibir fumar y generar

llamas expuestas dentro de las instalaciones tales como estaciones de bombeo, terminales y áreas de tanques y en cualquier otro sitio en donde pueda existir **

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presencia de gases o líquidos inflamables, exceptuando las áreas que han sido designadas como seguras. b. (A 452.7(b)) Los reflectores y linternas de mano, cuando se usen, deben estar

certificados para uso en áreas clasificadas. c. (A 452.7(c) Los trabajos de soldadura solo pueden comenzar después de cumplir con

el numeral h. de la sección Regulatorio.

– Reparaciones del Oleoducto, del presente Marco

d. (A 452.7 d) Se debe considerar la prevención de otros medios de ignición accidental

de acuerdo con la Práctica Recomendada de NACE RP0177-2000 Mitigation of Alternating Current and Lightning Effects on Metallic Structures and Corrosion Control Systems. **

Almacenamiento de Materiales Combustibles

(A 452.4) Todos los materiales inflamables y combustibles en cantidades superiores a aquellas requeridas para el uso de cada día u otras aquellas que normalmente se usan en los cuartos de bombas, deben ser almacenados en una estructura separada construida en material no combustible, aislada y a una distancia apropiada del cuarto de bombas. Todos los tanques de almacenamiento de aceite o gasolina deben estar protegidos de acuerdo con el código NFPA 30 – Flammable and Combustible Liquids Code. Seguridad Física de las Instalaciones a. (D 436) El operador del sistema de Ocensa deberá proteger cada estación de

bombeo, áreas de tanques y demás instalaciones (tales como trampas de raspadores, válvulas de seccionamiento etc.) contra vandalismo e ingreso no autorizado. b. (A 452.5) Las estaciones, terminales y patios de tanques deberán mantenerse en

condiciones seguras, cercados y asegurados, o atendidos, para la protección de las instalaciones y del público. 3.2.11. Concientización al Público (D 440) Considerar : a. (N35) El operador del sistema de Ocensa debe establecer e implementar un programa

escrito de educación continuada a la población de acuerdo con los lineamientos suministrados por el API 1162 - Public Awareness Programs for Pipeline Operators. El programa está encaminado a informar a las autoridades competentes, las instalaciones médicas, las organizaciones, agencias y el público ubicados en el área **

Este numeral aplica exclusivamente para el sistema de oleoductos en tierra

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de influencia del oleoducto, acerca de la presencia de la tubería, las situaciones potenciales de emergencia y los procedimientos de seguridad industrial que deben seguirse en caso de una emergencia. b. El programa del operador debe seguir las recomendaciones generales del API 1162 y

evaluar los atributos únicos y características del oleoducto y sus instalaciones. c. El operador debe seguir las recomendaciones generales del programa, incluyendo la

línea base y los requisitos adicionales del API 1162, a no ser que el operador justifique en su programa o manual de procedimientos el porqué el cumplimiento con todos o ciertos apartes del API 1162 no son prácticos y no son necesarios para la seguridad. d.

**

El programa del operador debe incluir apartes específicos acerca de la educación a la población, organismos gubernamentales y personas relacionadas con actividades de excavación en los siguientes puntos: 1. Uso de la Línea de Comunicación establecida por el operador de acuerdo con el

2. 3. 4. 5.

numeral l. de la sección Plan de Respuestas a Emergencias del presente Marco Regulatorio para notificar antes de realizar una excavación. (Línea Gratuita Nacional 01-800-012-2225) Posibles peligros asociados con las fugas no intencionales de hidrocarburos líquidos del oleoducto. Indicaciones físicas de que estas fugas pueden estar ocurriendo. Pasos que se deben tomar para la protección de la población en el evento de una fuga de hidrocarburos líquidos del oleoducto. Procedimientos para reportar este evento.

e. El programa debe incluir actividades para avisar a las municipalidades respectivas,

escuelas, negocios y residentes ubicados en el área de influencia del oleoducto. f.

El programa y los mecanismos de divulgación utilizados deben ser tan exhaustivos como sea necesario para alcanzar todas las áreas de influencia del oleoducto.

g. El programa debe desarrollarse en español y en los demás idiomas o dialectos que

sean comúnmente entendidos por un número significativo de personas que no hablen español y que se concentren en el área de influencia del oleoducto. h. La documentación del programa y los resultados de las evaluaciones deben estar

disponibles para revisiones periódicas de auditoría interna o externa. 3.2.12. Programa de Prevención de Daños

**

Esta sección aplica exclusivamente para el sistema de oleoductos en tierra

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(D 442) ** considerar: a. El operador del sistema de Ocensa debe desarrollar e implementar un programa

escrito, de acuerdo con esta sección, para prevenir daños al oleoducto causados por actividades de excavación. El término “actividades de excavación” incluye excavación, excavación con explosivos, perforación, túneles, tapado, explanación, remoción de estructuras superficiales bien sea por medios explosivos o mecánicos y demás operaciones de movimiento de tierra. b. El programa de prevención de daños requerido en el numeral anterior debe como

mínimo: 1.

2.

3. 4. 5. 6.

7. 8.

Identificar las personas o entidades que normalmente realizan actividades de excavación en el área en la que se ubica el oleoducto y mantener actualizada esta información. Proporcionar al público vecino al oleoducto y a las personas identificadas en el numeral anterior, con la periodicidad que se requiera de tal forma que sean conscientes del programa, la siguiente información: Existencia del programa y su propósito. Como solicitar la ubicación del oleoducto enterrado antes de iniciar actividades de excavación. Proporcionar los medios para recibir y registrar notificaciones sobre actividades planeadas de excavación. Si Ocensa tiene tuberías enterradas en el área de la excavación, suministrar a las personas o entidades que realizarán esta actividad el tipo de marcadores temporales que se utilizarán y la forma de identificarlos. Instalar los marcadores temporales sobre el oleoducto enterrado en el área de la excavación antes de comenzar dicha actividad. En caso que Ocensa considere que el oleoducto puede ser dañado por actividades de excavación, se deben realizar inspecciones con la frecuencia necesaria durante y después de la excavación para verificar la integridad del oleoducto. En el caso de uso de explosivos, se debe incluir una inspección de fugas.

c. (N PCR 9) Las entidades o personas que lleven a cabo actividades de excavación

deberán comunicarse con el operador a través de la Línea Gratuita Nacional (018000-122225) y proporcionar la siguiente información: 1. Nombre de la persona que notifica la excavación. 2. Nombre, dirección y número de teléfono del ejecutor de la excavación. 3. Localización específica, programación con fechas específicas, y descripción de la

actividad prevista. Sin embargo, un excavador podrá comenzar una actividad de excavación mecánica o con explosivos en caso de una emergencia asegurándose que defina una zona restringida para

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excavar de 30 metros contados desde el eje estimado de la tuberia. Sin embargo, el excavador deberá notificar al número único nacional tan pronto sea posible. Las personas designadas por el operador para atender el numero único nacional, deberán estar capacitadas y poseer un manual de procedimiento para atender al notificador y direccionar el requerimiento al área correspondiente, quien debera atender en detalle la solicitud, notificación, reporte del evento. 3.2.13. Sistema de Detección de Fugas (N 37(c)) El sistema de control del oleoducto debe incluir un sistema de detección de fugas que cumpla los requisitos enumerados a continuación y que refleje el grado de complejidad del oleoducto, su operación y los productos transportados. a. (C10.3.3.1) El operador del sistema de Ocensa debe hacer mediciones y evaluaciones

de balance de línea periódicos para determinar la integridad del sistema de detección de fugas b. (C10.3.3.2) El operador del sistema de Ocensa debe revisar periódicamente su

programa de detección de fugas para confirmar que sea adecuado y efectivo. Se recomienda seguir la practica descrita en CSA-Z662 Annex E que incluye contar con Manual de Detección de Fugas para el personal encargado de ese sistema. c. (D 444) El programa de detección de fugas monitoreado por computador debe cumplir

con el API 1130 – Computational Pipeline Monitoring for Liquids – en lo que respecta a operación, mantenimiento, pruebas, registros, indicadores y entrenamiento del operador en el sistema. d. (C10.3.3.3) Los instrumentos instalados, o las practicas operativas, o los dos, deben

ser capaces de la detección temprana de fugas. e. (C10.3.3.4) Los equipos de medición deben ser calibrados regularmente para

asegurar mediciones adecuadas. f.

(C10.3.3.5) La evidencia de fuga debe ser investigada con prontitud

g. (D 195.55; API 1130 0.2)

El operador debe evaluar su sistema de detección y modificarlo, de ser necesario, para proteger áreas de consecuencia directa o indirecta. La evaluación del operador debe considerar al menos los siguientes factores:

1. 2. 3.

Tipo de producto transportado Proximidad a un área de consecuencia Effectividad en la detección de fugas - Sensitividad: tamaño mínimo de fuga, volumen antes de la alarma

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4. 5. 6.

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- Precisión: localizacion de la fuga, volumen - Confiabilidad: existencia de la fuga, numero de alarmas falsas - Ajustabilidad: a cambio de condiciones de flujo y presiones Ubicación del personal de respuesta más cercano Historial de fugas Resultados del análisis de riesgos

3.2.13.1 Monitoreo de Fugas en Estaciones de Bombeo, Terminales o Patios de Tanques (A 452.1(b)) El operador del sistema de Ocensa debe monitorear regularmente los equipos del oleoducto ubicados en estaciones de bombeo, terminales y patios de tanques en busca de indicaciones de fugas. El operador debe evaluar las alternativas disponibles, considerando lo siguiente: a. Monitoreo de sistemas tales como detectores de gas, nivel de alarma de los

sumideros, alarmas de falla en los sellos de las bombas, alarmas de alto nivel de los tanques y recipientes de almacenamiento. b. Recorridos de observación o chequeos operacionales realizados con periodicidad

horaria, diaria, semanal o mensual, considerando los factores particulares del sitio. c. Pruebas periódicas de presión estática de las tuberías o tanques de almacenamiento. d. Evaluación cuidadosa de los reportes rutinarios de operación de volúmenes recibidos

y despachados. e. Pruebas en búsqueda de emisiones en sellos o prensa estopas. f.

Programas de concientización al público para mejorar el reconocimiento y la respuesta a fugas.

g. Deben realizarse análisis y revisiones periódicas de las fugas ocurridas dentro de las

instalaciones del oleoducto con el fin de identificar las acciones correctivas. 3.2.14. Cambios de Presión, Producto y Cargas Externas de Cruces en el Oleoducto El operador del sistema de Ocensa deberá preparar una valoración de ingeniería para aprobación en los siguientes cambios: a. (N 43; C 10.3.8) Incremento de la máxima presión de operación (MOP) establecida

por diseño (e.g. de 72% SMYS a 80% SMYS)

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b. (C 10.3.1.2) Incremento de la presión que históricamente (e.g. promedio anual) ha

sido más baja (e.g. menor del 20% MOP) que la máxima presión de operación (MOP) establecida por diseño c. (C 10.3.7.1) Cambio del producto (e.g.de crudo – LVP - a Gas, HVP –butano,

propano, etano-, etc.) o cambios fuera de las especificaciones acordadas con los socios o cambios significativos en la composición química del producto (e.g. crudo ácido – C16.2.1) que pudiera incrementar la posibilidad de falla del ducto d. (C 10.8) Cambio de cargas externas (i.e. tráfico) sobre el ducto sea debido a cruces

nuevos o existentes del oleoducto de OCENSA. La valoración de la consecuencia en el evento de una fuga o rotura debe ser actualizada con las nuevas condiciones del cruce. Adicionalmente, La valoración de ingeniería de los cruces expuestos a cargas externas deberán ser evaluados siguiendo la metodología Canadian Energy Pipeline Association (CEPA) Pipeline Surface Loading Screening Process13. Alternativamente, los cruces podrán ser evaluados usando la metodología del API 1102 Steel Pipelines Crossing Railroads and Highways, si la profundidad de tubería y tipo de carga de vehículo AASHTO H20 con rueda angosta a presión de llanta mayor de 550 kPa (80 psig) es aplicable al caso evaluado. Para casos de cruces temporales o permanentes donde se requiera dispersión de la carga de tráfico, la recomendaciones de evaluación y mitigación de la metodología CEPA sección 4 podrá ser seguida, donde aplique. Para los casos de cruces nuevos de terceros con el oleoducto existente de OCENSA, el estándar OCENSA PM-ST-014 provee un procedimiento a seguir. La valoración de ingeniería deberá proveer medidas de mitigación, prevención y monitoreo para la nueva condición operacional (i.e. presión o producto) y su plan de implementación para aprobación. 3.2.15. Manejo del Cuarto de Control (Control Room Management) (D 195.446) El operador del sistema de Ocensa debe desarrollar, implementar y evaluar un procedimiento para el manejo del cuarto de control de acuerdo a regulación USA DOT 49 CFR 195.446 Control Room Management que considere los siguientes elementos: a. Roles, Responsabilidades y Autoridades de los Controladores (operadores en el cuarto de control) para tomar decisiones y acciones durante operaciones normales y anormales b. Compañía (OCENSA) facilitando todo la información, herramientas, métodos, procesos y procedimientos para que los Controladores cumplan con sus roles y responsabilidades 13

http://www.cepa.com/wp-content/uploads/2011/06/Pipeline-Surface-Loading-Screening-Process-2009.pdf

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c. Mitigación y prevención de fatiga de Controladores (turnos, rotación, descansos, educación en fatiga) d. Manejo de alarmas (procedimiento para evaluar y responder a alarmas) e. Manejo del cambio de los equipos e instalaciones consultado con personal del cuarto de control (i.e. API RP 1168) f. Lecciones aprendidas incorporada en el procedimiento g. Programa de entrenamiento y su revisión periódica Se establece que la fecha limite para desarrollo de procedimiento de Manejo del Cuarto de Control y su implementación debe estar lista para el 1 Febrero 2013. 4.

GESTIÓN DE INTEGRIDAD DEL SISTEMA14

El operador del sistema de Ocensa debe desarrollar, implementar y hacer seguimiento a un Sistema de Gestión y Programa de Integridad para el sistema de transporte por tubería. Los siguientes numerales definen los requisitos generales y los elementos fundamentales del Sistema de Gestión, y de los Programas de Integridad Ductos y Facilidades. Facilidades incluyen estaciones, plantas y terminales. 4.1. SISTEMA DE GESTIÓN DE INTEGRIDAD (D 452(b), C 3.1, N 2011-01) El operador del sistema de Ocensa debe desarrollar, planear, implementar, verificar y revisar periódicamente el Sistema de Gestión de Integridad. El sistema de gestión debe proveer la plataforma de gestión de los programas de integridad de ductos y facilidades. El sistema de gestión debe: a. Documentar la política y compromiso de mantener y mejorar continuamente la

integridad de nuestras tuberías y facilidades para la protección del público en general, nuestros empleados y el ambiente b. Describir el sistema de ductos y facilidades cubiertos por el programa c. Documentar los objetivos y estructura organizacional con responsabilidades y

autoridades requeridas para la gestión de integridad d. Valorar

los riesgos de integridad identificando estrategias de actualización, evaluación, y reducción en cada segmento del oleoducto

e. Documentar el plan para llevar a cabo la valoración de integridad de referencia de

acuerdo con la sección Plan de Valoración de Referencia (Baseline) del presente Marco Regulatorio

14

CSA-Z662-11 Clausula 3.2, 10.3 Annex B y N; ICONTEC NTC 287/06; US CFR 195.452; ASME B31.4-2009 c. 451.6

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f.

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Soportar los elementos de los programas de integridad, su valoración y evaluación descritos en el presente Marco Regulatorio. Indique como se tomarán las decisiones iniciales para implementar cada elemento del programa

g. Describir o referenciar los requerimientos de capacitación, calificación y competencia

del personal de integridad h. Describir o referenciar el sistema de administración de documentos para crear,

modificar, aprobar y eliminar documentos al igual que la administración de registros i.

Describir o referenciar el proceso de verificación (inspecciones y auditorías) al igual que la identificación de no conformidades y los Planes de Acción Correctiva

j.

Describir o referenciar el proceso de manejo de cambio e investigación de incidentes

k. Describir

los indicadores de desempeño: (qualitative/descriptive) y resultado (lagging)

l.

gestión

(leading),

cualitativos

Describir el proceso de elaboración de los planes de mejoramiento continuo resultado de la verificación y evaluación del sistema de gestión y programa de integridad

m. Seguir las prácticas reconocidas de la industria para cumplir con los requerimientos de

este numeral, salvo que: 1. Este numeral especifique lo contrario. 2. El operador demuestre que una práctica alternativa, soportada por una

evaluación confiable de ingeniería, proporciona un nivel equivalente o superior de seguridad y protección a la población y al medio ambiente. 4.2. PROGRAMA DE INTEGRIDAD DE DUCTOS (D 452(f);C Annex b y n; N 40 Guidance Notes, NOPRC 2011-01, I 6-11) El programa de integridad comienza con el marco de referencia básico soportado por un sistema de gestión indicado en el numeral 4.1. El operador debe mejorar continuamente el programa para reflejar la experiencia operativa, las conclusiones derivadas de los resultados de las valoraciones de integridad, los datos de mantenimiento y vigilancia del sistema, la identificación de las áreas de consecuencia y valoración de las consecuencias potenciales de una falla, y los desarrollos de conocimiento y tecnología de la industria. El operador del sistema de Ocensa debe incluir como mínimo, cada uno de los siguientes elementos en su programa de integridad: a. (C 3.2, 10.3.1.1, n.8, I 6) Un proceso para la valoración de peligros y amenazas de

ductos. El proceso requiere la identificación de peligros y la susceptibilidad a las amenazas justificando la inclusión e eliminación de cada una de las categorías de amenazas

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b. (C Annex b.5.2.5, I 7) Un proceso para identificar cuáles segmentos del oleoducto

podrían afectar un área de consecuencia. c. (C 3.2, Annex b, Annex n.9, I 8) Un proceso de valoración para identificar, estimar,

evaluar y priorizar riesgos Este proceso de valoración debe incluir el análisis que integre toda la información disponible acerca de la integridad del ducto y las posible consecuencias d. (C Annex n.11, I 9) El plan de valoración de integridad de referencia (Baseline) de la

integridad de los ductos identificando los métodos de valoración de integridad adecuados a las amenazas identificadas e. (C Annex n.9.5 y n.10) Un proceso para evaluar los resultados de la valoración de

integridad y del análisis de la información integrada para determinar los planes de mitigación, prevención y monitoreo necesarios f.

(C Annex n.9.5 y n.10, I 10) Criterios para acciones de mitigación que surjan del resultado de los métodos de valoración de integridad y del análisis de la información.

g. (C Annex n.10 y n.11, I 10) La identificación de medidas de mitigación, preventivas y

de monitoreo h. (C n.15, I 9) Un proceso continuo de evaluación y valoración para mantener la

integridad del oleoducto i.

(C n.15, I 11) Métodos e indicadores para medir la efectividad del programa

4.2.1. Valoración de Peligros y Amenazas a la Integridad del Ducto (C 3.2, 10.3.1.1, 3.3, h.2.6; I 6.0) El proceso de valoración de peligros y amenazas debe realizarse periódicamente o cada vez que un cambio en la operación (e.g. producto, presión, temperatura), condiciones de la tubería (e.g. material, revestimiento, envejecimiento) y en el ambiente (sistemas de tuberías paralelos, variantes), puedan introducir peligros que puedan convertirse en amenazas a la integridad del ducto. El proceso de valoración de peligros y amenazas debería contener los siguientes sub-procesos: a. Identificación de peligros: identificar todos los factores que tengan potencial para causar una falla, b. Susceptibilidad de amenazas: clasificar, analizar y evaluar los peligros identificados, ya sea por sí solos o en conjunto con otros, para determinar si una tubería es susceptible a cada una de las amenazas a la integridad del ducto listadas en CSA-Z662 Annex h.2.6 c. Identificación de amenazas: establecer y entender el origen de las amenazas identificadas vía fallas, inspecciones y/o investigaciones de campo

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d. la probabilidad de falla de cada amenaza: analizar y evaluar la severidad de las amenazas y determinar la probabilidad de que estas generen fallas. El plan de valoración de peligros y amenazas debe incluir: a. Revisión de la información disponible de la tubería antes de iniciar su servicio tales como características de diseño, materiales, registros de fabricación y construcción, así como parámetros, métodos y resultados de prueba hidrostática. b. Revisión de información operativa de la tubería tal como históricos de fallas, evaluaciones de integridad, cambios operacionales, así como acciones de mitigación, monitoreo y prevención. c. Revisión de regulaciones y estándares nacionales e internacionales, incluyendo lecciones aprendidas acerca de peligros y amenazas. Como resultado, el operador del sistema de OCENSA debe documentar el proceso de identificación, clasificación y valoración de amenazas donde demuestre que todas las categorías de amenazas fueron evaluadas individualmente; en caso de que alguna amenaza se haya descartado, se deben tener registros de las razones de su exclusión. Valoración de Áreas de Consecuencia (D 452 (i)(2)(i); C Annex b y n; I 7.0), El operador del sistema de Ocensa debe identificar las áreas de consecuencia a lo largo y ancho del corredor que atraviesa el oleoducto costa adentro y costa afuera. La valoración de áreas de consecuencia debería considerar su significancia cualitativa (alta, media y baja) y cuantitativa (e.g. volúmenes de derrame, áreas afectadas) de acuerdo a la información disponible. La valoración de la consecuencia debería identificar y determinar las áreas, que pueden ser afectadas directa (sobre el derecho de vía) e indirectamente (fuera del derecho de vía). La actualización de los mapas de consecuencias de todo el sistema se deben realizar después del recorrido programado cada cinco (5) años, pero las revisiones documentales debe hacerse regularmente con la nueva información recibida. Las siguientes consideraciones se recomiendan para la preparación de la valoración: a. La densidad de población, b. Número de unidades habitacionales, c. Áreas recreativas y lugares públicos, d. La cantidad y calidad de recursos naturales (áreas ambientalmente sensibles, áreas con especies en peligro de extinción, entre otras). e. Boca tomas y pozos de acueductos utilizados para consumo humano f. Planes de ordenamiento territorial

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g. Instalaciones industriales h. La(s) licencia(s) ambiental(es) i.

Requisitos y prescripciones establecidas por las entidades competentes y regulaciones, nacionales vigentes.

j. Vías navegables, vías férreas, autopistas, carreteras nacionales k. El terreno alrededor del segmento del oleoducto, incluyendo sistemas de drenaje tales como cunetas, pequeñas corrientes y otros pequeños cauces, que puedan conducir la fuga hacia un área de consecuencia. l. Perfil de elevación. m. Características del producto transportado. n. Cantidad de producto que podría liberarse. Se debe calcular los volúmenes potenciales de derrame de líquidos peligrosos considerando el componente dinámico de la operación (e.g. variación hidráulica, el tiempo de detección del derrame, y cierre de válvulas) y el componente estático (e.g. volumen de drenaje de la columna definida por el perfil de la tubería), o. La extensión de estas áreas afectadas deberían determinarse con modelamientos que consideren topografía, tipo de suelo e hidrología considerando cuencas hidrográficas, afluentes de ríos y su velocidad entre otros. La extensión de estas áreas dependerá del tiempo de respuesta de la compañía operadora para contener el derrame. El grado y extensión topográfica de afectación de las áreas debería ser determinado en términos de tiempo (e.g. en las primeras cuatro horas se estima que el área afectada es de 300 m2) p. Se debería considerar el impacto de la localización y tipo de válvula (e.g. operación automática versus manual, operación local o remota, válvula de bloqueo o cheque) para determinar estrategias de reducción de consecuencia (e.g. minimizar áreas afectadas vía volumen derramado o respuesta operacional) q. Soportes físicos del oleoducto tal como un puente de suspensión por cable. r. Exposición del oleoducto a una presión de operación que exceda la presión máxima de operación establecida. s. La compañía operadora debe considerar los sitios de transferencia de custodia para definir responsabilidades de una u otra compañía operadora respecto a las áreas de consecuencia.

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Las áreas de alta consecuencia o High Consequence Areas (HCA) se definen como: a. Una vía fluvial comercialmente navegable; significa una vía fluvial donde existe una

probabilidad sustancial de navegación comercial. b. Un área densamente poblada; significa un área urbanizada, que tenga más de 50.000

habitantes y una densidad poblacional de por lo menos 1.000 personas por milla cuadrada (386 personas por kilómetro cuadrado). Utilizar la información base suministrada por el DANE o entidad competente. c. Otra área poblada; significa un lugar que tenga una población concentrada, como una

ciudad, municipio, pueblo, vereda, o cualquier otra área designada de carácter residencial o comercial. d. (C 4.3.3; D 192.903) Las áreas con edificaciones que concentren 20 personas o más

(e.g. parques, centros comunitarios o religiosos, escuelas, centros de atención de salud o geriátrica, áreas de recreación, balnearios, playas, teatros al aire libre, etc.) al menos 50 días consecutivos o no consecutivos en un periodo de 12 meses de 1 o 2 años. e. Un área excepcionalmente sensible o USA por su sigla en inglés; significa un cuerpo

de agua potable o un área ecológica que sea excepcionalmente sensible al daño ambiental por un derrame de crudo. 4.2.2. Valoración de Riesgos (D 452(e); C Annex b.5.2, b.5.3, n.9) El operador del sistema de Ocensa debe diseñar e implementar un proceso de valoración que permita identificar, estimar, evaluar y priorizar los riesgos. La priorización de riesgos permitirá la valoración de referencia (Baseline) y para las evaluaciones continuas de integridad. La valoración debe considerar todos los factores que reflejen condiciones de riesgo en un segmento del oleoducto.CSA-Z662 Annex B.5.2 y B.5.3 provee a guía que deberían ser consideradas en el análisis, estimación y evaluación de riesgos de ductos. Los elementos que se deben considerar en la valoración de riesgos incluyen, pero no se limitan a: a. El análisis que integre toda la información disponible acerca de la integridad del ducto

y las posible consecuencias b. Información crítica para establecer y prevenir daños potenciales causados por

excavaciones, incluyendo actividades en ejecución o prevención de daños en actividades planeadas, así como proyectos que se estén construyendo o planeando construir a lo largo del segmento del oleoducto. c. Resultados de la valoración de integridad interna de la tubería, tipo y tamaño de los

defectos que el método de valoración pueda detectar y de su tasa de crecimiento

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d. Datos recopilados conjuntamente con otras inspecciones, pruebas, reportes de

seguridad o de patrullajes requeridos por el Marco Regulatorio, incluyendo informes de monitoreo para el control de corrosión y estudios de protección catódica. e. Información acerca de cómo una falla podría afectar un área de alta consecuencia,

como por ejemplo una bocatoma f.

Características de la tubería incluyendo diámetro, material, proceso de fabricación, tipo y condición del revestimiento y tipo de costura.

g. Historial de fugas, de reparaciones y de protección catódica. h. Producto(s) transportado(s). i.

Nivel de esfuerzo de operación de la tubería.

j.

Actividades que están siendo desarrolladas o que están proyectadas en el área.

k. Factores ambientales locales que podrían afectar el oleoducto, por ejemplo:

Corrosividad de la tierra, hundimiento, condiciones climáticas. l.

Peligros geo-técnicos.

m. Anclaje o soporte físico de un segmento tal como un puente de suspensión por cable.

4.2.3. Plan de Valoración de Integridad de Referencia (Baseline) (D 452(c)(1)) El operador del sistema de Ocensa debe elaborar e implementar el plan para establecer la valoración de integridad de referencia, incluyendo los siguientes elementos: a. El (los) método(s) seleccionado(s) para valorar la integridad de la tubería: 1. Herramientas de inspección interna o herramientas capaces de detectar

anomalías de corrosión y deformación incluyendo abolladuras, rasguños y acanaladuras. Si se identifica susceptibilidad a agrietamiento, se recomienda la realización de inspección interna para agrietamiento utilizando tecnología de ultrasonido Phased Array o mejor. 2. Prueba de presión realizada conforme con el numeral 2 del presente Marco Regulatorio. b. (D 452, IMP FAQ) Se podrá utilizar valoración directa de corrosión externa como complemento de la inspección interna o prueba hidrostática y conforme a lo establecido en la sección Valoración Directa del presente Marco Regulatorio. El uso de valoración directa debe considerar las limitaciones de aplicabilidad identificadas (e.g. pavimentos, cruces con camisas, abolladuras, agrietamiento en soldaduras, etc.) c. El cronograma para realizar la valoración de integridad. d. Una explicación del (los) método(s) seleccionado(s) y la evaluación de los factores de riesgo considerados para establecer el cronograma.

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(D452(c)(2)) El operador del sistema de Ocensa debe volver a valorar la tubería del oleoducto de acuerdo con la sección Evaluación y Valoración Continuos – del presente Marco Regulatorio. Áreas Recientemente Identificadas (D452(c)(3)) Cuando se disponga de información, producto de la integración y análisis de la Información de consecuencia, o de la información suministrada por el DANE o entidad competente, que indiquen que la área y tipo de consecuencia ha cambiado; el operador debe incorporar el área nueva a su plan de valoración de integridad de referencia o continua (si el segmento ya ha sido referenciado), en un término de un año a partir de la fecha en que fue identificada. El operador debe completar la valoración de integridad de referencia o continua de cualquier tubería del oleoducto que pudiera afectar el área de alta consecuencia (HCA) recientemente identificada dentro de los cinco años siguientes a partir de la fecha en que se identificó. 4.2.4. Evaluación de Resultados y Programación de Medidas Generalidades (D 452(h)) El operador del sistema de Ocensa debe tomar rápida acción para atender todas las condiciones anormales que se descubran mediante las valoraciones de integridad o mediante el análisis de la información. Para atender estas condiciones el operador debe evaluarlas y remediar aquellas que puedan reducir la integridad del oleoducto. (C Annex d; D 195.452, IMP FAQ) La evaluación de los resultados de la valoración de integridad debe considerar la precisión del método y herramienta utilizada para determinar la severidad de la condición. El operador debe poder demostrar que las acciones de mitigación de una condición asegurarán que es poco probable que la condición represente una amenaza en la integridad del oleoducto a largo plazo. El operador debe cumplir con lo establecido en la sección Integridad y Reparaciones del Oleoducto del presente MRO cuando realice reparaciones. Una reducción temporal en la presión de operación no puede exceder los 365 días sin que el operador haya tomado acciones de mitigación adicionales, con el fin de garantizar la seguridad del oleoducto. 4.2.5.1 Hallazgo de una condición (D 452h(2)) El hallazgo de una condición ocurre cuando el operador tiene adecuada información acerca de la condición para determinar que esta representa una amenaza potencial a la integridad del oleoducto. El operador debe, dentro de los 180 días siguientes a

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la realización de una valoración de integridad, obtener suficiente información para establecer si una condición representa una amenaza potencial a la integridad del oleoducto. Las inspecciones ILI podrán identificar hallazgos potenciales de condiciones que deben ser validadas en el campo. El proveedor ILI debe entregar un reporte preliminar tan pronto como sea posible en un tiempo no mayor a 30 días contados a partir de la realización de la inspección. Las anomalías deberán ser evaluadas por OCENSA para determinar si una acción inmediata es requerida como se indica en el documento OCE-IG-345-002-PR-019-E 4.2.5.2 Programación y criterios de las acciones de mitigación (D 452h(4)) El operador del sistema de OCENSA debe seguir, como mínimo, las programaciones y criterios para las acciones de mitigación basado en USA 195.452 h(4). En cumplimiento del requerimiento DOT OCENSA desarrolló el estándar OCE-IG-345-002-PR019-E versión 1, de fecha 5 Noviembre del 2008 “Criterios de Excavación y Reparación como Respuesta a Inspecciones en Línea” para la realización de las acciones de mitigación. Las anomalías referenciadas en el estándar e identificadas durante excavaciones realizadas por otros motivos diferentes a ILI, igualmente serán evaluadas con los mismos criterios de reparación establecidos en el estándar mencionado, si aplica. (D 452h(3)) Si el operador no puede cumplir con la programación para cualquier condición, debe soportar las razones por las cuales no pudo cumplir la programación y cómo el cambio en la programación no pone en peligro la seguridad pública ni la protección ambiental. 4.2.5. Medidas de Prevención, Mitigación y Monitoreo Generalidades (D 452(i), N 40, I 10.0) El operador del sistema de Ocensa debe tomar medidas para mitigar, prevenir y monitorear las consecuencias de una potencial falla de una tubería. El control de corrosión definido en el Apéndice A de este documento debe hacer parte de las medidas a ser tomadas por el operador. Adicionalmente, las medidas deben consideran, pero no se limitan a: 4.2.5.1.

Prevención

a. (N 14, 15) Especificaciones y control de calidad de la fabricación de tubería y

aplicación de revestimiento para prevenir danos al tubo, defectos de soldadura y condiciones para agrietamiento y corrosion b. (C 9.10, h.2.10) Control de calidad del producto transportado y aplicación de

inhibidores y biocidas c. (C n.10.4) Diseño del ducto y obras en el derecho de vía para prevenir

desplazamientos significativos y rotura por causa de cargas geotecnicas

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d. (C 10.5) Instalación de válvulas automáticas y remotas para reducir el volumen

drenado reduciendo las consecuencias durante la etapa de diseño e. (C n.12.1) Sistemas de protección a sobre-presiones y sobre-llenado f.

(C n.10.2, API 1162) Programa de prevencion de danos a terceros (Interferencia Externa) incluyendo la línea de llamada para localización del ducto, señalización del derecho de vía, detección de intrusos, aumento de la profundidad de la tubería y cintas de advertencia de la ubicación de la tubería

g. (C n.10.2, API 1162) Concientación del público incluyendo la línea de atención al

público h. (D 446) Manejo del Cuarto de Control (Control Room Management)

4.2.5.2.

Mitigación

a. Reducciones temporales de presión calculadas siguiendo el estándar OCENSA

OCE-IG-345-002-PR-019-E sección 4.2.1 b. (N 40:4(a)(b)) Criterios y procedimientos para la evaluacion de anomalias y

reparacion de defectos estableciendo prioridades definidas por la consecuencia. Los criterios deben considerar la precision de la herramienta estimada (antes de excavar) y real (despues de excavar) para seleccionar las excavacion iniciales y adicionales (si aplica), respectivamente c. (N 40:4(c)(d)(e)) Criterios y procedimientos de reparación de ductos y facilidades

incluyendo reduccion de presion temporal, aislamiento y desalojo de producto d. (C 9.10, h.2.10) Instalaciones de revestimientos internos

y aplicación de

inhibidores y biocidas e. (D 551-589) Mantener y mejorar la efectividad de la protección catódica: ver

Apéndice A f.

(D 452(i)(4)) Instalar Dispositivos de Emergencia para la Restricción del Flujo (EFRD por sus siglas en inglés) en el segmento del oleoducto para reducir consecuencias por derrames.

g. (D 452(i)(3)) Sistemas efectivos de detección de fugas h. (C n.10.2) Instalar losas móviles de concreto y cinta enterrada de señalización de

tubería reduciendo la distancia entre postes de demarcación i.

Realizar simulacros con personal de respuesta local.

j.

Suministrar entrenamiento adicional al personal en los procedimientos de respuesta.

k. Mantenimiento del Derecho de Vía** *

Este numeral aplica exclusivamente para el oleoducto costa afuera

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1. (A 451.4(a)) El derecho de vía deberá mantenerse de tal forma que permita buena visibilidad para realizar las inspecciones. Un mantenimiento adecuado al derecho de vía provee acceso efectivo, rápido y seguro en situaciones de emergencia. 2. (A 451.4(b)) Un mantenimiento adecuado al derecho de vía incluye: - Control del crecimiento de la vegetación - Prevenir las construcciones sobre o por debajo del derecho de vía - Control de la erosión - Mantener el acceso a los sistemas del oleoducto - Mantener la visibilidad de los marcadores y la señalización del oleoducto 3. (A 451.4(c)) Los cortacorrientes, diques y demás obras de protección geotécnica deberán ser mantenidas para evitar los procesos de erosión o desborde de los cuerpos de agua. 4. (C 10.6.3) Se debe mantener el acceso a las válvulas y demás instalaciones expuestas del oleoducto en el derecho de vía, las cuales deben estar protegidas para minimizar su operación no autorizada. 5. (C 4.4.1) Se debe garantizar el seguimiento de los factores detonantes, tales como lluvias, movimientos sísmicos, etc. que actúan sobre el terreno generando movimientos del mismo y como tal su afectación a la tubería. l.

Reparaciones del Oleoducto** 1. (D 422(a)) El operador del sistema de Ocensa debe asegurar que las

reparaciones se realizan de forma segura y de tal forma que prevengan daño a las personas, el medio ambiente, la propiedad y las instalaciones del sistema. 2. (A 451.6.1(c)) Las reparaciones deben estar cubiertas por los procedimientos descritos en la sección – Manual de Operación y Mantenimiento – y deben realizarse bajo la supervisión calificada de personal entrenado y familiarizado con los riesgos a las personas, el medio ambiente, la propiedad y las instalaciones del sistema. Los procedimientos del Manual de Operación y Mantenimiento deben considerar la información apropiada contenida en los siguientes estándares y publicaciones: - ASME B31.4, 451.6.2 Limits and Disposition of Imperfections and Anomalies, para oleoductos en tierra y A 451.6.2 Disposition of Defects para el oleoducto costa afuera. - CSA Z662, 10.9 Evaluation of Imperfections - API 2200, Repairing Crude Oil, Liquefied Petroleum Gas and Product Pipeline - API 2201, Safe Hot Tapping Practices in the Petroleum & Petrochemical Industries - API 1104, Welding of Pipelines and Related Facilities - API 1111, Design, Construction, Operation and Maintenance of Offshore Hydrocarbon Pipelines **

Este numeral aplica exclusivamente para el sistema de oleoductos en tierra

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3. (A 451.6.1(b))

4.

5. 6.

7.

8.

* **

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**

El operador del sistema de Ocensa puede elegir si realiza una Evaluación Crítica de Ingeniería (ECA) para identificar criterios alternativos de reparación u otros métodos de mitigación como los se definen en el API 1160 Managing System Integrity for Hazardous Liquid Pipelines. (A 451.6.1(c)) Es esencial que todo el personal que trabaje en reparaciones del oleoducto entienda la necesidad de una planeación cuidadosa del trabajo, sea instruido en los procedimientos que deben seguirse para la ejecución de las reparaciones y sigan las medidas de precaución necesarias y procedimientos resaltados en el API 2200. ** Las tuberías vecinas o cercanas deberán ser demarcadas y aseguradas adecuadamente durante y después de la reparación. (A 451.6.1(d)) Se requiere un procedimiento escrito y detallado si se usa un gas inerte, como el nitrógeno, para desplazar el líquido en un oleoducto para ejecutar la reparación. Debido a que la energía potencial de un gas requiere de consideraciones especiales, el procedimiento deberá considerar como mínimo los factores relacionados con el uso de un gas inerte: - Máxima caudal del fluido a desplazar - Máxima presión de sitio de inyección del gas inerte - Temperatura de inyección - Manejo del gas inerte para eliminar los riesgos al personal - Procedimientos de seguridad tales como protección contra sobre presiones - La ejecución del procedimiento deberá contar con la supervisión de personal calificado descrito en la sección b. de este numeral. (A 451.6.1(e)) Cuando el operador va a excavar y evaluar físicamente una anomalía para posible reparación o va a excavar en respuesta a una Inspección Interna de Línea (ILI) donde los datos indican la presencia de una anomalía que puede afectar la integridad del oleoducto, la presión en el sitio de la anomalía debe ser reducida como sigue dependiendo del tipo de anomalía: - Para anomalías en las cuales la resistencia remanente puede ser calculada, la presión en el sitio de la anomalía debe reducirse a la presión segura de operación calculada. - Para anomalías de importancia desconocida que operan a presiones iguales o superiores al 40% del SMYS, la presión en el sitio de la anomalía debe reducirse al 80% de la presión más alta experimentada desde que se realizó la inspección interna. No se debe detener el flujo en el segmento si la presión estática resultante en el sitio de la anomalía excede la presión más alta experimentada desde que la inspección interna fue realizada. (A 451.6.1(g)) Los procedimientos de soldadura de reparación y los soldadores que realizan el trabajo de reparación deben ser calificados de acuerdo con el estándar API 1104 - Welding of Pipelines and Related Facilities – o ASME Section IX. Los soldadores deben estar familiarizados con las precauciones de seguridad y otros problemas asociados con el corte y soldadura sobre tuberías que están o han

Este numeral aplica exclusivamente para el oleoducto costa afuera Este numeral aplica exclusivamente para el sistema de oleoductos en tierra

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estado en servicio. Antes de efectuar el corte y soldadura en áreas en las cuales una posible fuga o la presencia de vapores inflamables constituyan riesgo de incendio o explosión, se debe realizar una rigurosa revisión para determinar la presencia de mezclas de gases combustibles o líquidos inflamables. El corte y la soldadura solo pueden iniciar cuando se indique que hay condiciones seguras. 9. (A 451.6.1(g)) Las reparaciones realizadas mediante Soldadura en Servicio deben inspeccionarse visualmente y por medio de partículas magnéticas o líquidos penetrantes. Todas las soldaduras realizadas sobre la línea principal deben inspeccionarse en búsqueda de grietas mediante partículas magnéticas. Al menos el 90% de las soldaduras debe inspeccionarse no antes de 12 horas de terminado el trabajo de soldadura. Áreas que hayan sido esmeriladas para remover grietas u otros concentradores de esfuerzos deben ser inspeccionadas mediante partículas magnéticas o líquidos penetrantes para asegurar que todas las grietas han sido removidas. 10. (A 451.6.1(h)) El revestimiento dañado durante el proceso de reparación debe ser retirado y se debe aplicar nuevo recubrimiento de acuerdo con el Apéndice A – Control de Corrosión Externa – RevestimientosAplicación e Inspección de Revestimientos para Tubería Enterrada o Sumergida. 11. (D 422(b) El operador no puede usar tubería, válvulas o accesorios para reemplazo en reparaciones en las instalaciones del oleoducto, a no ser que estén diseñados y construidos de acuerdo con los requisitos de las Secciones C, D y E del DOT 195 y CSA-Z662. 12. (A A451.6.1(a)) *Los trabajos de reparación no deben causar deformaciones que puedan perjudicar la integridad del material de la tubería, el lastre o el revestimiento. 13. (A A451.6.1(b)) *El equipo submarino usado en la reparación del oleoducto submarino debe ser controlado y monitoreado cuidadosamente para prevenir el daño al oleoducto, el revestimiento o el sistema de protección catódica 14. (A A451.6.1(c)) *Cuando se levante o se soporte la tubería durante las reparaciones, se debe controlar la curvatura y los puntos de inflexión de la tubería para prevenir esfuerzos excesivos, abolladuras o pandeos de la tubería o daños al revestimiento. El equipo para levantar el oleoducto debe seleccionarse de tal forma que cumpla con este requisito. 15. (A A451.6.1(d)) *Las cargas producidas por el oleaje y las corrientes deben ser consideradas para determinar los esfuerzos totales y cíclicos a que se someterá la tubería durante las reparaciones. 16. (A A451.6.1(f)) *La tubería de reemplazo y los componentes deben ser protegidos contra la corrosión. 17. (A A451.6.1) *Durante las reparaciones se deben considerar el obtener mediciones de potencial tubería – agua con el fin de verificar el cumplimiento de los requisitos de protección catódica. * **

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4.2.5.3. Monitoreo a. Inspecciones y monitoreo de la protección catódica y del revestimiento externo cumpliendo con los requerimientos del Apéndice A de este documento (C 9.10) Monitoreo de la corrosión interna b. (C Annex D, IMP FAQ) Inspección interna (ILI) para corrosion, daños geométricos y grietas. Las re-inspecciones deberan consideran la calidad de los datos de la inspeccion anterior, las tasas de crecimiento y la precision de la herramienta obtenida durante las excavaciones de la inspeccion anterior. c. Sistemas de monitoreo de presión y de fugas d. (C n.12.1) Patrullaje del derecho de vía e. (C n.10.4) Sistemas de monitoreo de desplazamiento geotécnico f.

Inspección y Mantenimiento del Derecho de Vía y de Cruces Bajo Aguas Navegables** 1. (A 451.5(a)) El operador de Ocensa deberá ejecutar un programa de inspección

periódica para observar las condiciones de la superficie sobre y en las zonas adyacentes al derecho de vía, indicaciones de fuga, actividades de construcción realizadas por terceros y cualquier otro factor que pueda afectar la seguridad y operación del oleoducto. Se debe prestar especial atención a actividades tales como la construcción de carreteras, limpieza de canales, excavaciones, tierras cultivables e invasiones sobre el derecho de vía. Los patrullajes deben realizarse a intervalos que no excedan 2 semanas. 2. (D 412(a)) Los métodos de inspección incluyen caminatas, inspección desde vehículos, sobrevuelos o cualquier otro medio apropiado para recorrer el derecho de vía. 3. (C 10.6.1.1) Adicional al numeral 1. se debe prestar atención a las siguientes actividades: Dragados Erosión Socavaciones Actividad sísmica Derrumbes Subsidencia Pérdida de capa vegetal u orgánica 4. (D 412(b), A 451.5(b)) Los cruces subfluviales en aguas navegables a excepción de oleoductos costa afuera deberán ser inspeccionados periódicamente a intervalos que no sobrepasen los 5 años, para verificar el tapado de la tubería, la acumulación de desechos o cualquier otra condición que ponga en riesgo el cruce tales como: avalanchas, tormentas e inundaciones.

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g. Inspección del Derecho de Vía Costa Afuera* (D A451.5) En el caso de la línea costa afuera, (A A451.5) Ocensa debe mantener un programa de patrullaje periódico de observación superficial de las condiciones sobre y adyacentes al derecho de vía del oleoducto, en busca de: Indicaciones de fugas, actividades de construcción y cualquier otro factor que pueda afectar la seguridad y operación del oleoducto. Se deben considerar áreas más susceptibles a daño por fuerzas externas e incrementar la periodicidad del patrullaje en dichas áreas 4.2.6. Plan de Valoración de Integridad Continua Generalidades (D 452(j)) Después de terminar la valoración de referencia de integridad, el operador del sistema de Ocensa debe continuar valorando la integridad de la tubería dando prioridad a los segmentos que puedan afectar un área de consecuencia a los intervalos requeridos. 4.2.7.1 Valoración de Integridad Continua (D 452(j)) El operador del sistema de Ocensa debe llevar a cabo una valoración continua tan frecuente como sea necesario, para asegurar la integridad del oleoducto. La frecuencia de la valoración debe basarse en los factores de riesgo específicos de cada oleoducto especificados en el presente Marco Regulatorio. La valoración debe considerar, como mínimo, los resultados de la valoración de integridad de referencia y las valoraciones de integridad continuas, el análisis de la información y las medidas mitigación, prevención y monitoreo del presente Marco Regulatorio. 4.2.7.2 Intervalos de Valoración (D 452(j)(3)) El operador del sistema de Ocensa debe establecer intervalos no mayores a cinco años, sin exceder 68 meses, para la valoración continua de la integridad de la tubería. Los intervalos de valoración deben basarse en el riesgo que representa la línea con respecto al área de alta consecuencia, para determinar la prioridad de valoración de los segmentos del oleoducto. Los intervalos de valoración deben basarse en los factores especificados en la sección Plan de Valoración de Riesgos – del presente Marco Regulatorio, en el análisis de los resultados de la última valoración de integridad requerido por presente Marco Regulatorio. Las inspecciones ILI deben realizarse por cada amenaza identificada en el sistema de OCENSA. Las dos (2) primeras inspecciones ILI de corrosión deben hacerse a intervalos fijos y las siguientes a intervalos basados en el monitoreo de la condición de la tubería sin exceder un intervalo máximo de 10 años. Las inspecciones de daño geométrico deberían hacerse a intervalos menores si se identifican incrementos en la actividad de terceros o concentración de población Las inspecciones de agrietamiento, si son requeridas, se realizaran a intervalos calculados basados en la tasa de crecimiento por fatiga o SCC siguiendo CEPA SCC Recommended Practices.

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4.2.7.3 Variación del intervalo de 5 años – circunstancias limitadas a. Fundamentos de ingeniería: El operador debe ser capaz de justificar las bases de

ingeniería que soporten intervalos de valoración más largos en un segmento del oleoducto. La justificación debe estar soportada por una evaluación confiable de ingeniería combinada con el uso de otra tecnología, tal como el monitoreo externo, que provea un conocimiento de la condición de la tubería equivalente al que se obtiene a través de uno de los métodos de valoración permitidos en el presente Marco Regulatorio. b. Tecnología no disponible. El operador del sistema de Ocensa puede requerir un

período de valoración más amplio para un segmento de la tubería (por ejemplo porque la tecnología sofisticada de inspección interna no se encuentra disponible). El operador debe poder justificar las razones por las cuales no pude cumplir con el período de valoración requerido y debe también demostrar las acciones que está tomando para evaluar la integridad del oleoducto mientras tanto. 4.2.7. Plan de Medición del Desempeño (D 452(k)) El sistema de gestión y programa de integridad del operador del sistema de Ocensa debe incluir métodos para medir si en el manejo de la integridad de cada segmento del oleoducto es efectivo protegiendo el público, el ambiente y asegurando una operación confiable y segura. El operador del sistema de Ocensa seguirá un proceso de toma de decisiones para definir y monitorear indicadores de desempeño internos y externos. El operador del sistema de OCENSA debe anualmente revisar los indicadores requeridos por USA PHMSA y NEB Canadá y los voluntarios de API Pipeline Performance Tracking System para un referente de desempeño, si aplica. 4.2.8. Documentos y Registros del Programa de Gestión de Integridad (D452(l); C n.3 - n.16, Annex H; N NOPRC-2011-01) El operador del sistema de Ocensa debe tener disponibles para revisión durante una inspección o auditoría los siguientes documentos y registros: a. El documento escrito de sistema de gestión y programa de integridad de acuerdo con

el presente Marco Regulatorio b. Documentos que soporten las decisiones y análisis incluyendo cambios en las áreas

de consecuencia y cualquier modificación, justificación, variación, desviación y determinaciones realizadas, así como las acciones que se tomaron para implementar y evaluar cada elemento del programa listado el presente Marco Regulatorio. c. Información de los incidentes o fallas del oleoducto. CSA-Z662 Annex H recomienda la

información mínima a ser recolectada.

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4.3. PROGRAMA DE INTEGRIDAD DE FACILIDADES (D 452(f); N 40; C 3.2 y Annex N, I 12) El programa de integridad de facilidades comienza con el marco de referencia básico soportado por un sistema de gestión indicado en el numeral 4.1. El operador debe mejorar continuamente el programa para reflejar la experiencia operativa, las conclusiones derivadas de los resultados de las valoraciones de integridad, los datos de mantenimiento, la evaluación de las consecuencias potenciales de una falla, y los desarrollos de conocimiento y tecnología de la industria. El operador del sistema de Ocensa debe incluir como mínimo, cada uno de los siguientes elementos en su programa de integridad: a. Un proceso para la valoración de peligros y amenazas de integridad de las facilidades b. Un proceso para identificar cuáles facilidades podrían afectar un área

de

consecuencia. c. Un proceso de valoración para identificar, estimar, evaluar y priorizar riesgos Este

proceso de valoración debe incluir el análisis que integre toda la información disponible acerca de la integridad de la facilidad y las posible consecuencias d. El plan de valoración de integridad de referencia (Baseline) de la integridad de las

facilidades identificando los métodos de valoración de integridad adecuados a las amenazas identificadas e. La identificación de medidas de mitigación, preventivas y de monitoreo para proteger

el publico y el medio ambiente al igual que asegurar la confiabilidad del servicio de transporte. f.

Un proceso continuo de inspección y valoración para mantener la integridad del oleoducto

g. Métodos e indicadores para medir la efectividad del programa

4.3.1. Válvulas de Ductos y Facilidades (D 420) Considerar: a. (N 36(d), C 10.9.6.1) Las válvulas principales de línea (seccionamiento) del oleoducto

deben tener claramente señalizadas las posiciones de abierta y cerrada b. (N 36(e) Las válvulas de aislamiento, purga, y las otras válvulas esenciales dentro de

las estaciones deben tener claramente señalizadas sus posiciones de abierta y cerrada, así como su función.

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c. (D 420(a)) El operador del sistema de Ocensa deberá mantener permanentemente

en buena condición de operación toda válvula necesaria para la operación segura del sistema. d. (D 420(b)) El operador del sistema de Ocensa debe, en intervalos que no excedan 7

½ meses, pero al menos dos veces al año calendario, inspeccionar y operar parcialmente cada válvula principal de la línea (seccionamiento) para comprobar que están funcionando adecuadamente. e. (D 420(c)) El operador de Ocensa debe mantener protegida cada válvula contra

operaciones no autorizadas y vandalismo. 4.3.2. Tanques Superficiales de Almacenamiento a.

(A 452.3) Estos tanques deben ser inspeccionados periódicamente y los registros de estas inspecciones deben mantenerse. Los puntos a cubrir durante estas inspecciones incluyen: 1. 2. 3. 4.

Estabilidad de los cimientos Condición del fondo, cuerpo, escaleras, techo. Venteos o válvulas de seguridad Condiciones de los diques del patio del tanques.

b.

(C 10.9.2) El API 2610 – Design, Construction, Operation, Maintenance, and Inspection of Terminal & Tank Facilities - provee una guía para el diseño, construcción, operación, mantenimiento e inspección de terminales e instalaciones de almacenamiento.

c.

(D 432; C 10.9.2.1) La inspección, reparación, modificación y reconstrucción de tanques de acero, superficiales, atmosféricos debe realizarse de acuerdo con el estándar API 653 – Tank Inspection, Repair, Alteration and Reconstruction.

d.

(C 10.9.2.7) El operador debe monitorear periódicamente cualquier sistema de detección de fugas de los tanques superficiales y revisar que estos sistemas se encuentren operativos.

e.

(C 10.9.2.9) La entrada y limpieza de los tanques superficiales debe realizarse de acuerdo con el API Standard 2015 – Safe Entry and Cleaning of Petroleum Storage Tanks.

f.

Los intervalos de inspección serán los especificados en los estándares mencionados en los párrafos anteriores.

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5. DESACTIVACIÓN, REACTIVACIÓN Y ABANDONO DE ACTIVOS El operador del sistema Ocensa debe seguir, como mínimo, los requerimientos para desactivación, reactivación y abandono de ductos y equipos basado en USA DOT 195.59, NEB OPR-99 s. 44 y sus estándares referenciados CSA-Z662 c.10 y ASME B31.4 c.457. En cumplimiento de estos requerimientos OCENSA desarrolló el estándar PM-ST-ZZ versión 0 del 24 Noviembre del 2009 “DESACTIVACIÓN Y ABANDONO DE ACTIVOS” para la realización de las actividades de este numeral. 5.1. DESACTIVACIÓN (N 44; C 10.15.1, 3.3) El operador del sistema de OCENSA debe considerar como “desactivado” los ductos y equipos que lleguen estar sin operar o fuera de servicio, pero conectados al sistema, por un período de 12 meses o más. 5.2. REACTIVACIÓN (N 44; C 10.15.2, C 3.3) El operador deberá preparar una valoración de ingeniería para solicitar que ductos, segmentos y equipos sean “reactivados”. La valoración de ingeniería deberá incluir las medidas propuestas que aseguren una operación segura y confiable. 5.3. ABANDONO (C. 10.16) El operador del sistema OCENSA debe preparar una valoración considerando el uso actual y futuro de la tierra y identificando los peligros potenciales al público o al ambiente resultado de asentamientos, contaminación de suelo y aguas superficiales y subterráneas, erosión y la creación de flujos subterráneos de agua. (A 457) El operador del sistema debe desconectar en forma segura los ductos, equipos y facilidades del sistema en operación. Si el abandono se realiza en el mismo sitio, se debe purgar los fluidos o vapor transportado con un material inerte y extremos deberán ser sellados. En el caso de retirar del servicio instalaciones costa fuera o instalaciones de oleoducto en tierra, con cruce sobre o por debajo de, o a través de vías fluviales navegables comercialmente, el operador de Ocensa que retire del servicio esa instalación debe reportar su abandono a la autoridad correspondiente y asegurar el registro de esta condición en la compañía.

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6. ENTRENAMIENTO, CALIFICACIÓN Y COMPETENCIA DE PERSONAL 6.1. INTRODUCCIÓN Alcance (D 501; N 46, 56; D 446) Este numeral establece los requisitos mínimos para entrenamiento, calificación y competencia de controladores, mantenedores, y de respuesta a emergencias a aquellos individuos que realicen tareas calificadas en las instalaciones del oleoducto. El entrenamiento incluye el personal de integridad del sistema de ductos. Una tarea calificada es una actividad, identificada por el operador, que a. Se realiza en las instalaciones del oleoducto; b. Es una tarea de operaciones y mantenimiento; c. Se realiza como un requisito del presente Marco Regulatorio; y d. Afecta la operación o la integridad del oleoducto. Definiciones Específicas a. (D 503) Condiciones anormales de operación: Es una condición identificada por el

operador, que pueda indicar un mal funcionamiento de un componente o la desviación de las condiciones normales de operación que pueda: - Indicar que la condición excede los límites de diseño; o - Resultar peligroso para las personas, el medio ambiente, la operación o las propiedades. b. (D 503) Evaluación: Es un proceso establecido y documentado por el operador para

determinar la habilidad de un individuo para ejecutar una tarea calificada, mediante cualquiera de los siguientes métodos: Examen escrito; Examen oral; Revisión del historial de desempeño en el trabajo; Observación durante: - Desempeño en el trabajo; - Entrenamiento durante el trabajo; - Simulacros; 5. Otras formas de valoración 1. 2. 3. 4.

c. (D 503) Calificado: Significa que un individuo ha sido evaluado y puede: 1. Realizar las tareas calificadas asignadas; y 2. Reconocer y reaccionar ante condiciones operativas anormales.

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3. Considerado competente (en Canadá) si su tarea asignada ha sido previamente

realizada bajo supervisión; o conocimiento particular o especifico del sitio, operación o trabajo ha sido previamente obtenido y verificado. Generalidades a. (D 509) El operador del sistema de Ocensa debe tener un programa de calificación

escrito. El programa debe estar disponible para revisión por auditorías internas o externas.

b. (D 509) El operador del sistema de Ocensa debe calificar a los individuos que

realicen tareas calificadas. c. (D 509) La revisión del historial de desempeño en el trabajo no puede ser usado

como el único método de evaluación. d. (D 509) La observación del desempeño en el trabajo no puede ser usado como el

único método de evaluación. 6.2. PROGRAMA DE ENTRENAMIENTO (N 46, 56; D 446) El operador debe establecer e implementar un programa de entrenamiento para capacitar controladores, mantenedores, personal de integridad y de respuesta a emergencias. Personal de respuesta a emergencias (D403(a)) El operador debe establecer e implementar un programa de entrenamiento continuo para capacitar al personal de respuesta a emergencias en: a. Ejecutar los procedimientos de atención de emergencias descritos en Plan de

Respuesta a Emergencias, relacionados con sus responsabilidades. b. Conocer las características y peligros de los crudos transportados. c.

Reconocer las condiciones que podrían causar emergencias, predecir las consecuencias del inadecuado funcionamiento o falla de las instalaciones, así como de los derrames de crudo y tomar las acciones correctivas apropiadas.

d. Tomar las acciones necesarias para controlar cualquier fuga accidental, minimizar el

riesgo de incendio, explosión, toxicidad o daños ambientales. e. Aprender acerca de las posibles causas, tipos, tamaños y concecuencias de incendios

y el uso adecuado extintores portatiles y otros tipos de equipos que se encuentre

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disponible en el sitio para el control de incendios, incluyendo donde sea posible, un simulacro de una condición de emergencia en el oleoducto. Revisiones y Actualizaciones del Personal de Respuesta a Emergencias (D403(b)) En intervalos que no excedan los 15 meses pero al menos una vez cada año calendario, el operador deberá: a. Revisar el desempeño del personal en el logro de los objetivos establecidos, en el

programa continuo de entrenamiento en respuesta a emergencias. b. Realizar los cambios apropiados al programa de entrenamiento en respuesta a

emergencias según sea necesario para asegurar su efectividad. c.

El operador debe demandar y verificar que sus supervisores tengan un profundo conocimiento de aquellos procedimientos establecidos en Plan de Respuesta a Emergencias de los cuales sean responsables de asegurar su cumplimiento.

6.3. PROGRAMA DE CALIFICACIÓN Y COMPETENCIA (D 505) El operador del sistema de Ocensa debe tener y seguir un programa escrito de calificación para controladores, mantenedores, personal de respuesta a emergencias. El programa debe contener disposiciones para: a.

Identificar tareas calificadas;

b.

Asegurar, a través de la evaluación, que los individuos que desarrollen tareas calificadas están calificados;

c.

Permitir a los individuos que no están calificados de acuerdo con este numeral realizar una tarea calificada si son dirigidos y observados por un individuo que está calificado.

d.

Evaluar a un individuo, si el operador tiene razones para creer que su desempeño en la ejecución de una tarea calificada contribuyó con un accidente.

e.

Evaluar a un individuo, si el operador tiene razones para creer que ya no está calificado para realizar una tarea calificada.

f.

Comunicar los cambios que afecten las tareas calificadas a los individuos que las realizan.

g.

Identificar aquellas tareas calificadas en que las cuales se requiere la evaluación de las calificaciones de los individuos y los intervalos en que debe realizarse.

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h.

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Proporcionar entrenamiento, tan como se requiera, para asegurar que los individuos que ejecuten tareas calificadas tengan el conocimiento y las habilidades necesarias para realizarlas de tal forma que asegure la operación segura de las instalaciones del oleoducto.

6.4. REGISTROS (D 507) El operador del sistema de Ocensa debe mantener registros que demuestren el cumplimiento con el presente numeral. a.

Los registros de calificación deben incluir: - Identificación de los individuos calificados. - Identificación de las tareas calificadas en las que el individuo está calificado para desarrollar. - Fecha(s) de las calificaciones vigentes. - Método(s) de calificación.

b. Los registros que respaldan la calificación vigente de un individuo deben mantenerse

mientras que esté realizando la tarea calificada. Los registros de calificación anteriores así como los registros de los individuos que ya no realicen tareas calificadas tendrán un período de retención de cinco años. APÉNDICE A: CONTROL DE CORROSIÓN A.1.

INTRODUCCIÓN

A.1.1. Visión General Alcance a. (D 551, A 460 a) Este numeral establece los requisitos mínimos para la protección de

tuberías y accesorios ferrosos contra la corrosión externa o interna. Aplica para sistemas de tuberías nuevos o existentes. b. (A 460 b) La corrosión externa e interna debe ser controlada consistentemente con la

condición del sistema de tuberías, el medioambiente en el cual el sistema está ubicado y mediante la aplicación de los requisitos incluidos en este numeral para el control de la corrosión. c. (C 9.1.3) El operador del sistema de Ocensa debe establecer y mantener los

procedimientos necesarios para satisfacer los requisitos de este numeral, exceptuando aquellas circunstancias especificas en donde la experiencia de la compañía haya probado que prácticas específicas para el control de la corrosión no se justifican. Estas excepciones deben estar documentadas con la valoración de ingeniería.

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d. (A A460) Deben darse consideraciones especiales para el control de la corrosión en

sistemas costa afuera, ya que estos no pueden ser inspeccionados fácilmente después de la instalación, y existe la posibilidad de daño del recubrimiento. e. (A 460(c)) Los requisitos para el control de la corrosión y los procedimientos pueden

en varias instancias requerir medidas adicionales a las que se incluyen en el presente Marco Regulatorio. Por lo tanto el operador del sistema de Ocensa debe establecer los procedimientos para implementar los requisitos del presente numeral. Los procedimientos incluyendo aquellos para el diseño, la instalación y el mantenimiento de sistemas de protección catódica, deben prepararse y ejecutarse por, o bajo la supervisión de, personas calificadas por entrenamiento o experiencia en métodos de control de corrosión. Las prácticas recomendadas NACE RP0169 – Control of External Corrosion on Underground or Submerged Metallic Piping Systems y NACE RP0675 – Control of External Corrosion on Offshore Steel Pipelines, proporcionan una guía de los procedimientos para implementar los requisitos del presente numeral y para monitorear y mantener sistemas de protección catódica. f. (C 9.1.3) Los procedimientos para el control de la corrosión deben estar incluidos

dentro del manual de operación y mantenimiento requerido según el presente Marco Regulatorio. g. (D 555) El operador del sistema de Ocensa debe requerir y verificar que sus

supervisores mantengan un conocimiento detallado de aquellos procedimientos establecidos según el presente Marco Regulatorio, de los cuales ellos sean responsables de asegurar cumplimiento. h. (A 456(d)) El personal encargado del control de corrosión debe tener el equipo y la

instrumentación necesarios para llevar a cabo su trabajo. A.2.

ESPECIFICACIONES

A.2.1. Control de Corrosión Externa - Revestimientos Generalidades a. (D 557) Con excepción del fondo de los tanques (breakout tanks), todas las

instalaciones enterradas o sumergidas del oleoducto deben tener un revestimiento externo para el control de la corrosión externa. b. (C 9.1.9) Los revestimientos externos para tuberías enterradas o sumergidas deben

ser seleccionados, aplicados, instalados e inspeccionados para proteger la tubería, los componentes y las soldaduras del daño producto de la corrosión durante el servicio, considerando la probable degradación del revestimiento que puede ocurrir durante el almacenamiento de la tubería, la manipulación, el transporte y la instalación.

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Características Generales del Revestimiento (D 559, A461.1.2 a) El material para el revestimiento usado en las tuberías y componentes enterraros o sumergidos debe tener las siguientes características: a. Ser diseñado para mitigar la corrosión de tuberías enterradas o sumergidas. b. Tener la suficiente adhesión a la superficie del metal para prevenir la migración de

humedad por debajo de la película. c. Ser lo suficientemente dúctil para resistir el agrietamiento; d. Tener la suficiente resistencia al daño debido a la manipulación y las cargas

producidas por el suelo. e. Tener

propiedades suplementarios.

compatibles

con

los

sistemas

de

protección

catódica

Selección del Revestimiento (C 9.2.1) El operador del sistema de Ocensa es responsable de realizar y documentar la evaluación y selección de los sistemas de revestimiento. Dicha evaluación y selección debe ser realizada por personal con reconocida experiencia en el control de corrosión mediante revestimientos y protección catódica. (C 9.2.2, Tabla 9.1) En la evaluación de los revestimientos a considerar, se deben evaluar diferentes factores definidos en la Tabla 9.1 de CSA-Z662 para identificar las propiedades y características, los métodos primarios de pruebas y ensayos necesarios en el revestimiento para tener un desempeño satisfactorio y para identificar situaciones a lo largo del oleoducto en donde es probable tener problemas de desempeño del revestimiento. Se debe prestar especial atención a situaciones tales como: a. Instalaciones que involucren cruces taladrados o dirigidos, curvados, tapado de

zanjas. b. Esfuerzos

inducidos por el suelo (ej. axial, transversal, cortante) sobre el revestimiento.

c. Exposición a temperaturas altas o a temperaturas de operación variables. d. Posibilidad de cambio en las condiciones de servicio.

(C 9.2.3) Se debe prestar atención especial a la selección de los revestimientos y los métodos de aplicación que serán usados en situaciones en donde el contorno de la superficie cambia, creando la posibilidad de que se presenten vacíos o baja adhesión entre

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el revestimiento y la tubería. Estas situaciones incluyen, pero no se limitan a, la presencia de: a. Soldaduras por arco sumergido. b. Soldaduras circunferenciales tubo a tubo o tubo a componente. c. Camisas de refuerzo o contenedoras de presión.

(C 9.2.4) El revestimiento seleccionado debe: a. Tener las propiedades y características de desempeño requeridos para un satisfactorio

comportamiento y ser resistentes a los problemas mencionados en el párrafo anterior. b. Poderse reparar en condiciones de campo. c. Haber sido probados y evaluados de acuerdo con lo requerido en la presente sección. d. Tener un historial de desempeño satisfactorio en situaciones de uso similares,

exceptuando aquellos recientemente desarrollados que sean usados con fines experimentales. Para la selección de los factores a considerar y las pruebas a que deben someterse los revestimientos a evaluar se debe tener en cuenta la sección 9.2 y la Tabla 9.1 del CSA Z662 – Selection of external protective coatings. Aplicación e Inspección de Revestimientos Para Tubería Enterrada o Sumergida (C 9.3.1) Los materiales y procedimientos que se usarán para la aplicación de los sistemas de revestimiento seleccionados deberán calificarse antes de la aplicación para demostrar que son capaces de suministrar las propiedades y desempeño requeridos. Los materiales del revestimiento deberán re-calificarse si existe un cambio en su formulación. El operador del sistema de Ocensa deberá especificar los métodos de prueba y los criterios de aceptación para la calificación y re-calificación de los materiales y los procedimientos. (C 9.3.2) El revestimiento debe ser aplicado de acuerdo con procedimientos documentados y un programa de calidad apropiado. Estos procedimientos deben, en donde sea aplicable, incluir: a. Calificación del personal b. Aseguramiento de Calidad de los materiales (revestimiento y abrasivos) c. Control y monitoreo ambiental (temperatura ambiente, temperatura del acero,

humedad, etc.)

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d. Técnica y control para la preparación de la superficie e. Técnica y control para la aplicación f. Curado g. Inspección y pruebas del revestimiento aplicado h. Técnicas de reparación i. Registros

(C 9.3.4, C 9.3.6, D 561 (b)) Se debe inspeccionar el revestimiento durante o después de la instalación para detectar defectos. Los defectos que se encuentren deben ser reparados. (C 9.3.7) El operador del sistema de Ocensa debe determinar las áreas en las cuales el desempeño del revestimiento puede verse negativamente afectado por el calor asociado con el precalentamiento, soldadura o tratamiento térmico posterior. El revestimiento debe ser removido de esta zona antes de los trabajos de soldadura o después de completarlos. (C 9.3.8) El revestimiento existente debe protegerse contra las salpicaduras de la soldadura. (C 9.3.9) La tubería desnuda en la vecindad de una soldadura debe revestirse de acuerdo con los procedimientos para aplicación desarrollados. (C 9.4) El almacenamiento, manipulación, transporte e instalación de tubería y accesorios revestidos debe realizarse de acuerdo con procedimientos documentados para proteger el revestimiento de degradación o daño. (A 460 e) Los inspectores y las cuadrillas de revestimiento deben haber sido instruidas adecuadamente y tener los equipos necesarios para revestir e inspeccionar la tubería y los componentes. A.2.1.1.

Control de Corrosión Externa – Protección Catódica

Protección Catódica a. (D 563(a); A 461.1.3(a)) Las tuberías enterradas o sumergidas del sistema de Ocensa

deben tener un sistema de protección catódica suministrado por ánodo galvánico o por corriente impresa para mitigar la corrosión. El sistema debe tener un método para determinar el grado de la protección catódica alcanzado. b.

*

*

(A A461.1.3 (a)) Se considera que la tubería costa afuera esta catódicamente protegida cuando reúne uno o más de los criterios establecidos en NACE RP 0675. Donde se utilicen sistemas de corriente impresa, el sistema deberá ser diseñado para minimizar cortes de energía. La formula de diseño para sistemas de ánodo galvánico deberá incluir el porcentaje expuesto de tubería, la corriente de salida de los ánodos,

Este párrafo aplica exclusivamente para el oleoducto costa afuera

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la vida del sistema y la eficiencia de uso. Los ánodos deben ser compatibles con la temperatura de operación y el ambiente marino de la tubería. c.

**

d.

*

(D 563 (a); A 461.1.3 (b)) El sistema de protección debe ser instalado no después de un año de haber construido, reubicado, reemplazado, o modificado la tubería.

(A A461.1.3 (b)) Un sistema de protección catódica debe ser instalado en el momento en que se instala la tubería, o tan pronto como sea practico después de la instalación de la tubería offshore.

e. (D 563 (c)) Los tanques de almacenamiento (break out) y las tuberías enterradas de

estaciones deben tener sistema de protección catódica. f.

(A 461.1.3(c)) El sistema de protección catódica debe poderse controlar de tal forma que no dañe el revestimiento, la tubería o los componentes.

g. (A 461.1.3(d)) Los dueños de estructuras subterráneas conocidas que puedan verse

afectados por la instalación de sistemas de protección catódica deben ser notificados de dicha instalación y, en donde sea necesario, realizar estudios conjuntos de interconexión con sistemas de protección catódica vecinos. h. (A 461.1.3(e)) Las conexiones eléctricas deben realizarse de acuerdo con el NEC –

National Electrical Code - NFPA 70 y la práctica recomendada API 500C – Classification of Locations for Electrical Installations at Pipeline Transportation Facilities. Protección Catódica de Tanques de Almacenamiento (Break Out) (D 565) Los sistemas de protección catódica para tanques de almacenamiento de crudo de más de 500 barriles, construidos según el estándar API 650 – Welded Steel Tanks for Oil Storage, deberán instalarse de acuerdo con la práctica recomendada API 651 – Cathodic Protection of Aboveground Petroleum Storage Tanks. No obstante si el operador del sistema de Ocensa no necesita cumplir con el API 651 en alguno de los tanques, debe incluir una nota en los manuales de operación y mantenimiento para el control de corrosión especificados en la sección– Manual de Operación y Mantenimiento - Actividades Normales de Operación y Mantenimiento, numeral c. – del presente Marco Regulatorio, indicando las razones por las cuales no es necesario para la seguridad del tanque el cumplir con todas o algunas de las provisiones del API 651. Estaciones de Prueba (D 567) Considerar:

**

Este párrafo aplica exclusivamente para el oleoducto en tierra

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a. Exceptuando las tuberías costa afuera, toda tubería o segmento de tubería enterrada o

sumergida debe tener instalaciones de prueba eléctrica para el control de corrosión externa. b. Las estaciones de prueba deben ser instaladas como sigue: 1. Ubicar las estaciones de prueba a intervalos lo suficientemente próximos para

obtener mediciones eléctricas que indiquen que la protección catódica opera adecuadamente. 2. Proporcionar suficiente material y holgura al cable de conexión de tal forma que el tapado de la zanja no genere tensiones innecesarias o rompa la conexión, y para que la conexión se mantenga mecánicamente segura y eléctricamente conductiva. 3. Prevenir que la conexión de los cables no origine concentradores de esfuerzos en la tubería. 4. Cuando se utilicen ductos para el cable de las conexiones, el cable debe aislarse adecuadamente del ducto. 5. En la conexión a la tubería, revestir los cables desnudos y el área metálica expuesta con un material aislante eléctrico compatible con el revestimiento de la tubería y el aislamiento del cable. c. El operador del sistema de Ocensa debe mantener los cables de las estaciones de prueba en una condición que le permita obtener mediciones eléctricas para determinar si la protección catódica cumple con lo establecido en la sección – Monitoreo – Numeral b, del presente Apéndice. Aislamiento Eléctrico a. (D 575(a)) Las tuberías revestidas, enterradas o sumergidas, deben ser aisladas

eléctricamente de todas las interconexiones con sistemas externos, exceptuando cuando se hacen arreglos de protección catódica mutua o cuando las estructuras subterráneas metálicas están eléctricamente conectadas y catódicamente protegidas como una unidad. b. (D 575(b)) Deben instalarse uno o más dispositivos de aislamiento en donde sea

necesario el aislamiento eléctrico de una porción del oleoducto, con el fin de facilitar la aplicación del control de la corrosión. c. (D 575(c)) Se debe inspeccionar y probar eléctricamente cada aislamiento eléctrico

para asegurar que el aislamiento es el adecuado. d. (D 575(d)) Los dispositivos de aislamiento eléctricos no deben ser instalados en

donde se anticipe se pueda tener una atmósfera combustible, a no ser que se tomen las medidas necesarias para prevenir arcos o chispas. e. (D 575(e), A461.1.4 c) Se debe prestar atención a la prevención de daños en el

sistema de tuberías debido a rayos o corrientes de falla cuando el sistema se encuentra próximo a las patas de torres de transmisión de energía, a cables de puestas a tierra y puestas a tierra. El estándar de NACE SP0177 – Mitigation of

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Alternating Current and Lightning Effects on Metallic Structures and Corrosion Control Systems – sirve de guía cuando se sospeche de interferencias por corriente alterna. Se deben realizar estudios en colaboración con el operador de estos sistemas de transmisión acerca de problemas comunes de corrosión y electrólisis. f. (A 461.1.4(d)) Se deben realizar pruebas eléctricas para localizar cualquier contacto

no intencional con estructuras metálicas enterradas y si se encuentran estos contactos deben ser corregidos. A.2.1.2.

Control de Corrosión Externa – Monitoreo

Monitoreo de Corrosión Externa a. (D 573(a); A 461.3(a)) Las instalaciones de protección catódica deben mantenerse en

condiciones aptas para el servicio. Mediciones eléctricas e inspecciones de los sistemas de protección catódica de tuberías enterradas o sumergidas deben efectuarse anualmente, a intervalos que no excedan los 15 meses, para determinar que el sistema de protección catódica está operando adecuadamente y que toda la tubería enterrada o sumergida está protegida de acuerdo con los criterios aplicables. Se deben tomar las medidas correctivas necesarias cuando las pruebas indiquen que no existe adecuada protección. b. (D 571; A 461.3(b)) El sistema de protección catódica debe cumplir con uno o más de

los criterios aplicables y las consideraciones adicionales para protección catódica de las secciones 6.2 y 6.3 del estándar NACE RP0169 – Control of External Corrosion on Underground or Submerged Metallic Piping Systems. *

c. (A A461.3(b)) Debe mantenerse evidencia de un adecuado nivel de protección

catódica demostrando que uno o más criterios de los establecidos en NACE RP 0675 se cumplen. d. (A 461.3(c)) El tipo, número, ubicación y frecuencia de las pruebas, debe ser el

adecuado para establecer, con razonable exactitud, el grado de protección suministrado en toda la tubería, dentro de los límites de cada sistema de protección catódica y debe ser determinado considerando: 1. Edad del sistema de tuberías y experiencia operativa, incluyendo inspecciones

con tubería destapada (bell hole) y datos de estudios de fugas. 2. Condiciones de la tubería en el momento de la aplicación de la protección

catódica y método de aplicación de la protección. 3. Corrosividad del medio ambiente. 4. Probabilidad de pérdida de protección debido a actividades de construcción,

reconstrucción u otras causas en el área. *

Este párrafo aplica exclusivamente al sistema costa afuera.

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5. Método de aplicación de la protección catódica y vida útil del diseño de la

instalación para protección catódica. 6. Seguridad del público y de los empleados. e. (D 567(c); A 461.3(d)) Las estaciones de prueba de protección catódica deben ser

mantenidos de tal forma que se puedan tomar lecturas eléctricas para asegurar una adecuada protección f. (D 573(c); A 461.3(e) Los rectificadores de protección catódica u otras fuentes de

poder de corriente impresa deben ser inspeccionados a intervalos que no excedan los 2 meses. g. (D 573(c); A 461.3(f)) Todos los equipos de protección conectados, incluyendo

interruptores de corriente invertida, diodos y aquellas conexiones de interferencia, cuya falla pueda poner en peligro la protección estructural, deberán ser inspeccionados a intervalos que no excedan 2 meses. Otras conexiones de interferencia deben ser inspeccionadas al menos cada año calendario pero a intervalos que no excedan 15 meses. h. (D 569; A 461.3(h)

Los componentes de tubería enterrada o sumergida que sean expuestos por cualquier razón deberán ser examinados en búsqueda de indicaciones de corrosión externa. El descubrimiento de corrosión activa, picaduras generalizadas en la superficie de la tubería o componentes, así como fugas producidas por corrosión debe ser investigado detalladamente para determinar la causa y dimensiones de la corrosión y si los niveles de protección catódica debe ser aumentados para mitigar la corrosión. Si se encuentra corrosión externa que requiera acción correctiva según – Medidas Correctivas, del presente Apéndice, se debe inspeccionar circunferencial y longitudinalmente más allá de la parte expuesta (por examen visual, método indirecto o los dos) para determinar si existe corrosión adicional que requiera acción remediable en cercanías de la parte expuesta.

i.

*

*

(A A461.3(h)) En caso de realizarse reparaciones costa afuera bajo el agua, se deberá inspeccionar si hay evidencia de corrosión externa o el recubrimiento esta deteriorado, y las acciones correctivas que sean necesarias deberán ser implementadas para mantener la protección contra la corrosión en la tubería. Cuando una tubería es levantada sobre el nivel del agua para propósitos de mantenimiento o reparación, la compañía operadora debe inspeccionar visualmente por evidencia de corrosión externa, deterioro del recubrimiento, y donde sea posible la condición de cualquier ánodo expuesto. Si se presenta corrosión en exceso, acciones remediales deberán ser tomadas como sea necesario. (A A461.3(i)) Consideraciones se deben dar para el uso periódico de herramientas de inspección interna para monitorear corrosión externa en la tubería.

Este párrafo aplica exclusivamente a sistemas costa afuera.

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j. (D 573(a)(2)) En un lapso no mayor de 2 años después de haber instalado un sistema

de protección catódica, se deben identificar las circunstancias en las cuales un estudio de intervalo cercano (close interval survey) o una tecnología comparable es práctica y necesaria para cumplir con los objetivos de la sección 10.1.1.3 de estándar NACE RP0169 – Control of External Corrosion on Underground or Submerged Metallic Piping Systems. Monitoreo Tanques de Almacenamiento (Break Out Tanks) (D 573(d)) El operador del sistema de Ocensa debe inspeccionar cada sistema de protección catódica usado para el control de la corrosión del fondo de tanques superficiales de almacenamiento para asegurar que la operación y el mantenimento de sistema está de acuerdo con la práctica recomendada API 651 – Cathodic Protection of Aboveground Petroleum Storage Tanks. No obstante si el operador del sistema de Ocensa no necesita cumplir con el API 651 en alguno de los tanques, debe incluir una nota en los manuales de operación y mantenimiento para el control de corrosión especificados en la sección– Manual de Operación y Mantenimiento - Actividades Normales de Operación y Mantenimiento, numeral c. – del presente Marco Regulatorio, indicando las razones por las cuales no es necesario para la seguridad del tanque el cumplir con todas o algunas de las provisiones del API 651. A.2.1.3.

Control de Corrosión Interna

Generalidades (D 579(a); A 462.2) El operador del sistema de Ocensa debe establecer procedimientos para determinar el efecto corrosivo de los productos transportados por el sistema y la condición interna de la tubería. Se deben realizar las acciones apropiadas si se encuentran condiciones de corrosión interna, incluyendo pero no limitado a: a. Examinar y estudiar los registros disponibles de inspeciones anteriores. b. Realizar inspecciones e investigaciones adicionales en donde se requiera información adicional. c. Desarrollar acciones correctivas de acuerdo con la sección – Medidas Correctivas, del presente Apéndice. Inhibidores (D 579(b)) Si se usan inhibidores de corrosión para mitigar la corrosión interna, el operador del sistema de Ocensa debe:

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a. Usar inhibidores en la cantidad suficiente para proteger la parte completa del sistema

de oleoductos para la cual los inhibidores se han diseñado. b. Usar probetas u otros equipos de monitoreo para determinar la efectividad de los

inhibidores para mitigar la corrosión interna. Monitoreo a. (D 579(b)(3); A 462.3(a)) Si se usan raspadores, marranos, esferas, deshidratación,

inhibidores o revestimientos internos para el control de la corrosión interna, las probetas (cupones) o los otros equipos de monitoreo utilizados deben ser examinados al menos dos veces por año calendario, a intervalos que no excedan los 7 ½ meses, para determinar la efectividad de las medidas de protección o la extensión de la corrosión. Se deben tomar las medidas de corrección adecuadas cuando las evaluaciones o las técnicas de monitoreo indiquen que no se tiene protección adecuada. b. (D 579(c); A 462.3(b)) Siempre que cualquier tubo o componente del sistema de

tubería pueda ser inspeccionado internamente o cuando se remueva tubería o componentes del sistema de tuberías por cualquier razón, las superficies internas deben ser inspeccionadas en búsqueda de evidencia de corrosión, y, si se encuentra corrosión, la tubería o componentes adyacentes deben ser examinados. El descubrimiento de corrosión activa, picaduras generalizadas en la tubería o componentes, así como fugas producidas por corrosión, debe ser investigado detalladamente para determinar la causa y dimensiones de la corrosión y si se deben tomar medidas adicionales o aumentar las existentes para mitigar la corrosión o si por el contrario la tubería debe ser tratada de acuerdo con lo establecido en la sección– Medidas Correctivas, del presente Apéndice. Revestimiento Interno de Tanques de Almacenamiento (Break Out Tanks) (D 579(d)) Cuando se instalen revestimientos internos en tanques de almacenamiento de crudo (break out tanks) construídos de acuerdo con el estándar API 650 – Welded Storage Tanks for Oil Storage – éstos deben instalarse de acuerdo con la práctica recomendada API 652 – Linings of Aboveground Petroleum Storage Tank Bottoms. No obstante si el operador del sistema de Ocensa no necesita cumplir con el API 652 en alguno de los tanques, debe incluir una nota en los manuales de operación y mantenimiento para el control de corrosión especificados en la sección –Manual de Operación y Mantenimiento - Actividades Normales de Operación y Mantenimiento, numeral c. – del presente Marco Regulatorio, indicando las razones por las cuales no es necesario para la seguridad del tanque el cumplir con todas o algunas de las provisiones del API 652. A.2.1.4.

Control de Corrosión Atmosférica.

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Generalidades a. (D 581(a),(c); A 463.1) Las tuberías y componentes expuestos a la atmósfera deberán

estar protegidos de la corrosión externa mediante el uso de aceros resistentes a la corrosión o mediante la aplicación de revestimientos o pinturas protectoras. Sin embargo, si el operador del sistema de Ocensa puede demostrar mediante pruebas, investigación o experiencia que la corrosión será únicamente una capa fina de óxido superficial o no afectará la operación segura del oleoducto antes de la próxima inspección programada, puede optar por no proteger contra la corrosión atmosférica alguna tubería. La anterior demostración no es válida para las tuberías costa afuera sumergidas, en las zonas de salpicado de instalaciones costa afuera o interfaces suelo – aire, en donde es obligatorio el uso de recubrimientos y protecciones adicionales apropiadamente seleccionados para resistir las condiciones a las que la tubería se encuentra expuesta. b. (D 581(b); A 463.1) El revestimiento protector debe aplicarse a la superficie limpia y

debe ser de un material adecuado para suministrar protección de la corrosión atmosférica. Monitoreo a. (D 583) El operador del sistema de Ocensa debe inspeccionar cada oleoducto o

porción del oleoducto que esté expuesto a la atmósfera en búsqueda de evidencia de corrosión, como sigue: 1. Tubería costa adentro (onshore): Al menos una vez cada 3 años calendario, pero

a intervalos que no superen los 39 meses. 2. Tubería costa afuera (off-shore): Al menos una vez cada año calendario, pero a

intervalos que no superen los 15 meses. b. (D 583) Durante las inspecciones el operador del sistema de Ocensa debe prestar

atención particular a la tubería en interfaces suelo – aire, bajo aislamientos térmicos, bajo revestimientos despegados, en los soportes de tubería, en las zonas de salpicado, en las entradas a cubiertas y en los tramos de tubería sobre agua. c. (D 583) Si se encuentra corrosión atmosférica durante la inspección de debe

suministrar protección de acuerdo con la sección – Control de Corrosión Atmosférica – Generalidades – numerales a. y b. A.2.1.5.

Medidas Correctivas

a. (D 573(e)) El operador del sistema de Ocensa debe corregir cualquier deficiencia

identificada en el control de la corrosión de acuerdo con lo requerido en la sección Visión General - Requisitos Generales – numeral b. No obstante si la deficiencia

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involucra un segmento en un área de alta consecuencia, se debe corregir de acuerdo con lo requerido en la sección Programa de Integridad. b. (D 585 (a)) Si se encuentra tubería con corrosión generalizada tal que la resistencia

remanente de la pared de la tubería es menor que la requerida para la máxima presión de operación del oleoducto, se debe reemplazar la tubería. No obstante, el reemplazo puede no ser necesario si: 1. Se reduce la máxima presión de operación proporcionalmente con la resistencia de la tubería necesaria para prestar el servicio, basada en el espesor remanente actual de la pared; o 2. Se repara la tubería por un método probado y confiable de ingeniería que pueda restaurar permanentemente la tubería para el servicio. c. (D 585(b)) Si se encuentra tubería con picaduras por corrosión localizada a tal punto

que pueda ocurrir una fuga, se debe reemplazar la tubería, a no ser que se reduzca la máxima presión de operación proporcionalmente con la resistencia de la tubería basada en el espesor actual remanente de la pared en las picaduras. d. (A 464(b)) En donde las inspecciones o el historial de fugas indiquen que está

ocurriendo corrosión activa del metal en cualquier porción del sistema de tuberías de características tales que pueda poner en peligro la seguridad, esa porción se debe tratar de acuerdo con lo establecido en la sección Reparaciones del Oleoducto –y considerando adicionalmente los siguiente puntos: 1. En el caso de corrosión externa de tuberías enterradas o sumergidas se debe

aumentar la protección catódica para mitigar la corrosión externa 2. En el caso de corrosión interna se deben implementar o aumentar la frecuencia

del uso de raspadores, marranos o esferas, así como procesos de deshidratación o uso de inhibidores o de revestimientos internos. 3. En el caso de corrosión externa de tuberías expuestas a la atmósfera, se debe aplicar o reparar el revestimiento o la pintura para mitigar la corrosión externa. e. (A 464(c)) La tubería que es reemplazada debido a corrosión externa debe ser

sustituida por tubería revestida si es enterrada o sumergida o por tubería de acero resistente a la corrosión o revestida o pintada si está expuesta a la atmósfera. f.

(A 464(d)) Si un tramo del sistema de tuberías es reparado, reacondicionado, remplazado, o en donde la presión de operación sea reducida debido a corrosión interna o externa, se debe considerar tomar las acciones indicadas para el control de la corrosión en este tramo.

Métodos Para Determinar la Resistencia de Tubería Corroída (D 587) El operador del sistema de Ocensa puede usar el procedimiento ASME B31G, Manual for Determining the Remaining Strength of Corroded Pipelines – o el procedimiento

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desarrollado por AGA/Battelle – A Modified Criterion for Evaluating the Remaining Strength of Corroded Pipe – RSTRENG – para determinar la resistencia de tubería corroída basado en el espesor actual remanente de la pared. Estos procedimientos aplican para regiones corroídas que no hayan traspasado la pared de la tubería, sujeto a las limitaciones establecidas en los procedimientos respectivos. Interferencias Eléctricas a. (D 577(b); A 461.1.6(a)) Si se usa un sistema de protección catódica de corriente

impresa, los ánodos deben ubicarse de tal forma que se minimice el efecto adverso asociado con estructuras metálicas enterradas existentes. b. (D 577(a), A 461.1.6(b)) Debe reconocerse la posibilidad de que ocurra corrosión

externa inducida por corrientes parásitas en la tierra. Estas corrientes son generadas por fuentes remotas e independientes del sistema del oleoducto y se encuentran predominantemente en áreas altamente industrializadas, regiones mineras, y sitios con puestas a tierra de sistemas de alto voltaje. También sistemas de protección catódica de otros operadores son fuente común de corrientes parásitas. La protección contra la corrosión inducida en el sistema de tuberías debido a corrientes parásitas debe realizarse mediante uniones metálicas, incremento de la protección catódica, revestimientos suplementarios, juntas de aislamiento o ánodos galvánicos. Guía adicional se encuentra en los estándares NACE RP0169 – Control of External Corrosion on Underground or Submerged Metallic Piping Systems y NACE RP 0177 Mitigation of Alternating Current and Lightning Effects on Metallic Structures and Corrosion Control Systems. El operador del sistema de Ocensa debe tener un programa para identificar, probar y minimizar los efectos adversos de estas corrientes. A.2.1.6.

Valoración Directa

Generalidades a. (D 588(a)) Si el operador del sistema de Ocensa utiliza la valoración directa en un

oleoducto costa adentro (onshore) para evaluar los efectos de la corrosión externa, debe seguir los requisitos de esta sección. Esta sección no aplica a los métodos asociados con valoración directa tales como estudios de intervalos cercanos (Close Interval Survey), gradiente de voltaje o inspección de tuberías expuestas cuando son usados separadamente de un proceso de valoración directa. b. (D 588(b)(1)) Se deben seguir los requisitos del estándar NACE SP0502 – – Pipeline

External Corrosion Direct Assessment Methodology. El operador del sistema de Ocensa debe desarrollar e implementar un plan de ECDA (External Corrosion Direct Assessment) que incluya procedimientos que aborden la pre-valoración, la inspección indirecta, la inspección directa y la post-valoración.

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Metodología de Valoración Directa a. (D 588(b)(2)) Pre-valoración: Adicionalmente a los requisitos de la sección 3 del

estándar NACE SP0502, los procedimientos para la pre-valoración del plan de ECDA deben incluir: 1. Provisiones para aplicar criterios más restrictivos cuando se realice ECDA por

primera vez en un segmento del oleoducto. 2. La bases para la selección de al menos 2 herramientas complementarias de

valoración indirecta diferentes, para evaluar cada región de ECDA; y 3. Si se utiliza un método de inspección diferente a los descritos en el Apéndice A

del estándar NACE SP0502, el operador del sistema de Ocensa debe demostrar la aplicabilidad, las bases de validación, el equipo utilizado, el procedimiento de aplicación y la utilización de los datos para el método de inspección. b. (D 588(b)(3)) Inspección Indirecta: Adicionalmente a los requisitos de la sección 4 del

estándar NACE SP0502, los procedimientos para la Inspección Indirecta de las regiones de ECDA deben incluir: 1. Provisiones para aplicar criterios más restrictivos cuando se realice ECDA por

primera vez en un segmento del oleoducto. 2. Criterios para identificar y documentar aquellas indicaciones que pueden ser

consideradas para excavación e inspección directa, incluyendo al menos los siguientes: - La sensibilidad (grado de respuesta) de las herramientas de valoración - Los procedimientos para el uso de cada herramienta; y - La forma de aproximarse para disminuir el espacio físico de las lecturas de la herramienta de valoración indirecta cuando se sospeche la presencia de un defecto. 3. Criterios para cada indicación identificada durante la inspección indirecta para: - Definir la prioridad de una excavación y la inspección directa de una indicación y - Definir la prioridad de una excavación como: Inmediata, programada o monitoreada. 4. Criterios para programar la excavación de indicaciones en cada nivel de prioridad. c. (D 588(b)(4)) Inspección directa: Adicionalmente a los requisitos de la sección 5 del

estándar NACE SP0502, los procedimientos para la Inspección directa de las indicaciones programadas en la inspección indirecta deben incluir: 1. 2.

Provisiones para aplicar criterios más restrictivos cuando se realice ECDA por primera vez en un segmento del oleoducto. Criterios para decidir qué acción tomar cuando:

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Se descubren defectos de corrosión que exceden los límites permisibles. Ver criterios de guía en la sección 5.5.2.2 del estándar NACE SP0502. - El análisis de causa raíz revela condiciones para las cuales el ECDA no es aplicable. Ver criterios de guía en la sección 5.6.2 del estándar NACE SP0502-. 3. Procedimientos y criterios de notificación para cualquier cambio en el plan de ECDA, incluyendo cambios que afecten la clasificación de severidad, la prioridad de la inspección directa y el lapso de tiempo para la inspección directa de las indicaciones. 4. Criterios que describan cómo y con qué bases se reclasificarán y se fijará nuevamente la prioridad de cualquiera de las provisiones especificadas en la sección 5.9 del estándar NACE SP0502. d. (D 588 b(5)) Post-valoración y evaluación continua: Adicionalmente a los requisitos de

la sección 6 del estándar NACE SP0502, los procedimientos para la post-valoración y efectividad del ECDA deben incluir: 1. Medidas para la evaluación de la efectividad del ECDA a largo plazo, en el

manejo de la corrosión externa de segmentos del oleoducto; y 2. Criterios para evaluar si las condiciones descubiertas mediante la inspección

directa de las indicaciones en cada región del ECDA indican la necesidad de revaloración del segmento del oleoducto a un intervalo de tiempo menor que el especificado en las secciones 6.2 y 6.3 del estándar NACE SP0502. Ver apéndice D del estándar NACE SP0502. A.2.1.7.

Registros

a. (D 589(a)) El operador del sistema de Ocensa debe mantener registros actualizados o

mapas que muestren la localización de: 1. Tuberías protegidas católicamente 2. Equipos e instalaciones de protección catódica, incluyendo ánodos galvánicos 3. Estructuras vecinas conectadas a los sistemas de protección catódica. b. (D 589(b)) Los mapas o registros deben mostrar el número de ánodos y las

separaciones generales. No se requieren las separaciones específicas entre cada ánodo enterrado. c. (D 589(c)) El operador del sistema de Ocensa debe mantener un registro de cada

análisis, revisión, demostración, examen, inspección, investigación, revisión, estudio y pruebas requeridas por el Apéndice A del presente Marco Regulatorio, con el suficiente detalle para demostrar que las medidas de control de corrosión son adecuadas o que el requerimiento para tomar medidas de control no existe. Estos registros se deben guardar durante por lo menos 5 años, a excepción de los registros

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relacionados con las siguientes secciones, los cuales deben ser retenidos durante el tiempo en que el sistema esté en servicio: 1. Monitoreo de Corrosión Externa, numerales a. (Poste a Poste y CIS) y g.

(Inspección externa de tubería expuesta) 2. Control de Corrosión Interna – Monitoreo, numerales a. (Probetas) y b.

(Inspección interna de la tubería en caso de corte) d. (C 9.9.4) El Operador del sistema de Ocensa debe registrar la siguiente información

relacionada con las conexiones de interferencia: 1. Equipos de flujo de corriente unidireccional, mitigación de corriente alterna y

control de corriente de falla. Los registros deben incluir: - Ubicación y fecha de puesta en servicio - Identificación de las estructuras de conexión 2. Equipos Auxiliares: La ubicación de todas las estaciones de prueba y de todos elementos de aislamiento sobre tierra o enterrados debe estar registrada. Los registros de las conexiones de interferencia deben incluir: - Ubicación y fecha de puesta en servicio - Identificación de las estructuras de conexión - Parámetros de la conexión, tales como resistencia, magnitud y dirección de la corriente y otra información pertinente.

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APÉNDICE B - ACTUALIZACIONES B.1. Número 1 – Noviembre 2008 Tema

Tipo documento

Organización

Registro de Actualizaciones

Introducción

Enunciado anterior Enunciado actual Documentación de Soporte N° 003 Marco Regulatorio de Operación y OCE-GGG-SGI-PMU-003 Mantenimiento Marco Regulatorio Ocensa Sección 300 – Operación y Mantenimiento 6 numerales principales: - Diseño y Construcción - Pruebas de Presión - Operación y Mantenimiento 17 capítulos - Gestión de Integridad en 2 Apéndices HCAs - Calificación del Personal del Oleoducto - Control de Corrosión

Motivo - Ajustar el documento al Procedimiento para la Elaboración de Documentos. - Esquema de numeración anterior no es actualmente válido. Seguir la misma distribución que tiene el documento de referencia principal – DOT Part 195. Subpartes C, D, E, F, G y H. La parte de O&M de oleoductos de la línea off shore queda incluida dentro del numeral 3. Permite auditar rápidamente que los Usuarios Asignados del Marco Regulatorio (MR) tengan la versión actualizada

N/A

Se incluye tabla de seguimiento

300.1 Generalidades 300.2 Alcance

Se hacen precisiones sobre el Se eliminan las referencias a la texto original para dar mayor sección 300, ya que el esquema de claridad al enfoque y alcance del secciones del MRO no se aplicó. documento

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Tema

Introducción

Enunciado anterior

N/A

300.3 Publicaciones referencia Introducción

Introducción

Enunciado actual Se incluyen las siguientes secciones nuevas: - A quien va dirigido - Organización del MR - Revisión y actualización - Responsable del marco regulatorio de

Documentos de Referencia

Se incluyen los 4 documentos pilares del MR de O&M: DOT Part Se elimina la tabla de esta 195, ASME B31.4, NEB-SOR/99sección 294 y CSA-Z662-03

300.4 Definiciones

Sección ampliada

1 – Diseño y Construcción

No hay

Se incluye como numeral 1, basado en el DOT 195 – Subpartes C – Design y D – Costruction

2 – Pruebas de Presión

No hay

Se incluye como numeral 2, basado en el DOT Subparte E – Pressure Testing

3 – Operación Mantenimiento Introducción – 3.1.1 Visión general

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Motivo Dar mayor claridad acerca de quién debe aplicar el documento, como está organizado, cada cuanto se debe realizar el proceso de revisión y actualización y quien es el funcionaron responsable por el documento dentro de Ocensa. Los documentos relacionados en la tabla eliminada corresponden a los que han sido adoptados por referencia como parte integral del DOT. No abarcan la totalidad de las normas referenciadas en los documentos pilares. Asegurar que el significado de los términos claves es entendido de la misma forma por todos los usuarios. Establecer los principales lineamientos a considerar en actividades relacionadas con diseño y construcción de oleoductos. Establecer los principales lineamientos a considerar en actividades relacionadas con pruebas de presión en sistemas de oleoductos.

y Se establecen como dos Seguir distribución del documento de – 300.5 Manuales de Operación, manuales independientes dentro referencia principal y ajustarlo a la – Mantenimiento y Emergencias del MRO nueva estructura documental

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Tema

3 – Operación Mantenimiento Introducción – 3.1.1 Visión general

3 – Operación Mantenimiento Introducción – 3.1.1 Visión general 3 – Operación Mantenimiento Introducción – 3.1.1 Visión general

Enunciado anterior

y – 300.5.1 Alcance – 300.5.2 Requisitos Generales

Enunciado actual Se incluyen dentro de la sección 1 – Visión General. Se elimina sección c) En Requisitos Generales del Marco Regulatorio anterior, acerca de obligatoriedad de gestión por procesos. No se incluye la sección c) del DOT 195.401

Se incluyen los puntos y correspondientes dentro de la 300.5.3 Manuales de – Introducción – Visión General, Operación, Mantenimiento y – basando su contenido con DOT Emergencias. 195.400, 401 a), 401 b), 402 a), NBE 28 y CSA 10.3.1.2 y 300.5.3 Manuales de – Operación, Mantenimiento y Eliminada – Emergencias. Sección (b)

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Motivo Seguir nueva estructura El tipo de gestión administrativa del operador es de su potestad. Las regulaciones de referencia no hacen alusión a este tipo de gestión en particular y por lo tanto no se considera obligatoria. El sistema de Ocensa fue diseñado y construido de acuerdo con el ASME B31.4, cumpliendo con lo requerido en la c) del DOT 195.401, numerales 1 y 3. Hacer referencia concisa al origen del contenido de la sección y ajustarlo a la intención de los documentos de referencia principales. No se encontró el origen del contenido de esta sección, el cual es muy específico para la intención de esta sección.

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Tema

Enunciado anterior

Enunciado actual Se considera dentro del numeral 3 que se creará un manual de Operación y Mantenimiento que involucre tanto las actividades normales de operación y mantenimiento como el manejo de 300.5.3.1 Manual de las condiciones anormales y un Operaciones Normales y de Plan de Respuesta a Mantenimiento Emergencias.

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Motivo

La sección 402 habla de un Manual de Operaciones, Mantenimiento y Potenciamiento (Upgrade)que involucre tanto las actividades normales como las anormales y de emergencias. No obstante Ocensa ha estructurado un Plan de Respuesta a Emergencias, siguiendo igualmente los lineamientos del Los requisitos para el Manual de ASME B31.4. Se mantiene entonces Operación y Mantenimiento han la estructura actual la cual está sido incluidos en la sección 3.2.1 acorde con el B31.4 Manual de Operación y Mantenimiento.

3 – Operación Mantenimiento Especificaciones – 3.2.1 Manual de Operación Mantenimiento

y – – y

3 – Operación Mantenimiento Especificaciones – 3.2.1 Manual de Operación Mantenimiento 3 – Operación Mantenimiento Especificaciones – 3.2.1 Manual de Operación Mantenimiento 3 – Operación Mantenimiento Especificaciones – 3.2.1 Manual de Operación Mantenimiento

y – 300.5.3.1 Manual de Aclaraciones en el contenido para Dar mayor claridad al contenido de la – Operaciones Normales y de ajustarlo al documento principal de sección y Mantenimiento referencia DOT. y Se incluye dentro del nuevo – 300.5.3.1 Manual de Complementar y exigir una numeral e) una referencia al CSA – Operaciones Normales y de investigación cuando ocurran fugas o Z662 10.3.3 – Investigación de y Mantenimiento rupturas del sistema Fallas y – – No hay y

Se incluye referencia al ASME Se considera relevante B31.4 452.1 (a). en el numeral complementaria a la sección 3.2.1 numeral (f)

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y

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Tema

Enunciado anterior

3 – Operación Mantenimiento Especificaciones – 3.2.1 Manual de Operación Mantenimiento

y – – No hay y

3 – Operación Mantenimiento Especificaciones – 3.2.1 Manual de Operación Mantenimiento 3 – Operación Mantenimiento Especificaciones – 3.2.1 Manual de Operación Mantenimiento 3 – Operación Mantenimiento Especificaciones – 3.2.2 Plan de Respuesta Emergencias 3 – Operación Mantenimiento Especificaciones – 3.2.2 Plan de Respuesta Emergencias 3 – Operación Mantenimiento Especificaciones – 3.2.2 Plan de Respuesta Emergencias

y – 300.5.3.2 Manual – Operación Anormal y y – 300.5.3.2 Manual – Operación Anormal y y – 300.5.3.3 El – Emergencias a

Manual

y – 300.5.3.2 El – Emergencias a

Manual

y – 300.5.3.2 El – Emergencias a Numeral e.

Manual

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Enunciado actual

Motivo Tomado del NBE numeral 29. Complementa la sección 3.2.1 Se incluye nueva sección (N29) Manual de Operación y Seguridad en trabajos de Mantenimiento con los requisitos Mantenimiento mínimos de seguridad a tener en cuenta en la ejecución de trabajos de mantenimiento. Esta sección contiene los procedimientos que deben incluirse de Renombrada a “Operación en el Manual de Operación y Anormal” Mantenimiento relacionados con condiciones anormales de

Aclaraciones en el contenido para Dar mayor claridad al contenido de la ajustarlo al documento principal de sección referencia DOT

Los requisitos para el Plan de Esta sección contiene los de Respuesta a Emergencias se procedimientos que deben incluirse incluyen sección 3.2.2 Plan de en el Plan de Atención a Respuesta a Emergencias Emergencias

de

Aclaraciones en el contenido para Dar mayor claridad al contenido de la ajustarlo al documento principal de sección referencia DOT

Numeral e. sigue estructura de original, no incluyendo la Práctica no autorizada posibilidad de la ignición voluntaria legislación Colombiana de productos volátiles liberados del sistema

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por

la

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Enunciado anterior

Enunciado actual

Motivo El crudo Cusiana es el crudo con mayor valor de presión de vapor, cercana a los 10 psia, el cual es de bastante menor que los 40 psia que No se incluye referencia a los se necesita para ser considerado un HVL’s HVL. Por lo tanto se puede concluir que Ocensa no transporta Líquidos Altamente Volátiles de acuerdo con la definición de HVLs. No incluidos en la versión anterior del MRO. Tomados del ASME B31.4. Se Emergencias, Secciones j. (A 454 incluyen para complementar la b); l. (A454 e. 1); m. (A454 e. 3) sección con requisitos adicionales al DOT

3 – Operación Mantenimiento Especificaciones – 3.2.2 Plan de Respuesta Emergencias

y – 300.5.3.2 El – Emergencias a Numeral e.

3 – Operación Mantenimiento Especificaciones – 3.2.2 Plan de Respuesta Emergencias 3 – Operación Mantenimiento Especificaciones – 3.2.2 Plan de Respuesta Emergencias

y – – No hay a

3 – Operación Mantenimiento Especificaciones – 3.2.2 Plan de Respuesta Emergencias

y – – 300.7.3 (403) Entrenamiento a

y – 300.5.3.2 El – Emergencias a Numeral j.

Manual

Manual

3 – Operación y Mantenimiento – 300.13.1 Mapas y Registros Especificaciones – 3.2.3 – Planos y Registros

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de

Se elimina incluir el nombre de la Se elimina para no poner en riesgo la persona contacto en las tarjetas o seguridad física del personal del medios de comunicación en caso operador de emergencias Sección originalmente ubicada dentro de Entrenamiento y Incluido dentro de la sección 3.2.2 Calificación. Se ubica directamente Plan de respuesta a Emergencias dentro de la sección Plan de Respuesta a Emergencias por estar directamente relacionada con ella. Se coloca a continuación de Se crea sección 3.2.3 Planos y Emergencias siguiendo estructura Registros original del DOT

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Tema 3 – Operación Mantenimiento Especificaciones – 3.2.3 Planos y Registros 3 – Operación Mantenimiento Especificaciones – 3.2.3 Planos y Registros 3 – Operación Mantenimiento Especificaciones – 3.2.3 Planos y Registros

Enunciado anterior Enunciado actual Motivo y Se ajusta el contenido al DOT 404 – 300.13.1 Mapas y Registros (b). No están relacionados con el – Sección (b) (1) Los puntos i.) a viii.) se mueven numeral b.) de registros operativos como numeral (g) y – 300.13.1 Mapas y Registros Se le incluye dentro del numeral Referenciado al ASME B31.4 465 (b) – Sección (b) (2) (D404 – C10.4.1 – C10.4.2) (a)

3 – Operación Mantenimiento Especificaciones Numerales del 3.2.4 3.2.14

y –

y – No hay –

al

3 – Operación y Mantenimiento – Especificaciones – 3.2.4 – Tanques (Breakout Tanks) 3 – Operación y Mantenimiento – Especificaciones – 3.2.4 – Tanques (Breakout Tanks)

Se incluye sección correspondiente al ASME B31.4 Incluir los registros de los recorridos 455 (b) dentro del numeral (D404 y patrullajes de línea. c) Es más práctico para las futuras 300.6 Aspectos de Seguridad revisiones manejar estos numerales Esta sección se separa en los Operativa en Operación y por separado con el fin de hacer las diferentes numerales del DOT 405 Mantenimiento de Oleoducto e modificaciones puntuales necesarias a 452 Instalaciones sin afectar una sección con mucho contenido. 300.6.8 (405) Protección contra Igniciones y acceso / Se agrupan estas 2 secciones Secciones relacionadas con egreso seguro a tanques de dentro de la Sección 3.2.4 – techo flotante. Breakout Tanks Tanques (Breakout) 300.9.2 (432) Inspección de tanques de relevo en servicio. Se incluye sección Tanques Requisitos generales para la (Breakout) con los numerales operación y mantenimiento de No Hay ASME B31.4 452.3 y CSAZ662 breakout tanks no incluidos en la 10.7.2, 10.7.2.1, 10.7.2.7 y versión anterior del MRO. 10.7.2.9

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3 – Operación y Mantenimiento – 300.6.8 numeral c) Referencia Especificaciones – 3.2.4 – a NACE 01-77 Tanques (Breakout Tanks) 3 – Operación y 300.9.2 (432) Inspección de Mantenimiento – Tanques de Relevo en Especificaciones – 3.2.4 – Servicio Tanques (Breakout Tanks) 3 – Operación y 300.9.2 (432) Inspección de Mantenimiento – Tanques de Relevo en Especificaciones – 3.2.4 – Servicio, numerales a) y c) Tanques (Breakout Tanks) 3 – Operación y Mantenimiento – Especificaciones – 3.2.5 – Máxima Presión de Operación 3 – Operación y Mantenimiento – Especificaciones – 3.2.5 – Máxima Presión de Operación 3 – Operación y Mantenimiento – Especificaciones – 3.2.5 – Máxima Presión de Operación

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Enunciado actual

Motivo Tema originalmente encontrado en la sección del ASME B31.4 Prevención Se traslada referencia a la sección de Incendios Accidentales, la cual se 3.2.14 Seguridad desarrolla en la sección 3.2.14 del MRO. En el DOT el término Breakout Tank Se modifica el titulo a “Inspección se refiere tanto a tanques de relevo de Tanques (Breakout Tanks) en como a tanques de almacenamiento Servicio” para recibir y reinyectar crudo al sistema. El numeral a) se elimina porque los tanques de Ocensa pertenecen al Se eliminan grupo b) El numeral c) se elimina porque aplica para tanques de LPG.

300.6.2. (406) Máxima Presión Se eliminan de Operación (MAOP) 1), i), ii)

No aplican para el sistema de Ocensa

300.6.2. (406) Máxima Presión de Operación (MAOP), Se elimina numeral (5)

No aplica para el sistema de Ocensa. La totalidad del oleoducto fue probado hidrostáticamente.

300.6.2.1 (106) Presión de Diseño Interno, numerales (b) Se eliminan (i), (b) (ii) y b) 2)

El SMYS de la tubería del sistema de Ocensa es conocido. Posibles futuras ampliaciones del sistema requerirán que el SMYS de la tubería a utilizar sea conocido.

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Enunciado actual

3 – Operación y Mantenimiento – 300.6.2.1 (106) Presión de Especificaciones – 3.2.5 – Se elimina Diseño Interno, numeral (c) Máxima Presión de Operación 3 – Operación y Mantenimiento – Especificaciones – 3.2.5 – Máxima Presión de Operación 3 – Operación y Mantenimiento – Especificaciones – 3.2.5 – Máxima Presión de Operación

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Motivo El espesor de pared de la tubería del sistema de Ocensa es conocido. Posibles futuras ampliaciones del sistema requerirán que el espesor de pared de la tubería a utilizar sea conocido.

Incluir el posible efecto de presiones 300.6.2.1 (106) Presión de Se incluye referencia al ASME externas y otros factores en el Diseño Interno, numeral (d) B31.4 numeral 404 diseño. Se ajusta la traducción de las 300.6.2.1 (106) Presión de Clases de Tubería y se incluyen Ajuste de definiciones Diseño Interno, numeral (e) en la sección de Definiciones del Marco Regulatorio.

300.6.13 (408) 3 – Operación y Comunicaciones para Mantenimiento – transmisión de datos, Especificaciones – 3.2.6 monitoreo, atención de Comunicaciones emergencias y/o reparaciones

Sección renombrada 3.2.6 – Comunicaciones Aclaraciones en el contenido para ajustarlo al documento principal de referencia DOT Sección renombrada 3.2.7 – Señalización Aclaraciones en el contenido para 3 – Operación y ajustarlo al documento principal de Mantenimiento – 300.6.14 (410) Señalización referencia DOT. Especificaciones – 3.2.7 – de línea (Marcadores) Se incluye sección Señalización Señalización de Estaciones relacionado con el DOT 434, el ASME B31.4 452.6 y el CSA Z662 10.3.10.

Dar mayor claridad al contenido de la sección

Dar mayor claridad al contenido de la sección. Agrupar secciones relacionadas. Complementar la sección con el contenido relevante del ASME B31.4 y del CSA Z662.

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Tema

3 – Operación y Mantenimiento – Especificaciones – 3.2.8 – Inspección y Mantenimiento del Derecho de Vía

3 – Operación y Mantenimiento – Especificaciones – 3.2.9 – Inspección y Mantenimiento de Válvulas 3 – Operación y Mantenimiento – Especificaciones – 3.20.10 – Integridad y Reparaciones del Oleoducto 3 – Operación y Mantenimiento – Especificaciones – 3.2.10 – Integridad y Reparaciones del Oleoducto 3 – Operación y Mantenimiento Especificaciones – 3.2.11 – Movimiento de tubería en servicio

Enunciado anterior

Enunciado actual Sección renombrada 3.2.8 – Inspección y Mantenimiento del Derecho de Vía Se incluyen referencias al ASME 300.10 (412) Inspección y B31.4 451.5 a), DOT 195.412, Mantenimiento del Derecho de CSA Z662 10.6.1.1. Se elimina el numeral b) del MRO Vía Se incluyen referencias al ASME B31.4 451.4 a), b) y c) y del CSA Z662 C10.6.3 Sección renombrada 3.2.9 – Inspección y Mantenimiento de 300.9.1 (420) Mantenimiento válvulas Se incluyen referencias al de válvulas CSA Z662 10.7.6.2 y al NBE N36 d, e. Sección renombrada a 3.2.10 Evaluaciones de Integridad y 300.6.6 (422) Reparaciones Reparaciones del Oleoducto. del Oleoducto Sección ampliada considerablemente 300.6.6 (422) Reparaciones Eliminada del Oleoducto, sección e.

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Motivo Dar mayor claridad al contenido de la sección. Complementar la sección con el contenido relevante del DOT 195, ASME B31.4 y del CSA Z662. El numeral b) se elimina porque los factores allí mencionados se utilizan para determinar la periodicidad de la inspección, pero esta ya fue definida y establecida en 2 semanas. Dar mayor claridad al contenido de la sección. Complementar la sección con el contenido relevante del CSA Z662 y NEB. Se complementa esta sección con los requisitos de evaluaciones de integridad y reparaciones del NEB 40, ASME B31.4 451.6 y CSA 10.14 La sección 35 del NBE no aplica para la tubería de Ocensa en donde el CE < 0.5 %

300.6.7 (424) Movimientos de Sección renombrada 3.2.11 – Ajustar sección a nueva estructura Tubería en Servicio Movimiento de Tubería en Servicio

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Tema 3 – Operación y Mantenimiento Especificaciones – 3.2.11 – Movimiento de tubería en servicio 3 – Operación y Mantenimiento Especificaciones – 3.2.12 – Trampas de Raspadores 3 – Operación y Mantenimiento Especificaciones – 3.2.13 – Dispositivos de seguridad contra sobre-presión y sistemas de protección de sobre-llenado 3 – Operación y Mantenimiento Especificaciones – 3.2.13 – Dispositivos de seguridad contra sobre-presión y sistemas de protección de sobre-llenado 3 – Operación y Mantenimiento Especificaciones – 3.2.13 – Dispositivos de seguridad contra sobre-presión y sistemas de protección de sobre-llenado

Enunciado anterior

Enunciado actual

300.6.7 (424) Movimientos de Tubería en Servicio, secciones Eliminadas (b) y (c)

300.6.3 (426) Trampas Raspadores y Esferas

de

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Motivo Estos numerales no aplican para el sistema de Ocensa al ser específicos para oleoductos que transporten o contengan HVL’s.

Sección renombrada 3.2.12 – Ajustar sección a nueva estructura. Trampas de Raspadores. Dar mayor claridad al contenido de la Cambios menores en el contenido sección.

300.6.4 (428) Inspección de sistemas de alivio de presión y sistemas de protección de sobre llenado

Sección renombrada 3.2.13 – Dispositivos de seguridad contra Ajustar sección a nueva estructura. sobre-presión y sistemas de protección de sobre-llenado

300.6.4 (428) Inspección de sistemas de alivio de presión y sistemas de protección de sobre llenado. Numerales (a), (b)

En el numeral (a) se elimina referencia a dispositivos para No aplica para el sistema de Ocensa HVLs al ser específicos para oleoductos que transporten HVL’s. Se elimina numeral (b)

300.6.4 (428) Inspección de sistemas de alivio de presión y Se incluyen referencias al ASME Se consideran relevantes sistemas de protección de B31.4 452.2 (a) (3) y (4) complementarias a la sección. sobre llenado. Numeral (a)

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y

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Tema 3 – Operación y Mantenimiento Especificaciones – 3.2.13 – Dispositivos de seguridad contra sobre-presión y sistemas de protección de sobre-llenado 3 – Operación y Mantenimiento Especificaciones – 3.2.13 – Dispositivos de seguridad contra sobre-presión y sistemas de protección de sobre-llenado

Enunciado anterior

Enunciado actual

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Motivo

300.6.4 (428) Inspección de sistemas de alivio de presión y Se elimina referencia a tanques Ocensa no tiene tanques a presión sistemas de protección de bajo el API 2510 para LPG. sobre llenado. Numeral (c)

No Hay

300.6.9 (430) Equipo de 3 – Operación y Contra Incendio 300.6.11 (438) Prevención de Mantenimiento Especificaciones – 3.2.14 – Incendios Accidentales Seguridad 300.6.12 (436) Seguridad Física de las Instalaciones 3 – Operación y Mantenimiento No Hay Especificaciones – 3.2.14 – Seguridad 3 – Operación y Mantenimiento 300.6.9 (430) Equipo de Especificaciones – 3.2.14 – Contra Incendio Seguridad / Equipo contra incendio

Requisitos generales para la Se incluyen referencias al CSA inspección y pruebas de dispositivos Z662 10.7.5.1, 10.7.5.4, 10.7.5.5 y de alivio y control de presión no 10.7.5.6 incluidos en la versión anterior del MRO.

Temas relacionados a seguridad Se agrupan bajo el numeral 3.2.14 Se agrupan siguiendo similitud con el - Seguridad CSA Z662 10.5 Safety

Se incluyen referencias al NBE 47, Requisitos adicionales relevantes en CSA Z662 10.5.2, 3, 4, 6 y 8. cuanto a seguridad.

Se incluyen referencias al CSA Requisitos adicionales Z662 10.5.7.1; 10.5.7.2 (c) y (e) equipos contra incendio.

para

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los

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Tema 3 – Operación y Mantenimiento Especificaciones – 3.2.14 – Seguridad / Prevención de Incendios Accidentales 3 – Operación y Mantenimiento Especificaciones – 3.2.14 – Seguridad / Prevención de Incendios Accidentales 3 – Operación y Mantenimiento Especificaciones – 3.2.14 – Seguridad / Almacenamiento de Materiales Combustibles 3 – Operación y Mantenimiento Especificaciones – 3.2.14 – Seguridad / Seguridad Física de las Instalaciones

Enunciado anterior

Página Nº 111 de 140

Enunciado actual

Motivo

300.6.11 (438) Prevención de Se incluyen referencias al CSA Se consideran relevantes Incendios Accidentales Z662 10.5.9 complementarias a la sección. Se incluye dentro de la sección 3.2.14 – Seguridad. 300.6.8 numeral c) Referencia Se actualiza la Práctica a NACE 01-77 Recomendada a NACE RP01772000

y

Este tema corresponde originalmente a esta sección dentro del ASME B31.4. Actualizado a última versión de la Práctica Recomendada

Se incluye referencia al ASME Se considera relevante B31.4 452.4 complementaria a la sección

y

300.6.12 (436) Seguridad Se incluye referencia al ASME Se considera relevante Física de las Instalaciones B31.4 452.5 complementaria a la sección.

y

No hay

Sección actualizada con nuevo 3 – Operación y contenido del DOT 195.440, Mantenimiento 300.8.1 (440) Educación de la incluyendo referencia a la norma Actualización Especificaciones – 3.2.15 – Población API 1162 – Public Awareness Concientización al Público Programs for Pipeline Operators 3 – Operación y Mantenimiento 300.8.1 (440) Educación de la Se incluye referencia al NBE 35 Actualización Especificaciones – 3.2.15 – Población Concientización al Público

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Tema Enunciado anterior Enunciado actual 3 – Operación y Mantenimiento 300.8.2 (442) Programa de Especificaciones – 3.2.16 – Sección renumerada a 3.2.16 Prevención de Daños Programa de Prevención de Daños

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Motivo

Ajustar sección a nueva estructura.

La sección hace referencia a un sistema one-call, el cual no se tiene en Colombia. 3 – Operación y Este sistema aplica para los US en Mantenimiento 300.8.2 (442) Programa de donde empresas privadas o estatales Eliminado, referencia al DOT 195 Especificaciones – 3.2.16 – Prevención de Daños, numeral ofrecen un servicio de recibo de 442 (b) Programa de Prevención de (b) llamadas, información de oleoductos Daños subterráneos, notificación a los operadores y acompañamiento del proceso para ejecutar las excavaciones propuestas. 3 – Operación y Mantenimiento 300.6.5 (444) Detección de Sección renombrada 3.2.17 – Ajustar sección a nueva estructura. Especificaciones – 3.2.17 – Fugas CPM Detección de Fugas Detección de Fugas 3 – Operación y Mantenimiento Se incluyen referencias al NBE 37 Se incluyen para adoptar la No hay Especificaciones – 3.2.17 – c y al CSA Z662 10.3.6 regulación más estricta. Detección de Fugas 3 – Operación y Mantenimiento Se incluye referencia al ASME Se considera relevante y No hay Especificaciones – 3.2.17 – B31.4 452.1 (b). complementaria a la sección Detección de Fugas

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Tema

Enunciado anterior

Enunciado actual Se elimina la sección.

Las referencias a la operación y mantenimiento del oleoducto off 300.14 Operación y shore se realiza dentro del Mantenimiento de Oleoductos numeral 3 del Marco Regulatorio, 3 – Operación y Costa Afuera en los respectivos numerales que Mantenimiento 300.16 Operación Marina – le corresponden. TLU Se sigue lineamiento de las secciones A451, A452, A454, A460 del capítulo IX del ASME B31.4 Sección incluida como numeral 4 4 – Gestión de Integridad 300.11 Gestión de Integridad del Marco Regulatorio y en HCAs del Oleoducto renombrada a “Gestión de Integridad en HCAs” Se incluyen dentro de la sección Definiciones en el documento 4 – Gestión de Integridad “Marco Regulatorio O&M Ver 300.11.2 (450) Definiciones en HCAs 2.doc”. La definición de HCA se traslada a la sección 4.2.1 300.11.3 (452) Gestión de 4 – Gestión de Integridad Integridad del Oleoducto en Se elimina en HCAs Áreas de Alta Consecuencia – Numeral (a)

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Motivo

Se encuentra más apropiado incluir solo los ítems que se modifican dentro del numeral 3, incluyendo una nota al pié de página que establece a que sistema aplica. Las secciones A460, 461 y A463 del ASME B31.4 fueron consideradas dentro del numeral de 6 Corrosión.

Ajustar el documento a la nueva estructura. Agrupar las definiciones del Marco Regulatorio bajo una única sección. La definición de HCA de ubica dentro de una sección independiente debido a su relevancia dentro del numeral. Está claro que sistema de Ocensa debe cumplir con esta sección y queda catalogado dentro de la Categoría 1 (Cupiagua – Coveñas). Por lo que las fechas y demás requisitos se incluirán directamente en el numeral.

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Tema 4 – Gestión de Integridad en HCAs – 4.1.1 – Visión General 4 – Gestión de Integridad en HCAs – 4.1.1 – Visión General

Enunciado anterior 300.11.3 (452) Gestión de Integridad del Oleoducto en Áreas de Alta Consecuencia – Numeral (b) 300.11.3 (452) Gestión de Integridad del Oleoducto en Áreas de Alta Consecuencia – Numeral (b) (2)

300.11.3 (452) Gestión de 4 – Gestión de Integridad Integridad del Oleoducto en en HCAs – 4.1.1 – Visión Áreas de Alta Consecuencia – General Numeral (f)

4 – Gestión de Integridad en HCAs – 4.1.1 – Visión No hay General 4 – Gestión de Integridad 300.11.2 (450) Definiciones – en HCAs – 4.2.1 – Numeral (c) Identificación de HCAs

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Enunciado actual Motivo Se incluye dentro de la sección Seguir nueva estructura Requisitos Generales El sistema de Ocensa es Categoría 1 Cupiagua – Coveñas). Se ajusta el texto. Se elimina

El sistema de Ocensa es Categoría 1 (Cupiagua – Coveñas).

Se incluye dentro de la sección Está sección contiene los elementos Requisitos Generales. del programa de gestión de integridad, los cuales se Se incluye el nuevo numeral b. desarrollarán en detalle dentro de la dentro de la sección – Elementos sección 2 – Especificaciones – del del Programa de Gestión de numeral. Integridad - basado en el requisito del DOT 195.452 e. Riesgos. El plan para la identificación continua de riesgos es esencial dentro del Se ajusta el texto. programa de gestión de integridad. Incluir dentro de la Visión General los principales documentos que ofrecen Se incluye la nueva sección – una guía para la elaboración e Documentos de Referencia. implementación de Programas de Gestión de Integridad. Se incluye dentro de la sección La identificación de HCA de ubica 4.2.1. dentro de una sección independiente debido a su relevancia dentro del Se ajusta el texto numeral.

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Tema

Enunciado anterior

Enunciado actual Se incluye dentro de la sección 4.2.2

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Motivo

300.11.3 (452) Gestión de La referencia al apéndice C del DOT 4 – Gestión de Integridad Integridad del Oleoducto en 195 se hizo en 4.1.1 Introducción – en HCAs – 4.2.2 – Factores Se elimina referencia al apéndice Áreas de Alta Consecuencia – Visión General del Marco Regulatorio de Riesgo A. Numeral (e. 2) – Documentos de Referencia Se ajusta el texto Se incluye como tema independiente, Se incluye dentro de la sección dada su relevancia dentro del 4.2.3. programa de gestión de integridad. 4 – Gestión de Integridad en HCAs – 4.2.3 – Valoración de Referencia (Baseline)

4 – Gestión de Integridad en HCAs – 4.2.4 – Integración y Análisis de la Información 4 – Gestión de Integridad en HCAs – 4.2.5 – Evaluación y Remediación

Las secciones se modifican 300.11.3 (452) Gestión de El plan de valoración de referencia sustancialmente. Se establecen se ejecutó con fecha posterior a Integridad del Oleoducto en únicamente los requisitos para Áreas de Alta Consecuencia – Enero 1 de 1996, y se considera documentar el plan y para dentro del “Prior Assessment” del Numerales (c) y (d) aplicarlo a las nuevas zonas DOT 195 452 (d) (2). identificadas como HCAs de La documentación tiene que estar acuerdo con el DOT 195 452 (c) y organizada de acuerdo con los (d). requisitos de la sección 452 (c). 300.11.3 (452) Gestión de Se incluye dentro de la sección Se incluye como tema independiente, Integridad del Oleoducto en 4.2.4. dada su relevancia dentro del Áreas de Alta Consecuencia – programa de gestión de integridad. Numeral (g) Se ajusta el texto. 300.11.3 (452) Gestión de Se incluye dentro de la sección Se incluye como tema independiente, Integridad del Oleoducto en 4.2.5. dada su relevancia dentro del Áreas de Alta Consecuencia – programa de gestión de integridad. Numeral (h) Se ajusta el texto

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Tema

Enunciado anterior

Enunciado actual

Referencia al ASME B31.4 300.11.3 (452) Gestión de 4 – Gestión de Integridad sección 451.7 incluye referencia a Integridad del Oleoducto en en HCAs – 4.2.5 – la versión del 2002. Áreas de Alta Consecuencia – Evaluación y Remediación Numeral (h) (4) (i) Se ajusta el texto Se incluye dentro de la sección 4.2.6.

300.11.3 (452) Gestión de 4 – Gestión de Integridad Integridad del Oleoducto en en HCAs – 4.2.6 – Medidas Se ajusta el texto Áreas de Alta Consecuencia – de Prevención y Mitigación Numeral (i) Dispositivos nuevos o adicionales tipo EFRD Se incluye dentro de la sección 4.2.7. 4 – Gestión de Integridad 300.11.3 (452) Gestión de en HCAs – 4.2.7 – Integridad del Oleoducto en Se ajusta el texto Evaluación y Valoración Áreas de Alta Consecuencia – Continuos Numeral (j) Se elimina referencia a la inspección de tuberías soldadas eléctricamente con baja frecuencia 300.11.3 (452) Gestión de Se incluye dentro de la sección 4 – Gestión de Integridad Integridad del Oleoducto en 4.2.7. en HCAs – 4.2.8 – Medición Áreas de Alta Consecuencia – del Desempeño Numeral (k) Se ajusta el texto 300.11.3 (452) Gestión de Se incluye dentro de la sección 4 – Gestión de Integridad Integridad del Oleoducto en 4.2.7. en HCAs – 4.2.9 – Medición Áreas de Alta Consecuencia – del Desempeño Numeral (k) Se ajusta el texto

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Motivo Versión del 2006 abolió ese numeral. Se hace referencia a la “safe operating pressure” calculada bien sea por el ASME B31G, el modificado 31G o el RSTRENG, en sección 451.6.2.2 (b). Se incluye como tema independiente, dada su relevancia dentro del programa de gestión de integridad. Nuevos cuando no existan en el segmento y adicionales cuando se requieran dispositivos adicionales en el segmento. Se incluye como tema independiente, dada su relevancia dentro del programa de gestión de integridad. El sistema de Ocensa no tiene tuberías soldadas eléctricamente con baja frecuencia. Se incluye como tema independiente, dada su relevancia dentro del programa de gestión de integridad. Se incluye como tema independiente, dada su relevancia dentro del programa de gestión de integridad.

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Tema 5 – Calificación del personal del oleoducto 5 – Calificación del personal del oleoducto – 5.1.1 – Introducción – Visión General 5 – Calificación del personal del oleoducto – 5.2.1 – Especificaciones – Programa de Calificación 5 – Calificación del personal del oleoducto – 5.2.2 – Especificaciones – Registros

6 – Control de Corrosión

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Enunciado anterior

Enunciado actual Motivo Sección incluida como numeral 5 300.7 Entrenamiento y del Marco Regulatorio y Ajustar el documento a la nueva Calificación de Personal renombrada a “Calificación del estructura. Personal del Oleoducto” 300.7.1 (501) Alcance, 300.7.2 Dar mayor claridad a la traducción. (503) Definiciones y 300.7.4 Las definiciones específicas al tema Se ajusta el texto (509) Fechas Límites para la de OQ se incluyen en la sección Calificación de Personal Visión General. 300.7.5 (505) Programa de Se ajusta el texto Calificación

Dar mayor claridad a la traducción

300.7.5 (507) Registros de Se ajusta el texto Calificación y Entrenamiento

Dar mayor claridad a la traducción

300.12 Control de Corrosión

6 – Control de Corrosión – 6.1.1 – Introducción – 300.12.1 (551) Alcance Visión General 6 – Control de Corrosión – 6.1.1 – Introducción – 300.12.2 (553) Definiciones Visión General

Sección incluida como numeral 6 Ajustar el documento a la nueva del Marco Regulatorio como estructura. “Control de Corrosión”. Se encuentra más clara la estructura del ASME B31.4 y se complementa Se estructura la sección con el contenido del DOT 195 y CSA ajustándola al esquema del Z662 Capítulo VIII del ASME B31.4 Se complementa con las Complementar la sección con el secciones 460 del ASME B31.4 y contenido relevante del ASME B31.4 9.1 del CSA Z662 y del CSA Z662. Se incluyen dentro de la sección Definiciones en el documento Agrupar las definiciones del Marco “Marco Regulatorio O&M Ver Regulatorio bajo una única sección. 2.doc”

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Tema 6 – Control de Corrosión – 6.1.1 – Introducción – Visión General

6 – Control de Corrosión – 6.2.1 – Especificaciones – Control de Corrosión Externa – Revestimiento.

Enunciado anterior 300.12.3 (555) Calificación de supervisores y 300.12.4 (557) Tubería que requieren revestimiento para el control de corrosión externa 300.12.5 (559) Material de revestimiento aplicable para el control de la corrosión externa. 300.12.6 (561) Inspección del revestimiento de la tubería, utilizado para el control de corrosión externa.

6 – Control de Corrosión – 300.12.5 (559) Material de 6.2.1 – Especificaciones – revestimiento aplicable para el Control de Corrosión control de la corrosión externa. Externa – Revestimiento. 300.12.6.1 (563) Tubería que requiere protección catódica 300.12.10 (571) Criterios utilizados para determinar la aceptabilidad de la protección catódica. 6 – Control de Corrosión – 300.12.7 (565) Instalación de 6.2.2 – Especificaciones – Protección Catódica en Control de Corrosión Tanques de Relevo. Externa – Protección 300.12.12 (575) Aislamiento Catódica. eléctrico, inspecciones, pruebas y salvaguardas para estructuras. 300.12.8 (567) Instalación y Mantenimiento de las Conexiones de Prueba.

Enunciado actual

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Motivo

Se agrupan e incluyen dentro de Estas secciones complementan el la sección Visión General contenido incluido como Alcance.

Se incluye como sección nueva 6.2.1 y se complementa con las Complementar el contenido de la secciones 461.1.2 del ASME sección y adoptar la regulación más B31.4 y 9.1.8, 9.2, 9.3 y 9.4 del estricta en cuanto a revestimientos. CSA Z662. Ocensa no No se incluye referencia f del DOT revestimientos 195.559. (insulating).

cuenta con tipo aislante

Se incluye como sección nueva 6.2.2 y se complementa con las Complementar y dar mayor claridad secciones 461.1.3, y 461.1.4 del al contenido de la sección. ASME B31.4

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Tema

Enunciado anterior Enunciado actual 300.12.9 (569) Inspección de 6 – Control de Corrosión – las secciones expuestas de Se incluye como sección nueva 6.2.3 – Especificaciones – tubería enterrada. 6.2.3 y se toma como base la Control de Corrosión 300.12.11 (573) Monitorear el sección 461.3 del ASME B31.4 Externa – Monitoreo control de corrosión externo. Se incluye como sección nueva 6 – Control de Corrosión – 6.2.4 – Especificaciones – 300.12.14 (579) Mitigación de 6.2.4. Se complementa con las Control de Corrosión la corrosión interna secciones 462.2 y 462.3 del Interna ASME B31.4 300.12.15 (581) Protección contra la corrosión atmosférica 6 – Control de Corrosión – Se incluye como sección nueva y clase de material de 6.2.5 – Especificaciones – 6.2.5. Se complementa con las revestimiento a utilizar Control de Corrosión secciones 463.1 y 463.3 del 300.12.16 (583) Monitoreo y Atmosférica ASME B31.4 control de corrosión atmosférica 300.12.15 (581) Protección contra la corrosión atmosférica 6 – Control de Corrosión – y clase de material de Se incluye como sección nueva 6.2.5 – Especificaciones – revestimiento a utilizar 6.2.5. Se complementa con la Control de Corrosión 300.12.16 (583) Monitoreo y sección 463.1 del ASME B31.4 Atmosférica control de corrosión atmosférica 300.12.17 (585) Acciones correctivas sobre tubería con corrosión Se incluye como sección nueva 6 – Control de Corrosión – 300.12.18 (587) Métodos 6.2.6. Se complementa con las 6.2.6 – Especificaciones – disponibles para determinar la secciones 461.1.6 y 464 del Medidas Correctivas resistencia de tubería con ASME B31.4 presencia de corrosión. 300.12.13 (577) Mitigación de las corrientes parásitas

Página Nº 119 de 140

Motivo Complementar y dar mayor claridad al contenido de la sección.

Complementar y dar mayor claridad al contenido de la sección.

Complementar y dar mayor claridad al contenido de la sección.

Complementar y dar mayor claridad al contenido de la sección.

Complementar y dar mayor claridad al contenido de la sección.

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Tema 6 – Control de Corrosión 6.2.7 – Especificaciones Valoración Directa 6 – Control de Corrosión 6.2.7 – Especificaciones Registros

Enunciado anterior – – No hay – –

Manejo del Cambio Inspecciones y Auditorías Alternativas basadas en riesgos para Prueba de presión

Guía IMP

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Enunciado actual Motivo Se incluye como sección nueva 6.2.7 de acuerdo con el DOT Nueva sección. 195.588 300.12.19 (589) Conservación Se incluye como sección nueva de la información y registros 6.2.8. Se complementa con el Se ajusta el contenido de control de corrosión. CSA Z662 9.9.4 No se incluye dentro del Marco 300.15 Manejo del Cambio Se elimina la sección Regulatorio 300.17 Inspecciones y No se incluye dentro del Marco Se elimina la sección Auditorías Regulatorio Apéndice A – Alternativas basadas en el riesgo para Se elimina el apéndice No aplica para el sistema de Ocensa probar por presión oleoductos que transportan petróleo El Plan de Gestión de Integridad de Apéndice B – Guía para la Ocensa utiliza estos elementos implementación del programa Se elimina el apéndice sumados a los del API 1160 el cual de gestión de integridad también se basa en el Apéndice B del DOT.

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B.2.

Re f 1

Número 2 –30 Enero de 2012 por Pipeline Integrity Plus, Inc. MRO Numeral Párrafo Primera Página después de la portada

Cambio

Adicionar la pagina de Política y Compromiso firmada por el ejecutivo (e.g. Gerencial General) con la autoridad financiera y recursos humanos para cumplir con los requerimientos descritos en el Marco Regulatorio (MRO DG-1) de la empresa

Referencia (Estándar y/o Regulación) CSA-Z66211 Clausulas 3.1.2, 3.2, A.4 and N.3 NEB OPR99 protocolos de Auditoría NEB NOPRC 2011-01 Management Systems

2

Página Nº 121 de 140

i. Document os de Referenci a [primer párrafo]

Incluir en el alcance del marco regulatorio (adicionalmente a Operación y Mantenimiento) el diseño, construcción y pruebas de presión, respectivamente; los cuales son discutidos en los capítulos 1 y 2. Actualizar los nombres y fechas de versiones de los estándares referenciados

ASME B31.4, US DOT CFR 195, NEB y CSA-Z662

Alcance y Estrategia del Cambio

Alcance: la página deberá describir la política del ejecutivo responsable de hacer cumplir las leyes, estatutos, regulaciones, códigos y regulaciones de las autoridades ambientales. Igualmente, ratificar el compromiso acordado con los socios de tener un estándar de desempeño (Clausula 2.2) de un operador experimentado y prudente en Canadá y Estados Unidos modificado al contexto Colombiano y las políticas de la junta directiva Nota: la referencia de Estados Unidos y Canadá es tomado del contrato de socios Integrar con el párrafo de Operación y Mantenimiento, el alcance de diseño, construcción y pruebas de presión. Las fechas y nombres de de los estándares referenciados serán actualizadas

Impacto [Estimado] del Cambio Requiere aprobación y firma de la Gerencia General y la verificación previa del departamen to Legal

Editorial

OCENSA Estado Final Revisado por Gerencia encargada Pendiente revisión legal del texto Política y Compromi so

Aprobado y Texto Validado

Cambiar a “Transportation of Hazardous Liquids by Pipeline”, “NEB Onshore Pipeline” , “CSA-Z662” y “ASME B31.3” en todo el documento, donde aplique.

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Re f

MRO Numeral Párrafo

3

i. [segundo párrafo]

4

5

Incluir la revisión gerencial como actividad requerida para completar el proceso de gestión descrito en el MRO

Referencia (Estándar y/o Regulación) NEB OPR99 Protocolos de Auditoría

Incluir las actividades de desactivación, reactivación y abandono ya definidas en el MRO

NEB NOPRC 2011-01

Resolver la duplicación de un párrafo en las secciones Alcance y A Quien Va Dirigido

CSA-Z66211 c. 10.15, 10.16

Cambio

i.

Crear y expandir una sección nueva (6.0) titulada “Desactivación, Organizaci Reactivación y Abandono” fuera de ón del la sección 3 “Operaciones y MRO Mantenimiento” dado que es una etapa diferente del ciclo de vida del ducto

CSA-Z66211 c. 10.15, 10.16

i. Organizaci ón del MRO y Sección 4

CSA-Z66211 Clausula 3.2, 10.3

Titular la sección 4 “Gestión de Integridad en HCA” como “Gestión de Integridad en Ductos y Facilidades”. Resolver la inconsistencia conceptual dentro de la Sección 4 que discute el programa para HCA, pero al mismo tiempo habla valoración de riesgos (bajo, medio, alto) para la valoración

OCENSA estándar PM ST 01 7

ICONTEC NTC 5901 (287/06) US DOT CFR 195

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Alcance y Estrategia del Cambio

Adicionar el texto “revisión gerencial”, el cual es un derecho adquirido de la administración para asegurar el cumplimento de su política y compromiso

Impacto [Estimado] del Cambio Divulgación

OCENSA Estado Final Aprobado y Texto Validado

Editorial

Adicionar el texto “desactivación, reactivación y abandono” por consistencia Remover el párrafo duplicado en la sección de “Alcance” y hacer nota en la sección de “A quien va Dirigido” que es de obligatorio cumplimiento Extraer el párrafo de Abandono de la sección 3.2.1, y consolidarlo con desactivación y reactivación basado en los procedimiento existentes (no adicionales). Crear una sección nueva 5 y reenumerar “5. Calificación del Personal del Oleoducto” como 6. Formalizar el alcance de la gestión de integridad de OCENSA que ha sido hecho para HCAs y no-HCA de ductos y facilidades usando la valoración de riesgos

Divulgación

Aprobado y Texto Validado

Integridad

Aprobado y Texto Validado

La estrategia recomendada es mantener el concepto de HCA dentro del concepto de valoración de consecuencia; que es acorde con el requerimiento de CSA-

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Re f

MRO Numeral Párrafo

Cambio

de referencia y continua. La regulación DOT es solo para HCA, pero OCENSA hace más que valorar las HCA y prioriza las nonHCA basada en riesgos. 6

i.

Enlazar la sección 6 “Control de Corrosión” con el Programa de Organizaci Gestión de Integridad. ón del MRO y

Referencia (Estándar y/o Regulación) s.195.452 ASME B31.4-2009 c. 451.6

Página Nº 123 de 140

Alcance y Estrategia del Cambio

Impacto [Estimado] del Cambio

OCENSA Estado Final

Z662 y con lo hace OCENSA (mas allá que cumplir con USA DOT)

CSA-Z66211 c. 10.15, 10.16

Reenumerar la sección “6. Control de Corrosión” como el Apéndice A e incluir las referencias y textos necesarios en la sección “4. Gestión de Integridad”

Editorial

Aprobado y Texto Validado

CSA-Z66211 c. 4.18 y ASME B31.4-2009 c. 403.3.34, 404.1.5

Formalizar el requerimiento de sistemas de protección automáticos sin intervención humana en el evento de variaciones de presión excediendo 10% del diseño en los casos identificados por el estudio de Picos (i.e. Surge)

Ingeniería

Aprobado y Texto Validado

Ingeniería

Aprobado y Texto Validado

Sección 6 7

1.2.1 Variacione s de presión Y

Clarificar y completar el requerimiento de diseño de sistemas de protección a sobrepresurización de componentes expuestos a otros con presiones superiores

3.2.13 Sobrepresión

8

1.2.1 (a) Presión Interna de Diseño

Requerir que los escenarios donde el sistema de control de presión u otros sistemas (e.g. bombas, parada, corriente eléctrica) pueden fallar dejando inoperable el sistema de protección Incluir la posibilidad de factores menores a 0.72 debidos al tipo de servicio o trazado como es explicado por ASME B31.4 Incluir un factor de diseño máximo

ASME B31.4-2009 c.403.2

Clarificar que se permiten factores de diseño menores a 0.72 por tipo de servicio o trazado (e.g. consecuencia)

CSA Z245.1, API 5L,

Permitir un factor de diseño máximo de 0.80 si la tubería nueva cumple con la

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Re f

MRO Numeral Párrafo

Cambio

de 0.80 (mayor a 0.72) para tubería nueva si cumple los requerimientos de las últimas versiones de los estándares CSA, API y ASTM

Referencia (Estándar y/o Regulación) ASTM A984/A984M , ASTM A1005 /A1005M, ASTM A1024 /A1024M,

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Alcance y Estrategia del Cambio

Impacto [Estimado] del Cambio

OCENSA Estado Final

Ingeniería

Aprobado y Texto Validado

Ingeniería e Integridad

Aprobado y Texto Validado

referencias mencionadas y es probada hidrostáticamente en fabrica y campo a una presión mínima del 100% del límite de fluencia del material de la tubería (Specified Minimum Yield Strength – SMYS ) en toda su extensión. Igualmente, la máxima presión de prueba no podrá exceder 110% SMYS.

CSA-Z66211 c. 4.3.5, c. 4.3.6 9

1.2.1 Presión Interna de Diseño (c)

Proveer referencia de CSA-Z662-11 que provee los mínimos espesores por diámetro de ducto o tubería en estaciones. La referencia también establece la precauciones para evitar daños posteriores (e.g. abolladuras y crecimiento de imperfecciones debido a ciclos de presión).

CSA-Z66211 c. 4.3.11.2

Referenciar sección 4.3.11.2, su tabla 4.5 y su nota descrita en CSA-Z662-11 sobre espesores mínimos de ductos y tubería de estaciones. Se incluirá la precaución de prevenir como aplastamiento, arrugamiento y abolladuras con una selección adecuada del espesor.

10

1.2.1 Presión Interna de Diseño (c) y

Completar la referencia de ASME existente con la referencia de CSAZ662-11 Annex C para efectos comparativos de diseño ante cargas externas

CSA-Z66211 Annex C

Adicionar en el texto “cargas geotécnicas” e incluir la referencia correspondiente de CSA-Z662

Cargas Externas (a) Este documento es propiedad de Oleoducto Central S.A. Este documento no está destinado para circulación general y no debe ser reproducido o distribuido sin la aprobación escrita de Oleoducto Central S.A. o su representante. Cualquier copia impresa de este documento se considera como COPIA NO CONTROLADA.

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MRO Numeral Párrafo

Cambio

Referencia (Estándar y/o Regulación) NEB OPR99 s. 38 (1), CSA Z662 c. 7.6.4.4

Página Nº 125 de 140

Alcance y Estrategia del Cambio

11

1.2.1 Material de la Tubería

Especificar material de tubería con un valor de carbón equivalente y/o referenciarlo una regulación o estándar actualizado

Requerir un carbón equivalente igual o menor a 0.5% y/o incluir referencias

12

1.2.1 Ubicación de la tubería (a)

Complementar el requerimiento para diseñador de la ruta del derecho de vía con la recomendación de evitar áreas donde la consecuencia podría será muy alta

CSA-Z66211 c. 4.3.3; CFR 192.903pote n

Adicionar la recomendación en la selección del derecho de vías nuevos que también deberían evitar atravesar áreas con edificios 3 o más pisos con dificultad de evacuación rápida (i.e. hospitales, ancianatos, escuelas)

13

1.2.1 Inspección de Materiales (a)

Modificar el título de “Inspección Materiales” a “Inspección de la Construcción”

NEB OPR99 s.54

Modificar el título para describir el contenido existente.

14

1.2.1 Curvado de la Tubería (a) Arrugas

Incluir el criterio de aceptación de arrugas establecido por Pipeline Research Council International

PRCI PR218-9925, 16 Septiembre 2003

15

1.2.1 Profundid ad Bajo Tierra

Actualizar la tabla con los valores de ASME B31.9-2009

ASME B31.4-2009 Tabla 434.61

Impacto [Estimado] del Cambio Divulgación

Aprobado y Texto Validado

Ingeniería

Aprobado y Texto Validado

Divulgación

Aprobado y Texto Validado

Adicionar referencia PR-218-9925 estableciendo que no se permiten arrugas mayores del 2% del diámetro de la tubería, pero aceptando menores si el esfuerzo operacional lo permite

Divulgación

Aprobado y Texto Validado

Cambiar los valores que ahora son mayores en la tabla ASME B31.4

Divulgación

Aprobado y Texto Validado

Adicionar que la inspección será realizada por la compañía dueña o su representante independiente de quien construye el ducto al igual que tenga la experiencia requerida

Adicionar el requerimiento del inspector de ser independiente del contratista constructor.

OCENSA Estado Final

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Cambio

Referencia (Estándar y/o Regulación) CSA-Z66211 c. N.10.2

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Alcance y Estrategia del Cambio

OCENSA Estado Final

16

1.2.1 Profundid ad Bajo Tierra

Adicionar las practicas recomendadas para reducir la posibilidad de interferencia externa

17

1.2.1 Distancia Mínima de la Tubería

Formalizar la practica utilizada por OCENSA recientemente en casos de construcción de estructuras aledañas

Documento OCENSA PM-ST-014

Referenciar el procedimiento existente describiendo el objetivo del documento

Divulgación

Aprobado y Texto Validado

18

1.2.1 Compone ntes Superficial es, y Cruces de Ferrocarril es y Autopistas

Incluir la referencia para la valorar de cargas y esfuerzos sobre la tubería, el criterio de aceptación y las medidas de mitigación adicionales

Referenciar el estándar API 1102 y el estudio CEPA Pipeline Surface Loading Screening Process para la valoración, aceptación y mitigación de las cargas y esfuerzos sobre tubería resultado de tráfico y otras cargas.

Divulgación

Aprobado y Texto Validado

1.2.2 Soldadura

Mejorar el requerimiento de control de calidad de soldaduras existente (e.g. sitios de empalme, soldaduras de conexión de secciones) para lograr el requerimiento de la normatividad NEB (100%)

CEPA Pipeline Surface Loading Screening , API 1102 Steel Pipelines Crossing Railroads and Highways NEB OPR99

19

Listar la referencia de CSA-Z662 proveyendo recomendaciones para reducir la probabilidad de falla debida a interferencia externa

Impacto [Estimado] del Cambio Divulgación

Aprobado y Texto Validado

http://www.cepa.com/wpcontent/uploads/2011/06/PipelineSurface-Loading-Screening-Process2009.pdf Incrementar la aplicación de ensayos no destructivos (NDE) a todas (100%)de las soldaduras del ducto y las estaciones (normativo)

Aprobado y Texto Validado

RE: Recomendación a expandirlo a los ductos nuevos y existentes en todas las soldaduras de las secciones adicionadas a la custodia de OCENSA (no solo en empalmes o reparaciones) a

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MRO Numeral Párrafo

Cambio

Referencia (Estándar y/o Regulación)

Página Nº 127 de 140

Impacto [Estimado] del Cambio

OCENSA Estado Final

Adicionar el requerimiento de fuente alterna de energía de las válvulas de entrada y salida de la estación para asegurar bloquear el producto en el evento de una emergencia

Operacione se Ingeniería

Aprobado y Texto Validado

Adicionar el sub-numeral requiriendo que la ubicación de la válvulas sea en lugares donde se elimine o minimice su movimiento o asentamiento en suelos geotécnicamente sensibles

Operacione se Ingeniería

Aprobado y Texto Validado

El texto es no aplicable hoy en día dada la disponibilidad de dispositivos instrumentados para diámetros de ductos entre 50 mm (2”) a 1524 mm (60”), lo cual es consistente con lo que promueve la última versión de ASME B31.4

Editorial

Aprobado y Texto Validado

Alcance y Estrategia del Cambio

pesar que se usa parcialmente basado en ASME B31.4 20

1.2.3 Válvulas Ubicación (a)

21

1.2.3 Válvulas Ubicación (g)

Adicionar que las válvulas de entrada y salida de la estación podrán ser operadas, en caso de pérdida de corriente en una emergencia, con una fuente alterna de energía eléctrica

NEB OPR99 s. 12

Adicionar que las válvulas deberán ser diseñadas con las posiciones seguras en caso de falla (Fail-Safe) considerando las recomendaciones establecidas en CSA-Z662 Annex M.8

CSA-Z66211 c. 4.4.1

CSA-Z66211 c. 4.14.3.3

CSA-Z662 Annex M.8

Adicionar que las válvulas deberán ser ubicadas minimizando su movimiento o asentamiento debido a las condiciones del terreno 22

1.2.4 Accesorio s – Paso de Herramien tas de Inspección Interna (a)

Remover los textos: “Diámetros de tuberías para los cuales no existen dispositivos instrumentados de inspección interna” y “Oleoductos costa afuera de diámetro inferior a 10 pulgadas que transporten líquidos hacia instalaciones en tierra

ASME B31.4-2009 s. 434.17

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Re f 23

MRO Numeral Párrafo

Cambio

Referencia (Estándar y/o Regulación) ASME B31.4-2009,

Página Nº 128 de 140

Alcance y Estrategia del Cambio

OCENSA Estado Final

1.2.5 (a), (b) Diseño, Construcci ón Tanques

Remover los 3 párrafos asociados con el cumplimiento de API 2510 “Design and Construction of Liquefied Petroleum Gas”

24

1.2.6 Detección de Fugas

Adicionar los métodos directos o externos de detección de fugas que operan basados en la detección física del producto vía sensores. Estos complementan los métodos indirectos o computacionales existentes basados en algoritmos para indirectamente detectar fugas en ductos de líquidos

API 11302007

Incluir la referencia a API 1130-2007 S. 4.1.1 que permite el uso de sistemas de detección de fugas usando métodos directos de detección física sin algoritmo (e.g. fibra óptica, dieléctrico, emisiones acústicas, sensores/tubos de detección de olor)

Divulgación

Aprobado y Texto Validado

25

1.2.7 Estacione s [en lugar de Equipo] de Bombeo (b)

Cambiar de dispositivo de parada de emergencia a “Sistemas de Parada de Emergencia” describiendo los 3 requerimientos de la regulación y estándar canadiense incluyendo el “dispositivo” mencionado en el MRO

NEB OPR99 s. 12

Ajustar el ítem (b) describiendo los Sistemas de Parada de Emergencia con sus 3 requerimientos integrados de la regulación NEB OPR-99 y el estándar canadiense CSA-Z662-11 para asegurar su funcionamiento:

Operacione se Ingeniería

Aprobado y Texto Validado

CSA-Z66211 NEB OPR99

El requerimiento de equipo auxiliar de suministro de potencia estaba incluido en el MRO, pero se integra con los otros requerimientos.

CSA-Z66211 c. 4.14.3.3

Remover 3 párrafos asociados con el diseño y construcción de gas licuado de petróleo (butano, butileno, propano, propileno o propeno y etano) según API 2510 dado que no es aplicable al sistema de OCENSA

Impacto [Estimado] del Cambio Editorial

Aprobado y Texto Validado

1) Fuente alterna de energía eléctrica para bloquear el producto a la entrada y salida de la estación 2) Apagar todo el equipo de bombeo, equipos que usen combustible y electricidad en cercanía de las edificaciones, con la excepción de los

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MRO Numeral Párrafo

Cambio

Referencia (Estándar y/o Regulación)

Página Nº 129 de 140

Impacto [Estimado] del Cambio

OCENSA Estado Final

Clarificar que el requerimiento de prueba Divulgación hidrostática también se debe hacer en términos de límite de fluencia para la prueba de resistencia y de fuga.

Aprobado y Texto Validado

Alcance y Estrategia del Cambio

sistemas de alumbrado de emergencia para evacuación y otros sistemas esenciales para la protección del personal 3) Operable con un botón manual en cercanía de las salidas de emergencia

26

2.2.1 Presión y Duración de la Prueba (1er párrafo)

27

Cambios de Presión o Producto (Nuevo 3.2.14)

Adicionar para la prueba de resistencia de “125% MOP” el texto “o 100% del límite de fluencia del tubo (SMYS) sin exceder 110% SMYS”. Adicionar para la prueba de fuga de “110% MOP” el texto “o 90% del límite de fluencia del tubo (SMYS) sin exceder 100% SMYS”

Formalizar el requerimiento de realizar una valoración de ingeniería antes de realizar un incremento de presión o cambio de producto; la cual, deberá tener un proceso de aprobación

CSA-Z66211 c. 8 y Tabla 8.1 CSA-Z66211 c. 8.6 Procedimient os y 8.8.8 Medidas y Registros

NEB OPR99 s. 43 CSA-Z66211 c. 10.3

El alcance del cambio con pruebas al 100% SMYS reducirá la posibilidad de Stress Corrosion Cracking (SCC) durante la operación, sea que se opere al 72% o al 80% del límite de fluencia. Igualmente, el primer nivel de esfuerzo permitirá un factor de seguridad de 1.39; y el segundo, una MOP mayor con un factor de seguridad de 1.25 (enfoque canadiense), si se desea adoptar. Adicionar el requerimiento de un estudio de ingeniería para los casos de cambios sea de presión o producto. Los casos existentes podrían convertirse en un procedimiento genérico y ser referenciado en el MRO

Aprobado y Texto Validado

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Cambio

Referencia (Estándar y/o Regulación)

Página Nº 130 de 140

Alcance y Estrategia del Cambio

Impacto [Estimado] del Cambio

OCENSA Estado Final

Ingeniería

Aprobado y Texto Validado

Divulgación

Aprobado y Texto Validado

RE: asociado a cambios en el producto transportado fuera de las especificaciones definidas en los acuerdos entre socios, y para el caso de aumentos a la MAOP, definida según documento OCENSA 28

2.2.1 Medio de Prueba (b)

Modificar la sección (b) que permite que segmentos costa adentro utilizar petróleo líquido para la realización de la prueba hidrostática.

ASME B31.4-2010 s. A437.1.4 CSA-Z662 c. 8.7.2

El cambio adicionará un criterio de CSA-Z662 antes de poder usar petróleo como medio. La modificación (criterio) asegura que esta opción (diferente al uso de agua) es usada como la última alternativa

Incluir el criterio CSA-Z662 que permite usar otros fluidos (diferente al agua) siempre y cuando, la capacidad de la línea (volúmenes altos de agua no disponibles) y contaminación del agua por residuos del tubo no permitan el uso del agua Si el uso del fluido diferente a agua satisface los 3 criterios, las condiciones establecidas en el MRO se permitirá su uso para la realización de la prueba hidrostática Re: Ajustado con 2 condiciones

29

3.1.1 Nuevo: Secc 5

Adicionar el concepto de “Potenciamiento” incorporado por CSA-Z662 y ASME B31.4 definiendo los requerimientos para incrementar la capacidad operativa del oleoducto o de resistencia a cargas de un cruce/ducto

CSA-Z66211 c.10.1, 10.3.8, 10.8 ASME B31.4-2009 c. 456

Definir el término “potenciamiento” en la sección (ii) y crear 2 secciones en “3.2 Especificaciones” incluyendo los requerimientos básicos establecidos en CSA-Z662 y ASME B31.4 para a) incrementar la presión de un ducto o facilidad b) subir de nivel de servicio de un cruce

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MRO Numeral Párrafo

Cambio

Referencia (Estándar y/o Regulación)

Página Nº 131 de 140

Alcance y Estrategia del Cambio

Impacto [Estimado] del Cambio

OCENSA Estado Final

Integridad e Ingeniería

Aprobado y Texto Validado

Integridad

Aprobado y Texto Validado

debido al cambio de cargas ; Adicionalmente, Indicar las referencia especificas a los estándares para obtener mayor detalle RE: cambios de cargas de tráfico en cruces nuevos o existentes deben evaluarse y acciones temporales y/o permanentes de mitigación definirse para evitar daños al ducto 30

31

3.2.1.1 (j) y nuevo: 3.2.21

Adicionar una referencia de un documento existente (pero no oficializado) en OCENSA para la desactivación, reactivación y abandono de ductos/equipos

PM-ST-017

3.2.1.1(n)

Adicionar casos genéricos o referencia donde la reducción la presión del ducto puede proteger vidas y el ambiente (e.g. casos definidos por CEPA)

PHMSA Corrective Action Orders

CSA-Z66211 c.10.15 y 10.16

NEB Safety Orders

Definir los términos “desactivación, reactivación y abandono en la sección (ii) y crear un capitulo nuevo incluyendo los requerimientos básicos establecidos en PM-ST-## e indicando las referencias a CSA-Z662-2011 Clarificar los diferentes tipos de reducciones de presión reducción de presión dando la referencia de CEPA paper http://www.cepa.com/wpcontent/uploads/2011/06/PressureReductions-and-PipelineExcavations.pdf RE: Incluido como una guía. Las reducciones de presión están incluidas en cada uno de los procedimientos de evaluación de condición de la tubería. Las reducciones se realizan con base en una valoración de riego local, dado que

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MRO Numeral Párrafo

Cambio

Referencia (Estándar y/o Regulación)

Página Nº 132 de 140

Alcance y Estrategia del Cambio

Impacto [Estimado] del Cambio

OCENSA Estado Final

una reducción de 20% en la presión de operación significa para muchos sitios, para completamente el bombeo dada la topografía e hidráulica del sistema 32

3.2.2.1 Programa de Entrena. Continuo y 3.2.2.2 Revisione s

Integrar los párrafos de entrenamiento del personal de respuestas a emergencias con el capitulo 5 para lograr los 3 conceptos definidos e integrados para todo el personal de OCENSA “Entrenamiento, Calificación (Competencia)”

Operator Qualification Rule – Part 195 (G); NEB OPR99

Complementar el capitulo 5 a través de la integración de los requerimientos de PHMSA y NEB OPR-99 con los contenidos existentes en el capítulo 3 (operación y respuestas a emergencias), 4 (integridad) y 5 (OQ Rule) del MRO dentro del marco de “Entrenamiento, Calificación y Competencia”

Divulgación

Aprobado y Texto Validado

33

3.2.3 Planos y Registros

Completar lo faltante referenciado en NEB OPR-99 relacionado con la información de la fabricación del ducto

NEB OPR99 s.40 Guidance Notes, 56

Verificando que la información solicitada está disponible o se puede acceder a ella por parte de OCENSA.

Divulgación

Aprobado y Texto Validado

Completar lo faltante referenciado en NEB OPR-99 relacionado con registros de gestión tales como entrenamiento y auditoria

NEB OPR99 s.56

Verificando que la información solicitada está disponible (construcción) o se puede acceder a ella.

Divulgación

Aprobado y Texto Validado

34

3.2.3.4 Registros de Gestión

Los registros de entrenamiento serán movidos de la sección 3.2.2.2 a la sección 3.2.3.4 consolidándolos y cambiando su frecuencia de 15 a 12 meses

d) [El diámetro,…], tipo de soldadura longitudinal, tenacidad

a) Reporte anual del entrenamiento realizado versus el ejecutado del personal de operación, mantenimiento e integridad de ductos y facilidades b) Los reportes de auditoría dentro de los últimos cinco (5) años o los dos (2) últimos reportes.

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Cambio

Referencia (Estándar y/o Regulación)

Página Nº 133 de 140

Impacto [Estimado] del Cambio

OCENSA Estado Final

Lograr consolidar requerimientos para fácil acceso al usuario del MRO especificando la referencia CFR 195, y ayudando a la verificación de su implementación

Integridad

Aprobado y Texto Validado

Lograr consolidar requerimientos para fácil acceso al usuario del MRO especificando la referencia CFR 195 y verificación de su implementación

Integridad

Aprobado y Texto Validado

Divulgación

Aprobado y Texto Validado

Alcance y Estrategia del Cambio

Re: El requerimiento no pide auditorias cada 5 años; el requerimiento de NEB OPR-99 s. 56 (c) es el periodo (5 años de intervalo entre 2 reportes) para mantener registros de auditorías o inspecciones de verificación. 35

36

37

3.2.4 Tanques y 3.2.9 Inspección y Mantto de Válvulas

Consolidar estas secciones dentro de la Gestión de Integridad de Facilidades definida en el capítulo 4 evitando fragmentar los requerimientos y su verificación

OCENSA MRO Capítulo 4

3.2.8 Mantto DDV y 3.2.10 Integridad y Reparacio nes

Consolidar estas secciones dentro de la Gestión de Integridad de Ductos definida en el capítulo 4 evitando fragmentar los requerimientos y su verificación

OCENSA MRO Capítulo 4

3.2.11 (3.2.7) Movimient o de Tubería en Servicio

Formalizar el enfoque usado en OCENSA para manejar los 2 casos de movimiento de tubería: a) Geotécnico b) Mecánico

OCENSA Practicas

CFR 195 Tanques y Válvulas

CFR 195 Tanques Válvulas

OCENSA preparó el párrafo describiendo el caso Geotécnico y PIP+ contribuyó con el caso Mecánico

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MRO Numeral Párrafo

Cambio

38

3.2.16 (3.2.12) Prevenció n de Daños

Adicionar establecer una zona restringida para excavar mecánicamente o con explosivos hasta que se obtenga el permiso de la compañía o en caso de emergencias

39

3.2.17 (3.2.13) Detección de Fugas

Adicionar el requerimiento del Manual de Detección de Fugas especificado en CSA-Z662-11 Annex E Consolidar la duplicación de este numeral con el contenido en Gestión de Integridad

40

4.1.1 Visión General Elementos de Gestión (MS) y de Programa (IMP)

Adicionar los 4 requerimientos faltantes relacionados con la gestión (Management System – MS-) y el programa de integridad (Integrity Management Program – IMP -) referidos en CSA-Z662, NEB OPR99 y NOPRC 2011-01.

Referencia (Estándar y/o Regulación) NEB Act s. 112 y Pipeline Crossings Regulations Part I s. 9 CSA-Z662 c. 10.3.3 y Annex E, API 11302007

Página Nº 134 de 140

Alcance y Estrategia del Cambio

Definir la zona restringida de los 30 metros contados desde el eje de la tubería hasta que OCENSA marque la tubería o en casos de emergencia del excavador El manual identifica requerimientos del Annex E a ser seguidos por el operador aumentando su efectividad en la operación y facilitando la verificación de cumplimiento

Impacto [Estimado] del Cambio Divulgación

OCENSA Estado Final Aprobado y Texto Validado

Divulgación

Aprobado y Texto Validado

Integridad

Aprobado y Texto Validado

Consolidar Sistema de Detección de Fugas en una sección dentro del capítulo 3. Operaciones CSA-Z662 c. c. 3.2, 3.3, 10.3.1.1, H.2.6, N.8, N.9.5, N.10, N.11

Completar el programa de gestión de integridad adicionando los 3 MS y 1 IMP requeridos por el estándar y la regulación adoptada (Canadiense) •

MS: Estructura Organizacional con responsabilidades y autoridades definidas: cargos son necesarios además de áreas

•

MS: Plan de Capacitación, Calificación y Competencia del personal de Integridad. Definir los 3 aspectos en cada perfil de integridad. Capacitación del personal de operación no se requiere en el

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MRO Numeral Párrafo

Cambio

Referencia (Estándar y/o Regulación)

Página Nº 135 de 140

Impacto [Estimado] del Cambio

OCENSA Estado Final

Definir el alcance de las valoraciones directas (e.g. ECDA) informando de las limitaciones de aplicabilidad (e.g. pavimentos, cruces con camisas, abolladuras, agrietamiento en las soldaduras, etc.) que requieren de otro método para ser completada.

Divulgación

Aprobado y Texto Validado

Verificar y ajustar las secciones de “reducción de presión” para asegurar que es calculada con Se utilizara Modified ASME B31.G para los casos de corrosión únicamente y el uso de métodos alternativos para otras amenazas de integridad o si el valor

Divulgación

Aprobado y Texto Validado

Alcance y Estrategia del Cambio

documento de integridad, pero se puede referenciar

41

42

4.2.3 /4.2.4 Plan de Valoración de Baseline y 4.2.7.4 Valoración

Clarificar que la “Valoración Directa” (i.e. ECDA, ICDA, SCCDA) es un método de valoración de integridad suplementario a ILI y prueba hidrostática.

PHMSA CFR 195 (c)(ii)

4.2.5.3 (a) Acciones Remediabl es 3.2.10.2 (g) Reparacio

Actualizar el requerimiento de reducción de presión DOT 195.452(h)(4) usando ASME B31.4 (2002) s. 451.7 verificando que la formula es aplicable o cambiándola por un método alternativo si produce un presión superior a la

49 CFR Part 195 Modifications and Clarifications , 17 July

PHMSA IMP Frequently Asked Questions (FAQ)

•

MS: Sistema de Administración de documentos: crear, modificar, aprobar y eliminar documentos.

•

IMP: Valoración de Peligros y Amenazas para Ductos y Facilidades. Se requiere la valoración de identificación y susceptibilidad justificando la inclusión e eliminación de cada una de las categorías de amenazas (i.e. CSA-Z662 Annex H)

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Re f

43

44 a

44 b

MRO Numeral Párrafo

Cambio

Referencia (Estándar y/o Regulación) 2007

nes del Oleoducto

existente

4.2.5.3 (Precisión de ILI)

Formalizar la consideración de la precisión de las herramientas ILI en los criterios de excavación para profundidad y factor de seguridad; y la necesidad de actualizar las anomalías remanentes, el programa de excavación y la frecuencia de inspección debida a la precisión de ILI

CSA-Z66211 Annex D

4.2.5.3 (Criterios de Excavació n Geotécnic a)

Referenciar los criterios de excavación o investigación en campo para desplazamiento geotécnico identificado por ILI inercial (e.g. elongación)

49 CFR Part 195

4.2.5.3 (Criterios de Excavació n Grietas)

Incluir los criterios de excavación o investigación en campo (i.e. profundidad y FOS) para grietas reportadas por ILI ultrasonido sea angular simple o Phased Array

PHMSA IMP Frequently Asked Questions (FAQ)

USA 195.452 h(4) OCE-IG345-002-PR019-E NEB Order Precedente 2011

Página Nº 136 de 140

Impacto [Estimado] del Cambio

OCENSA Estado Final

Incluir la referencia OCENSA -OCE-IG345-002-PR-019-E donde los criterios de excavación están considerando la precisión de la herramienta ILI y finalizando el proceso con los ajustes a las anomalías remanentes que puedan generar excavaciones adicionales y cambiaran el periodo de re-inspección de la herramienta ILI

Integridad

Aprobado y Texto Validado

Referenciar los criterios de excavación o investigación en campo usados por OCENSA para anomalías geotécnicas no definidas por CFR 195, pero propias del sistema (e.g. desplazamiento geotécnico)

Integridad

Aprobado y Texto Validado

Requerimiento tecnológico mínimo incluida, pero la modificación del criterio debe ir en el estándar de OCENSA, no en el marco regulatorio

Integridad

Aprobado y Texto Validado

Alcance y Estrategia del Cambio

calculado es superior a la operación real.

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Re f 45

MRO Numeral Párrafo 4.2.6 Prevenció ny Mitigación

Cambio

Definir por separado los 3 tipos de medidas siguientes a la valoración: mitigación, prevención y monitoreo Los 3 tipos de medidas deben ser definidas para cada una de las amenazas consideradas como “identificadas” o “susceptible”

Referencia (Estándar y/o Regulación) NEB OPR99 NEB NOPRC 2011-01 ICONTEC NTC 5901 (287/06)

Página Nº 137 de 140

Alcance y Estrategia del Cambio

Clasificar y diferenciar los 3 diferentes tipos de medidas (mitigación, prevención y monitoreo) dado su propósito y distintas estrategias de riesgo (reducir el existente, evitar lo que no ha ocurrido, y observar su evolución)

OCENSA Estado Final Aprobado y Texto Validado

La clasificación permitirá establecer medidas diferentes para cada amenaza identificada o susceptible

46

4.2.6.2 Detección de Fugas

Relocalizar la detección de fugas CSA-Z662dentro del capítulo de operaciones 11 c.10 y definiendo los 4 tipos de indicadores Annex E de desempeño API 11302007

Consolidar relocalizando el texto descrito dentro de integridad en la sección “3. Operaciones”; definiendo los indicadores de confiabilidad (alarmas), sensibilidad (tamaño de fuga), precisión (localización) y adaptabilidad (a cambios operacionales)

47

4.2.7.2 Intervalos de Valoración

Definir los intervalos de reinspección para agrietamiento sea asistido por el ambiente o asociado con la fabricación, si hay susceptibilidad

Clarificar que los intervalos de reinspección definidos por la regulación DOT hacen referencia a corrosión y abolladuras, pero no incluyen agrietamiento

CFR 195 452(j) CSAZ662 Annex N

Impacto [Estimado] del Cambio Integridad

Operacione s

Aprobado y Texto Validado

Integridad

Aprobado y Texto Validado

RE: Definidos los intervalos de einspección de acuerdo con el tipo de amenaza, dependiendo del grado de susceptibilidad. Para las dos primeras valoraciones establecer frecuencia fija, luego basada en desempeño y/o monitoreo directo. Para el caso de SCC Este documento es propiedad de Oleoducto Central S.A. Este documento no está destinado para circulación general y no debe ser reproducido o distribuido sin la aprobación escrita de Oleoducto Central S.A. o su representante. Cualquier copia impresa de este documento se considera como COPIA NO CONTROLADA.

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MRO Numeral Párrafo

Cambio

Referencia (Estándar y/o Regulación)

Página Nº 138 de 140

Alcance y Estrategia del Cambio

Impacto [Estimado] del Cambio

OCENSA Estado Final

seguir recomendación estudio CEPA 48

49

4.2.9 Plan de Medición de Desempe ño

Considerar indicadores de desempeño de gestión y de programa

5. Calificació n del Personal 5.1.1 Alcance

Lograr un capitulo consolidado de Entrenamiento, Calificación (o Competencia en el contexto Canadiense) referenciando lo existente en el documento;

NEB Performance Measures

Aunque el programa de OCENSA tiene indicadores, se recomienda considerar la referencia NEB que incluye indicadores de tipo gestión y de tipo programa

Aprobado y Texto Validado

http://www.neb.gc.ca/clfnsi/rsftyndthnvrnmnt/pplnprfrmncmsr/ntg rtymngmnt-eng.html NEB OPR99 s.46, 56 NOPRC 2011-01

Adicionar el personal de manejo de la integridad en la sección de entrenamiento, pero no en calificación y competencia

Establecer las definiciones y diferenciación entre entrenamiento, calificación y competencia referenciándolo a procedimiento específicos

Aprobado y Texto Validado

Formalizar y consolidar el alcance existente a lo largo del documento (Operator Qualification Rule, seguridad industrial, respuesta a emergencias) extendiéndolo al entrenamiento del personal de Manejo de la Integridad de Ductos y Facilidades

Formalizar el seguimiento documentando el entrenamiento planeado versus ejecutado

Asegurar el cumplimiento de hacer un seguimiento anual del entrenamiento planeado versus ejecutado 50

Condicion es Críticas de

Validar si las condiciones críticas de integridad especificados por DOT CFR 195.55 podrían afectar el

USA DOT CFR 195.55

Revisar y ajustar el criterio DOT CFR 195.55 a OCENSA sobre las condiciones críticas que deben ser

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Cambio

Referencia (Estándar y/o Regulación)

Página Nº 139 de 140

Alcance y Estrategia del Cambio

Impacto [Estimado] del Cambio

OCENSA Estado Final

Integridad (Safetyrelated Conditions )

publico o los empleados en Colombia.

corregidas en un término no mayor de 5 días

Formalizar las condiciones acordadas por OCENSA. Las condiciones críticas deberán ser corregidas reduciendo o eliminando el peligro antes de 5 días

RE: No incluido dado que existen requerimientos de OCENSA para el manejo de anomalías

51

ii. Términos y Definicion es

Identificar las modificaciones, remociones, y adiciones de terminología y definiciones

Editorial

Actualizar esta sección al final de todos los cambios en el documento

Divulgación

Aprobado y Texto Validado

52

Todo el document o

Actualizar los numerales de CSAZ662 referenciados en el documento MRO

Editorial

Actualizar la referencia en MRO con numero de clausula CSA-Z662-11

Divulgación

Aprobado y Texto Validado

53

Todo el Document o

Minimizar repeticiones entre las secciones y clarificar títulos de las secciones y complementar textos referenciados

Editorial

Consolidar o separar los textos para que correspondan a la sección apropiado (diseño, construcción, operación, mantenimiento y potenciamiento)

Divulgación

Aprobado y Texto Validado

54

3.2.1.1

Adicionar la referencia sobre información mínima sobre fallas en ductos establecida como mandatorio en Canadá

CSA-Z66211 c. 10.4.4.2 y Annex H

Incluir la referencia

Divulgación

Aprobado y Texto Validado

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Versión

Página Nº 140 de 140

CONTROL DE VERSIONES Fecha (DD/MM/AAAA) Descripción

30/01/2012

Actualización según DOT 195-2011, ASME B31.3-2010 y B31.4-2009, CSA Z662-11 y NEB OPR-99 y reformas al 2011, NEB Part I PPC-2011, NEB NOPRC-2011

2

20/11/2008

Actualización según DOT 195, ASME B31.4, CSA Z662 y NEB SOR/99-294; revisión de traducción y cambio de formato, numeración y código del documento.

1

27/04/2005

3

Versión inicial aprobada. Código inicial: OCE-GG-SGI-PMU-003

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