PAID - Apendices y Referencias Tecnicas

- Apéndices y Referencias Técnicas del Proceso de

Administración de Integridad de Ductos-

Administración de Integridad de Ductos

CONTENIDO

No. Descripción

1 Diagrama General de Flujo del Proceso de Administración de Integridad de Ductos

2 Identificación de Zonas de Altas Consecuencias (ZAC)

3 Amenazas a la Integridad y sus Atributos

4

Atributos de Amenazas

Diámetro del Ducto

Fallas en Sellos

Tipo de Costura y Factor de Junta

Material del Ducto

Nivel de Protección para Tubería Expuesta

Celaje

Vandalismo

Programas de Educación a la Población

Fuerzas Externas

Tipo y Condición del Recubrimiento

Nivel de Esfuerzos de Operación

Prueba de Presión

Edad del Ducto, Temperatura de Operación y Proximidad a Estaciones de Compresión

Curvas con Arrugas

Coples y Conexiones

Historial de Fugas y Reporte de Daños Asociados

Velocidad de Flujo

Espesor de Pared de Tubería

Monitoreo de la Protección Catódica

Procedimientos de Soldadura

Presión de Operación

Características del Suelo

Registro de Pruebas No Destructivas en Soldaduras

Inspección Visual

Dispositivos de Monitoreo de Corrosión

Año de Instalación

Detección de Corrosión Microbiológica (MIC)

Perfil y Tipo de Suelo

Fallas Sísmicas

Perfil de Aceleración del Suelo Cerca Líneas de Falla

Profundidad del Colchón de Cobertura

Cálculo de Esfuerzos Internos Adicionales a la Carga Externa

Condiciones de Carga

Movimientos del Suelo

Condición de Cruzamientos Superficiales

Operación Incorrecta

Daños Existentes y Resultados de la Inspección Interior

Información de Auditorias y Revisión de Procedimientos

5 Métodos de Evaluación Directa

6 Capacidad de Herramientas de Inspección Interior

7 Reparación de Ductos

8 Actividades Identificadas para Mitigación / Control


1. Diagrama General de Flujo del Proceso de Administración de Integridad de Ductos

Ejemplo de Plan de Evaluación Inicial


EJEMPLO Plan de Evaluación Inicial

Segm

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Puntaje

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Método Alterno de Evaluación de

Integridad

Programa para Evaluación Directa (Aplicable solo si el método alterno de evaluación directo es seleccionado.)

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Detalles de Segmentos

Inicio Fin Longitud

(km) Identificación

Física

Diámetro Nominal (pulg.)

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ducto

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21.58 45.69 24.11

Válvula. De Bloqueo 2–

ZAC Vía Navegable

12

Petr

óle

o C

rudo

2 H 12.7 15.8 8.9 4.3 0.8 2.6 63.4 164.3

1. Corrosión Interna,

1 & 2. Prueba de presión y

diablo MFL y diablo

UT

1. Evaluación directa de Corrosión Interna (ICDA) - No

hay norma publicada – Realizar simulación de flujo para separación de fase e identificar

ubicaciones sospechosas para

excavación. Ene -Mar 2006

La F

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La F

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Completo Dic 2007

2. Corrosión externa,

3. Prueba de presión

o Detección de grietas por UT ILI,

2. Evaluación Directa de corrosión

Externa (ECDA) - NACE RP 0502-2002

3. SCC

4. diablo Geometra, Prueba de

presión

3. evaluación Directa de SCC

(SCCDA) - NACE RP 0204 - 2004

4. Daño por

Terceros

63.64 97.2 33.56

Válvula. De Bloqueo 5 –

ZAC Vía Navegable

12

Petr

óle

o C

rudo

5 H 12.2 15.8 0 4.3 0.5 2.1 58.9 124.4



diablo MFL y diablo

UT




excavación.

Ene -Mar 2006

La F

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La F

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La F

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revia

Completo Dic 2007



presión



3. Daño por

Terceros


45.69 53.99 8.3

Válvula. De Bloqueo 3 -

ZAC Densidad de Población

12

Petr

óle

o C

rudo

3 H 11.8 13.3 0 4.9 0.4 2 60.6 123



diablo MFL y diablo

UT




excavación.

Ene -Mar 2006

La F

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ete

rmin

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La F

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La F

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Completo Dic 2007



presión



3. Daño por

Terceros

0 21.58 21.58 Válvula. De Bloqueo 1

12

Petr

óle

o C

rudo

1 12.7 15.8 0 4.3 0.7 2.1 56.1 120.1



diablo MFL y diablo

UT




excavación.

Ene -Mar 2006

La F

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rmin

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esp

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evalu

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La F

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La F

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esp

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Completo Dic 2009



presión



3. Daño por

Terceros

53.99 63.64 9.65

Válvula. De Bloqueo 4 -

ZAC Densidad de Población

12

Petr

óle

o C

rudo

4 H 12.7 14.5 0 3.6 0.4 2 55.6 113.7



diablo MFL y diablo

UT




excavación.

Ene -Mar 2006

La F

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La F

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La F

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Completo Dic 2007



presión



3. Daño por

Terceros

Ejemplo de Identificación de Zonas de Alta Consecuencia

Ejemplos de Identificación de Zonas de Alta Consecuencia 1. Ductos que Transportan Hidrocarburos Líquidos Ducto que cruza perpendicularmente un Río

Ejemplo:

Distancia de Afectación (Hazard Distance) para el caso más crítico; DA = 150 m Ancho del Río en la zona del cruzamiento = 180 m Longitud del Segmento afectando ZAC = 300+180+300 = 780 m


Ducto que cruza diagonalmente un Río

Ejemplo:

Los puntos de contacto más alejados, de la zona de afectación con las márgenes del río se encuentran en cada margen del río.

Distancia de Afectación (Hazard Distance) para el caso más crítico; DA = 150 m Longitud Afectada del Río = 800 m Longitud del Segmento afectando ZAC = 300+800+300 = 1,400 m


Ducto Paralelo a un Río Ejemplo:

Distancia de Afectación (Hazard Distance) para el caso más crítico; DA = 150 m

Longitud Afectada del Río = 600 m

Longitud del Segmento afectando ZAC = 300+600+300 = 1,00 m


Zonas Pobladas Ejemplo:

Zona Poblada a lo largo del ducto con una extensión de 600 m





Zonas Extremadamente Sensibles

Ejemplo:

Zona Extremadamente Sensible cuyos límites en la parte sur caen dentro de la

Zona de Afectación de un ducto


Longitud de la Zona Afectada = 680 m



2. Ductos para Transporte de Gas

Localizaciones Clase 3 ó 4 Ejemplo: Localización clase 3 ó 4


Localización Clase 1 ó 2

Con 20 Edificios ó más Destinados para la Ocupación Humana dentro del Circulo de Afectación (Hazard Distance) Ejemplo:

Localización: Clase 1

Distancia de Afectación (Hazard Distance) para el caso más crítico; DA = 300 m 20 edificios destinados para la ocupación humana dentro de un círculo con un

radio igual a la distancia de afectación (Hazard Distance) para el caso más crítico.

La distancia entre los edificios afectados más alejados en cada critico es de 500

m Longitud de la ZAC = 600+500+600 = 1,700 m

Amenazas a la Integridad y sus Atributos

Amenazas de la Integridad y sus Atributos

Dependientes del Tiempo

I. Corrosión Interior

1. Corrosión Interna Corrosión Interna Corrosión microbiológica

II. Corrosión Exterior

2. Corrosión Externa

Corrosión atmosférica Corrosión sub-superficial Crecimiento marino Corrosión microbiológica

III. Agrietamiento Asistido por Corrosión Bajo Esfuerzo

3. Agrietamiento por corrosión bajo esfuerzo

IV. Fatiga Cíclica

4. Fatiga cíclica

Estables

V. Defectos de Fabricación

5. Costura defectuosa 6. Tubo defectuoso

VI. Soldadura / Fabricación

7. Soldadura circunferencial defectuosa 8. Soldadura de fabricación defectuosa 9. Curvaturas con arrugamiento 10. Cuerdas rayadas / tubo roto / falla de coples

VII. Equipo

11. Falla de juntas 12. Mal funcionamiento de equipo de control / alivio

Válvulas de control Sistema de alivio


13. Falla de sellos / empaques de bombas Compresores Bombas

14. Varios Medidores Válvulas de seccionamiento Niveles de tanques Bridas, Termopozos, etc.

Independientes del Tiempo

VIII. Daños por Terceros

15. Daños por Terceras partes (Falla instantánea) Maquinaria de excavación Tráfico vehicular Trenes Maquinaria agrícola Postes Fondeo de Anclas Arrastre de Anclas Actividades de dragado Impacto por caída de objetos Impacto por hundimiento de embarcaciones Impacto por encallamiento de embarcaciones Actividades de pesca Impacto de embarcaciones de apoyo Contacto de cables ó cadenas

16. Tubo previamente dañado (modo retardado de falla) Maquinaria de excavación Tráfico vehicular Trenes Maquinaria agrícola Postes Fondeo de Anclas Arrastre de Anclas Actividades de dragado Ganado Impacto por caída de objetos Impacto por hundimiento de embarcaciones Impacto por encallamiento de embarcaciones Actividades de pesca Impacto de embarcaciones de apoyo Contacto de cables ó cadenas

17. Vandalismo Sabotaje Daños provocados


IX. Operaciones Incorrectas 18. Procedimientos operativos mal aplicados

Sobrepresión Producto transportado fuera de especificación Errores de mantenimiento Diseño deficiente

X. Clima y Fuerzas Externas

19. Clima frío 20. Rayos 21. Lluvias intensas e inundaciones

Tormentas severas Inundaciones Desbordamiento de ríos

22. Movimientos del suelo Deslaves Hundimiento del suelo Terremotos Movimiento del lecho marino Inestabilidad del lecho marino Licuación del lecho marino

Atributos de Amenazas – Descripción

Tabla de Identificación de amenazas

Prevención / Detección

Corrosión

Am

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Fabricación Construcción Equipo Daño por Terceros

Opera

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Clima y Fuerzas Externas

CE CI SCC C MB SCL FA DFP E RTR VCR S DTFI DPT V IO OI TE VTI SI D H ER DLM

Celaje Aéreo X X X X X X X X X X

Celaje Terrestre X X X X X X X X X X X X (1)

Inspección Visual / Mecánica

X X X X X X

Teléfono de Emergencia

X X X X

Auditorias de Conformidad

X

Especificaciones de Diseño

X X X X X X X X X X X X X X X

Especificaciones de Materiales

X X X X X X X

Inspección de Fabricación

X X X X X X

Inspección de Transporte

X X X

Inspección de Construcción

X X X X X X X X X X

Prueba Hidrostática X X X X X X X

Información a la Población

X X

Procedimientos O&M X X X X X X X X X X X X X X X X X X

Capacitación a Operadores

X

Señalamiento de DDV X X X

Monitoreo de Defectos

X X X X X X

Protección Exterior X X X X X X X X X

Mantenimiento del DDV

X X X X X X X

Incremento de Espesor de Pared

X X X X X X X X X X X

Cintas o Postes de Advertencia

X X

Atributos de Amenazas – Descripción

Mantenimiento de la Protección Catódica

X

X

X

Limpieza Interna

X

Control de Fugas X X

X

X X X X

X X

X X X X X X

Mediciones de Deformaciones con

Diablo Instrumentado

X X X X X X

Reducción en tensión externa

X

X X

X

X X X X X X

Reubicación de Ductos

X

X

X X X X X X

Rehabilitación X X X

X X

X

X X X X X

Reparación de Recubrimiento

X

X

Incremento de Colchón de Cobertura

X

X

X X

X

X

Reducción de Temperatura de

Operación

X

X

X

Eliminación de Humedad

X

Inhibidores / Biocidas Instalación de

protección

X

Instalación de Protección Térmica

Nota: Las abreviaciones se relacionan con los 24 peligros potenciales definidos para la evaluación de riesgo CE = Corrosión exterior DTFI = Daño por terceros - falla súbita CI = Corrosión interior DPT = Daño previo por terceros SCC = Agrietamiento asistido por corrosión bajo esfuerzo V = Vandalismo C = Defectos en la costura IO = Impacto de objetos en el ducto MB = Defectos en el metal base OI = Operaciones incorrectas SCL = Soldadura circunferencial o longitudinal TE = Tormentas eléctricas FA = Falla por alineamiento VTI = Viento, tormentas o inundaciones DFP = Doblez por flexión o pandeo SI = Sismos E = Fallas en los empaques D = Deslaves RTR = Roscado/tubería rota H = Huracanes VCR = Mal funcionamiento de las válvulas control/relevo ER = Erosión S = Falla del sello/bomba DLM = Deslizamiento del lecho marino

DIAMETRO DEL DUCTO Atributos de Amenazas

Diámetro del Ducto

Importancia en la Integridad de Ductos

El diámetro del ducto influye para la identificación de peligros asociados de corrosión interior, corrosión exterior, clima y fuerzas externas, tomando en cuenta la cantidad de producto que se puede liberar o derramar durante un evento. Este parámetro está relacionado con las siguientes categorías de amenazas potenciales: corrosión interior, corrosión exterior, clima y fuerzas externas

Obtención de Información

Ubicación del segmento de ducto Tipo y diámetro Tipo de producto transportado Identificación del segmento del ducto

Indicador Riesgo Diámetro de Ducto

Alto Mayor o Igual que 18” diámetro nominal

Moderado 10” a 16” diámetro nominal

Bajo Menor o Igual que 8” diámetro nominal

Criterios para Indicador de Riesgo


Fallas en Sellos: Empaques, O-rings, Válvulas de Regulación, Válvulas de Alivio, Juntas de

Bridas, y Malfuncionamiento de Equipo de Control / Alivio. Importancia en la Integridad de Ductos

Una falla de equipo, se refiere a algún componente del ducto o dispositivo diferente al tubo. Su falla puede resultar en fuga o derrame de producto, al dejar de efectuar su función adecuadamente. Los equipos típicos a que se refiere este apartado, son: bombas, compresores, sistemas de medición, válvulas de control, alivio o seccionamiento, accesorios para control de sobre-presión, tanques, sellos, empaques, bridas, coples, etc. Este tipo de fallas pueden resultar en impactos ambientales, por fuga o derrame de producto, en cantidades relativamente pequeñas. Las fugas por falla de estos componentes, rara vez provocan daños a la población, ya que usualmente ocurren en zonas confinadas, en donde se tiene mayor capacidad de respuesta y control.

Obtención de Datos

La información de equipos que será necesario analizar para la evaluación del riesgo, deberá considerar como mínimo la siguiente información:

Fecha de Instalación del equipo Localización de equipo Ficha técnica de equipo Ultimo reporte de inspección y prueba Desviación respecto al punto de calibración (tolerancia especificada por el fabricante,

cuando aplique) Desviación respecto la calibración de referencia Estadística de fallas en equipos similares Número de fugas o derrames provocados por falla de un equipo específico Reportes de Mantenimiento


Criterios

1. Criterios aplicados a los gases:

Gases Criterios

Estaciones de compresión: Inspección y prueba de dispositivos de alivio

Cada dispositivo de alivio de presión, excepto discos de ruptura, deberá inspeccionarse y probarse en intervalos que no pasen de 15 meses y al menos una al año, para determinar que operan de acuerdo a las condiciones de calibración

Cada dispositivo de paro, accionado remotamente, deberá inspeccionarse y probarse en intervalos que no excedan de 15 meses y al menos una vez al año, para determinar que funcionan adecuadamente

Estaciones de control y regulación de presión: Inspección y prueba

Cada estación de control de presión, dispositivos de alivio (excepto discos de ruptura), y estaciones reguladoras de presión y equipo, deberán inspeccionarse y probarse en intervalos que no excedan de 15 meses, al menos una vez al año, para determinar que cuentan con buenas condiciones mecánicas y de funcionamiento (punto de calibración).

Estaciones de control y regulación de presión: Prueba de dispositivos de alivio

Los dispositivos de alivio de presión (excepto los discos de ruptura), deberán probarse en sitio a intervalos que no excedan de 15 meses, y al menos una vez al año, para determinar que cuentan con la capacidad suficiente limitar la presión a un valor máximo establecido en las instalaciones

Mantenimiento de válvulas: Ductos de transporte

Cada válvula cuya operación pueda requerirse durante una emergencia, deberá inspeccionarse y operarse parcialmente, en intervalos que no excedan de 15 meses, o al menos una vez al año.

Mantenimiento de válvulas: Ductos de Distribución

Cada válvula cuyo funcionamiento sea necesario para la operación segura de un sistema de distribución, deberá verificarse en intervalos que no excedan de 15 meses, o al menos una vez al año

Mantenimiento de casetas

Las casetas que resguarden equipo de regulación y limitación de presión, con un volumen de 6 m3 o más, deberán inspeccionarse a intervalos que no excedan de 15 meses, o al menos una vez al año, para garantizar que están en buenas condiciones y con ventilación adecuada.


2. Criterios aplicados a los líquidos:

Líquidos Criterios

Mantenimiento de Válvulas

El operador deberá inspeccionar las válvulas de las líneas principales, cada 7 meses o una vez al año, para verificar su funcionamiento adecuado

Dispositivos de seguridad de

sobrepresión y sistemas de

protección de derrame.

El operador deberá inspeccionar y probar, en intervalos que no excedan de 15 meses, o al menos una vez al año, cada accesorio o componente de limitación de presión, válvulas de alivio, reguladores de presión y elementos del equipo de control de presión, para verificar que están funcionando adecuadamente, y se encuentren en buenas condiciones mecánicas, en cuanto a capacidad y confiabilidad

En el caso de válvulas de alivio en tanques, conteniendo líquidos muy volátiles, el operador deberá probar cada válvula a intervalos que no excedan de 5 años.

Inspección de tanques

El operador deberá inspeccionar, en intervalos que no excedan de 15 meses, o al menos una vez al año, todos los tanques que formen parte del proceso del sistema de ductos

Documentación

La información de los equipos instalados, reportes de operación y mantenimiento, reportes de incidentes, registros de investigación de incidentes, reportes de evaluaciones de fallas de equipo, reportes de inspección y pruebas, deberán quedar documentados en los formatos y bitácoras aplicables.

TIPO DE COSTURA Y FACTOR DE JUNTA Atributos de Amenazas

Tipo de Costura y Factor de Junta


Factor de junta: Es utilizado para establecer el esfuerzo máximo permisible para materiales, considerando la eficiencia de la unión soldada producida durante el proceso de fabricación. La Sociedad Americana de Ingenieros Mecánicos (ASME), desarrolló una ecuación para calcular la presión de operación permisible de un tubo, con base en el proceso de fabricación. Esta ecuación incluye la variable conocida como “Factor de Junta”, que se basa en el tipo de soldadura utilizada para crear la costura del tubo. Para un tubo sin costura se tiene un “Factor de Junta” de 1. Un tubo con junta traslapada tiene un Factor de Junta de 0.8. Las costuras realizadas con soldadura por resistencia eléctrica de baja frecuencia son susceptibles a la corrosión, agrietamiento e inadecuada unión de las costuras. Las uniones traslapadas tienen menor confiabilidad en comparación con las técnicas modernas para fabricación de tubos. Las costuras realizadas con Electric Flash son más susceptibles a la corrosión y agrietamiento, aunque en menor grado que las costuras por ERW. Estos parámetros están relacionados con la categoría de peligros por Defectos de Fabricación

Información Requerida

Material del Ducto Proceso de fabricación empleado Tipo de costura Factor de Junta utilizado

TIPO DE COSTURA Y FACTOR DE JUNTA Atributos de Amenazas

Criterios

Especificación de Material

Clase de Tubería Factor de

Junta Aplicación

ASTM A53 Sin costura 1 Gas y Líquidos

ASTM A53 Unión por resistencia eléctrica

(ERW) 1 Gas y Líquidos

ASTM A53 Unión traslapada por

calentamiento 0.8 Líquidos

ASTM A53 Unión a tope por calentamiento 0.6 Gas y Líquidos

ASTM A106 Sin costura 1 Gas y Líquidos

ASTM A 333/A 333M Sin costura 1 Gas y Líquidos

ASTM A 333/A 333M Unión por resistencia eléctrica


ASTM A381 Soldadura por arco sumergido

doble 1 Gas y Líquidos

ASTM A671 Soldadura por fusión eléctrica 1 Gas y Líquidos



API 5L Sin costura 1 Gas y Líquidos

API 5L Unión por resistencia eléctrica


API 5L Unión a tope por calentamiento

de bordes (Electric Flash) 1 Gas y Líquidos

API 5L Soldadura de arco sumergido 1 Gas y Líquidos

API 5L Unión traslapada por

calentamiento 0.8 Líquidos

API 5L Unión a tope por calentamiento 0.6 Gas y Líquidos

Otros Tubería mayor a 4 pulgadas(102

mm) 0.8 Gas

Registro de Datos

Los registros de diseño deben incluir información que justifique la selección del factor de junta, con base en los materiales y en proceso de fabricación aplicado en la tubería.

MATERIAL DEL DUCTO Atributos de Amenazas

Material del Ducto

Importancia en la Integridad del Ducto

La importancia del material del ducto radica en:

Capacidad para mantener la integridad estructural del ducto, bajo condiciones ambientales y de temperatura específicas.

Compatibilidad química con el producto que transporta y con otros materiales con los que permanecerá en contacto.

Cumplimiento de especificaciones escritas, que establecen los requerimientos químicos y de pruebas a que deberá someterse el material.

Esta información está directamente relacionada con las categorías de peligros por: “Defectos de Fabricación, Defectos en Soldadura / Fabricación, Clima y Fuerzas Externas”

Documentación Requerida:

Tipos y especificaciones de materiales Certificados de materiales del ducto (MTR) Características del producto transportado Parámetros y especificaciones de diseño Trazabilidad de materiales

Criterios

Descripción Ductos de Gas Ductos de Líquidos

Especificaciones de materiales Para Tubo de

acero

API 5L (1995) API 5L (1995)

ASTM A 53 (1995a) ASTM A 53 (1995a)

ASTM A 106 (1994a) ASTM A 106 (1994a)

ASTM A 333 / A 333M (1994) ASTM A 333 / A 333M (1994)

ASTM A 381 (1993) ASTM A 381 (1993)

ASTM A 671 (1994) ASTM A 671 (1994)

ASTM A 672 (1994) ASTM A 672 (1994)

ASTM A 691 (1993) ASTM A 691 (1993)

Otros que cumplan con los requerimientos del Apéndice B,

Parte 192

Especificaciones para tubo termoplástico y tubing

ASTM D 2513 (1995c) No aplica para líquidos

Especificaciones para tubo de plástico fraguado y

tubing ASTM D 2517 (1994) No aplica para líquidos

MATERIAL DEL DUCTO Atributos de Amenazas

Registro de Información

Los registros de diseño, planos de alineamiento, hojas de datos del producto transportado y registros de construcción, deben permanecer documentados para formar parte de la base de datos del segmento de ducto en evaluación.

NIVEL DE PROTECCION PARA TUBERIA EXPUESTA Atributos de Amenazas

Nivel de Protección para Tubería Expuesta

Importancia en la Integridad del Ducto Permite determinar el nivel de protección con que cuenta el ducto y sus instalaciones, ya que el factor de riesgo por actividades de terceros y daños provocados por vandalismo, se incrementa si la protección es deficiente o inexistente. Esta información tiene relación directa por amenazas por “Terceros”.


Separación del ducto respecto a vías de comunicación Encofrados de protección Condición de encofrados de protección Defensas para ductos ascendentes en instalaciones costa afuera Condición de cercas de protección Cantidad de Incidentes asociados a daños por terceros Cantidad de Incidentes de daños por vandalismo, incluyendo sabotaje y

terrorismo

Criterio

Se requiere que los ductos expuestos cuenten con protección contra daños accidentales, relacionados con el tráfico vehicular, vandalismo u otras causas. Para el caso de ductos ascendentes, la prevención de daños es principalmente contra golpes de embarcaciones o caída de objetos.

Registro de Datos

Los registros y documentos de diseño, construcción e instalación deben contar con la descripción de las provisiones tomadas para protección y seguridad al ducto y sus instalaciones. Los reportes de inspección del derecho de vía y celajes permiten identificar el grado de exposición de la instalación. La efectividad de la protección se deberá documentar con el registro de eventos y daños asociados al ducto ó sus instalaciones.

CELAJE Atributos de Amenazas

Celaje

Importancia en la Integridad

La importancia de esta actividad radica en la obtención oportuna de información de las condiciones en los alrededores del ducto, de tal forma que se puedan implementar las acciones preventivas o de respuesta para garantizar su integridad. Esta actividad se relaciona con el factor de riesgo de “Daños por Terceros”.

Obtención de Datos

Cambios en el uso de suelo Invasiones al DDV Incremento en las actividades de construcción en el DDV Manchas en los alrededores del DDV que pudieran ser indicios de fuga o

derrame Indicios de actividades de excavación Obstáculos que pudieran hacer inefectivo el celaje aéreo Obstáculos que pudieran dificultar la observación de manchas o señales de fuga Condición del señalamiento del DDV Falta de señalamiento Cambios en clase de localización Olor a gas

Criterios

Se requiere que el responsable del ductos implemente programas de celaje para inspeccionar los derechos de vía (DDV) que incluyan revisión de: condiciones del DDV, condiciones de la superficie, evidencias de derrames o fugas, actividades de construcción o agrícolas, invasiones, cambios en el uso de suelo, señalamiento y otros factores con el potencial de afectar la seguridad del ducto. La frecuencia de los celajes deberá considerar lo siguiente:

Ducto

Máximo intervalo entre Celajes

Cruzamientos con Carreteras, FFCC y ZAC

Otras Áreas

Ductos de Gas en Localizaciones Clase 1

y 2

No mayor a 7½ meses, pero al menos dos veces por año calendario

15 meses, pero al menos una vez cada año calendario


No mayor a 4½ meses, pera al menos 4 veces por año calendario

7½ meses, pero al menos dos veces por año calendario



4½ meses, pera al menos 4 veces por año calendario

Ductos para Líquidos Cada cruce de vías navegables debe ser inspeccionado al menos cada 5

años

3 semanas, pero al menos 26 veces cada año calendario

CELAJE Atributos de Amenazas

El celaje podrá realizarse de acuerdo a las siguientes modalidades:

Recorridos terrestres (a pie o en vehículo), del Derecho de Vía (DDV) Recorridos aéreos del DDV Otros medios

Los Recorridos, levantamientos e inspección detallada de fugas o derrames, se deberán realizar de acuerdo con la siguiente tabla:

Ducto Intervalo Observaciones

Gasoductos No mayor a 15 meses, pero al

menos una vez por año calendario

Gasoductos sin Odorante en localizaciones Clase 3

No mayor a 7½ meses, pero al menos dos veces por año

calendario

Se deberá utilizar equipo para detección

de gas

Gasoductos sin Odorante en localizaciones Clase 4


Se deberá utilizar equipo para detección

de gas

Ductos para Hidrocarburos Líquidos

3 semanas, pero al menos 26 veces cada año calendario

Registro de Datos

Los reportes de inspección de la condición del derecho de vía, operación y mantenimiento, acciones correctivas implementadas, reparaciones concluidas y de respuesta a emergencias, deberán quedar documentadas. Se deberá medir y documentar la efectividad de las actividades de celaje, mediante las acciones de respuesta a los hallazgos reportados, por ejemplo, reparaciones realizadas, reposición del señalamiento, inspecciones programadas, etc.

Vandalismo Atributos de Amenazas

Vandalismo

Importancia Son actos intencionales contra los ductos y/o sus instalaciones que pueden afectar la integridad. Es importante documentar el nivel de protección del ducto y sus componentes, para determinar el grado de vulnerabilidad a actos vandálicos. Esta actividad es considerada como una modalidad del factor de riesgo por “Terceros”

Obtención de Datos de:

Instalaciones y segmentos expuestos Tipo de protección física Condición de protección Reportes de vandalismo Daños ocasionados Componentes dañados Fechas de ocurrencia Número de eventos Localización Reparaciones realizadas

Criterios

Se requiere que las válvulas necesarias para la operación segura de los ductos, las estaciones de bombeo, y las trampas de diablo cuenten con la protección suficiente, para garantizar la operación continua del ducto. Se deberá inspeccionar el funcionamiento de las válvulas al menos dos veces por año, en intervalos que no excedan 7.5 meses.

Registro de Datos

Los registros de diseño, reportes de celaje, inspecciones del ducto, inspección de condición del derecho de vía, deberán documentar contener información de las instalaciones expuestas, nivel de protección con que cuentan, eventos de vandalismo documentados y respuesta a los mismos.

PROGRAMAS DE EDUCACION A LA POBLACION Atributos de Amenazas

Programas de Educación a la Población

Importancia La efectividad de un programa de educación dirigido a la población, radica en sus objetivos, siendo uno de los principales informar sobre la ubicación de los ductos, para resguardar su integridad de manera conjunta con el operador. Este tipo de programas permite reducir el potencial de “Daños por Terceros”, ya que la población aledaña se convierte en aliado y vigilante de las condiciones del ducto y sus instalaciones.

Obtención de Datos

Grado de implantación del programa; por ejemplo, disponibilidad de un programa vigente, cumplimiento con alguna normatividad de referencia, avances con respecto a su implementación y madurez, actualizaciones, etc.

Alcance logrado, por ejemplo, a que niveles de la población está dirigido Facilidad de entendimiento, por ejemplo, medios de difusión, involucramiento de

la población y autoridades, actualizaciones, beneficios, etc. Reacción y aceptación del programa, por ejemplo, notificaciones, interrupción de

actividades con potencial de dañar el ducto, etc. Simulacros, número de eventos provocados por terceros, reacción de la

población, participación de entidades durante emergencias, etc.

Criterios

Se requiere que se establezca un programa continuo de educación a la población, que incluya clientes, contratistas, público en general y organizaciones gubernamentales, para crear conciencia de las características de los sistemas de ductos y los riesgos asociados en su operación. El programa podrá ser tan amplio como se requiera, para cubrir todas las áreas por las que se desarrolla el ducto. El programa debe estar en un lenguaje sencillo y accesible para la población que habita en el entorno de los ductos. El programa deberá contemplar:

Sistema de “Llamada de Notificación”, para reportar actividades sospechosas que

puedan traducirse en algún daño en el ducto Información sobre los posibles riesgos asociados con fuga o derrame intencional

o accidental, proveniente del ducto Señalamiento físico cuando se presenta un derrame o fuga Instrucciones de seguridad en caso de un derrame o fuga, Reporte de eventos

PROGRAMAS DE EDUCACION A LA POBLACION Atributos de Amenazas

Los métodos de comunicación deben incluir lo siguiente:

Contacto personal: Puerta por puerta, telefónico, reuniones con grupos comunitarios, eventos comunitarios, simulacros de respuesta a emergencias.

Material impreso por correo, folletos, cartas, mapas de ductos, volantes, etc. Comunicación masiva: TV, radio, periódicos y revistas, anuncios pagados. Medios electrónicos: Videos, CD, correos electrónicos, Internet

Es recomendable que la aplicación de estos métodos sea cada uno ó dos años.

Registro de Datos

Encuestas para medir la cantidad de gente informada del programa Cuestionarios para medir el grado de entendimiento del programa Conteo de llamadas de notificación Auditorias al programa por terceros

Los registros generados durante la aplicación del programa, deberán conservarse de acuerdo con el procedimiento de administración de documentos del operador del ducto. Se deberá mantener por lo menos 5 años el registro correspondiente de los resultados de las mediciones realizadas.

FUERZA EXTERNAS Atributos de Amenazas

Fuerzas Externas

Importancia en la integridad de ductos Tiene relación directa con el ambiente y fenómenos naturales, principalmente. Aún y cuando estadísticamente, las fuerzas externas causan pocas fallas en los ductos, sus consecuencias pueden ser de gran magnitud, una vez que se presentan, teniendo grandes volúmenes de fuga o derrame de producto. Esta categoría también incluye: vibraciones inducidas por maquinaria pesada, trenes, camiones, autobuses, movimientos de suelo, derrumbes y explosiones. Estas condiciones están relacionado con las categorías de peligros asociados a: Clima y Fuerzas externas, Defectos de Soladura / Fabricación, y Fatiga Cíclica.

Obtención de Datos

Especificaciones de diseño Documentos de construcción e instalación del ducto Nivel de protección para las instalaciones superficiales Incidentes por deslizamientos de suelo Incidentes por movimientos de suelo Incidentes por terremotos y/o temblores Incidentes por hundimientos de terreno Incidentes por lluvias intensas e inundaciones Incidentes por expansión o contracción térmica Incidentes por huracanes Incidentes por licuación del lecho marino Incidentes por corrientes intensas Incidentes por socavaciones de la ribera de ríos Incidentes por deslaves Incidentes por vibraciones inducidas por maquinaria pesada, trenes o camiones

operando en las inmediaciones del ducto Movimientos del suelo por congelamiento de las capas superficiales. Incidentes por a rayos Incidentes por congelación de instrumentos Incidentes por vientos intensos Incidentes por accidentes o incendio en instalaciones industriales cercanas al

ducto Incidentes causados por impactos de vehículos al ducto

Criterios

Se requiere que para el diseño y construcción de ductos, el operador identifique, evalúe y consideren las condiciones geotécnicas y eventos meteorológicos anticipados, y que

FUERZA EXTERNAS Atributos de Amenazas

los ductos sean provistos con la adecuada protección para contrarrestar los efectos de las fuerzas y cargas externas identificadas. En los casos en que los ductos no puedan ser diseñados para soportar cada eventualidad posible, se deben disponer mecanismos para controlar o mitigar el peligro potencial. Ejemplo: Instalación de válvulas en cada lado de una línea de falla sísmica.

Registro de Información

Se deberá mantener documentación del diseño, construcción e instalación, para establecer su relación con los impactos que pudieran tener las fuerzas externas sobre la integridad del ducto. Los reportes de inspección de derecho de vía, de inspección del ducto y de incidentes deberán formar parte de la información que permita integrar la base de datos para la evaluación de este factor de riesgo.

TIPO Y CONDICION DEL RECUBRIMIENTO Atributos de Amenazas

Tipo y Condición de Recubrimiento

Importancia en la Integridad de Ductos Los ductos enterrados están expuestos a la corrosión exterior y agrietamiento inducido por corrosión (SCC), principalmente, cuya intensidad varía según el tipo de recubrimiento y eficiencia de la protección catódica. El recubrimiento es particularmente sensible a daños provocados por su entorno. La siguiente tabla proporciona algunos ejemplos de tipos de recubrimientos y su exposición a diferentes medios de ataque o degradación.

Tipo de Recubrimiento

Factores de Riesgo relacionados con el Tipo de Recubrimiento

Asfalto / Alquitrán de Hulla

Se deteriora con la edad debido a oxidación y agrietamiento

El recubrimiento sufre daños provocados por esfuerzos del suelo

La calidad del recubrimiento se afecta cuando se aplica a bajas temperaturas

Tiene limitaciones ambientales de uso

Se le asocia con agrietamiento asistido por corrosión bajo esfuerzo

Cinta Termo-contráctil (dos capas)

Poca resistencia al esfuerzo cortante

Se le asocia con agrietamiento asistido por corrosión bajo esfuerzo

Inhibe el sistema de protección catódica

Los adhesivos están sujetos a la biodegradación

Polietileno expandido (dos capas)

Rango limitado de temperatura

Poca resistencia a esfuerzos cortantes

Epóxico adherido por fusión (FBE)

Baja resistencia a impactos o golpes

Alta permeabilidad y absorción de humedad

Polyotefin (tres capas)

Susceptible a abultamientos por soldadura

Es importante monitorear la condición del recubrimiento, ya que se deteriora con el paso del tiempo, condiciones ambientales o por deficiencias en los métodos de aplicación. El recubrimiento también puede estar expuesto a daños provocados durante las actividades de construcción, instalación u operación, por ejemplo: daño ocasionado por el material de relleno en la zanja, golpes provocados por el efecto “Stinger” en condiciones costafuera, etc.

TIPO Y CONDICION DEL RECUBRIMIENTO Atributos de Amenazas

En el caso de ductos lastrados, normalmente están expuestos a daños por instalación y operación. El lastre de concreto también está expuesto a daños ocasionados por caída de anclas ó amarres de embarcaciones. Estas condiciones están relacionados con factores de riesgo por “Corrosión Externa” y “Agrietamiento Asistido por Corrosión Bajo Esfuerzo” (SCC).

Integración de Información

Identificación del segmento de ducto Tipo de recubrimiento Condición de recubrimiento Acciones correctivas Registro de daños

Criterios

No existen normas o estándares dentro de la industria que establecen criterios específicos respecto a los tipos de recubrimiento y su aplicación para ambientes específicos, sin embargo, se requiere que la selección del recubrimiento externo considera su resistencia, propiedades de adherencia y capacidad para no degradarse en el ambiente en donde se encuentra, de tal forma que se proporcione la protección suficiente para la vida de servicio del ducto.

Registro de Datos

Los registros de diseño deben proporcionar información del tipo de recubrimiento exterior, con base a su resistencia, propiedades de adherencia y condiciones ambientales durante su operación. Los registros de inspección, reparación y mantenimiento, deben reflejar la condición del recubrimiento, para poder integrarse a la base de datos de programa de administración de integridad.

NIVEL DE ESFUERZO DE OPERACION Atributos de Amenazas

Nivel de Esfuerzo de Operación (% SMYS) Importancia en la Integridad de Ductos El fenómeno de la corrosión se presenta independientemente del nivel de esfuerzos a que se encuentra sometido el ducto durante su operación. Sin embargo, la evolución de una anomalía relacionada con la corrosión, se puede manifestar como fuga o ruptura. Existen estudios comparativos de Fugas vs. Ruptura, para aceros de bajo esfuerzo en ductos de transmisión de gas (Battelle Memorial Institute, Reporte GTI GRI-00/0232), en donde concluyen que el escenario más crítico de nivel de esfuerzos, que facilita la transición de una anomalía a fuga o ruptura, es por encima del 30% del SMYS. En comparación con defectos mecánicos, las rupturas pueden ocurrir en ductos operando por debajo del 30% del SMYS, aunque con una probabilidad muy baja, ya que se debe presentar una combinación de los siguientes factores:

Los defectos deben ser de gran longitud Los defectos deben ubicarse axialmente a lo largo del tubo Los defectos deben tener entre el 80% y el 90% de pérdida de espesor de pared El tubo debe tener una dureza baja

A continuación se proporcionan las definiciones aplicables para Fuga y Ruptura Fuga – Defecto que no crece en forma inestable a lo largo o alrededor del tubo cuando este atraviesa la pared del material. Ruptura – Crece en forma inestable a lo largo o alrededor del tubo, colapsando el material. La importancia del Esfuerzo Mínimo Especificado de Cedencia (SMYS), se relaciona con la consecuencia de un defecto, dependiente del tiempo, pueda provocar fuga o ruptura provocada por el esfuerzo de operación. Esta condición se relaciona con factores de riesgo de “Corrosión Interior”, Corrosión Exterior y “Agrietamiento Asistido por Corrosión Bajo Esfuerzo” (SCC)


Histórico de nivel de esfuerzos de operación del ducto

Criterios

Esfuerzo de cedencia utilizado para el diseño de ducto. Para el caso de ductos de gas, el SMYS se basa en la clase de localización, principalmente.

NIVEL DE ESFUERZO DE OPERACION Atributos de Amenazas

Registro de datos

La documentación del diseño debe incluir la justificación para la selección del esfuerzo de cedencia mínimo especificado. Los registros de operación deben documentar el nivel de esfuerzos de operación del ducto (Histórico).

PRUEBA DE PRESION Atributos de Amenazas

Prueba de Presión

Importancia en la Integridad de Ductos Las pruebas hidrostáticas o de presión se realizan para:

Verificar la integridad o existencia de defectos en ductos nuevos Verificar la integridad de ductos existentes, por cambio de servicio, de clase de

localización o presencia de defectos que se puedan traducir en falla súbita Revelar la presencia de defectos que pueden poner en riesgo la integridad del

ducto

En PEMEX, este tipo de pruebas es una práctica común para ductos nuevos o por cambio de servicio. Esto se debe principalmente a que en el sistema de ductos de PEMEX, no se cuenta con la redundancia suficiente para sacar de servicio el tramo o segmento a ser probado. De esta forma, las pruebas de presión tienen como objetivo principal, revelar defectos por fabricación o construcción, que con el paso del tiempo puedan fallar. Aunque la prueba de presión tiene sus limitaciones en la identificación de defectos, es un método muy eficiente para mitigar la degradación de la integridad, durante la vida de servicio del ducto. Con este tipo de pruebas se pueden identificar defectos asociados a factores de riesgo por “Corrosión Exterior”, “Corrosión Interior”, “Agrietamiento Asistido por Corrosión Bajo Esfuerzo”, “Materiales” y “Fabricación / Construcción.


Reportes de pruebas de presión, incluyendo cuando menos la siguiente información, para que forme parte de los modelos de riesgo:

Características de la prueba de presión Duración de la prueba Defectos identificados Reparaciones requeridas

Criterios

Especificaciones y características de las pruebas de presión para ductos, antes de iniciar operación y después de concluidas las reparaciones (cuando aplique).

Registro de Datos La información derivada de estas pruebas, debe formar parte de la base de datos de los modelos de evaluación de riesgo.

EDAD DEL DUCTO, TEMPERATURA DE OPERACIÓN Y PROXIMIDAD A ESTACIONES DE COMPRESION


Edad del Ducto, Temperatura de Operación y Proximidad a Estaciones de Compresión


Los atributos de un ducto, tales como:

edad, condiciones de operación y proximidad a una estación de compresión,

Se relacionan directamente con el factor de riesgo por agrietamiento asistido por corrosión bajo esfuerzo (SCC). La importancia de cada uno de estos atributos en la evaluación de factores de riesgo relacionados con fallas por SCC debidas a un valor alto de pH, o cercano al punto neutro, se basa en datos históricos, detallada en el estudio realizado por Michael Barker para la DOT/OPS/RSPA, y documentado en el reporte DTRS56-02-D-70036, misma que puede resumirse de la forma siguiente:

Edad – Si la edad del ducto es mayor a 10 años, entonces este atributo se convierta en un factor de riesgo.

Condición de Operación – Con base a datos obtenidos en laboratorio y campo, la reducción de la temperatura de operación, reduce la probabilidad de que se presente o propague el fenómeno de SCC. Si la temperatura de operación del ducto es mayor a 38ºC, este atributo se considera como detonador de riesgo.

Proximidad a una Estación de Compresión – Existen datos de la industria que indican que la presencia de grandes fluctuaciones en el nivel de esfuerzos, por la cercanía a una estación de compresión, junto con altas temperaturas en las condiciones de operación, pueden favorecer el desarrollo de SCC. Una distancia menor o igual a 32 Km, entre un segmento y una estación de compresión, se considera factor de riesgo.


Fecha de Instalación Historial de condiciones de operación Proximidad a una estación de compresión Historial de pruebas hidrostáticas que revelen fallas relacionadas con SCC Tipo de recubrimiento externo

EDAD DEL DUCTO, TEMPERATURA DE OPERACIÓN Y PROXIMIDAD A ESTACIONES DE COMPRESION


Criterios

Se debe considerar como factor de riesgo por SCC, cuando:

El esfuerzo de operación > 60% SMYS

La temperatura de operación > 100F

La distancia de separación a una estación de compresión 32 Km.

La edad 10 años El sistema de recubrimiento es diferente al epóxico adherido por fusión (FBE)

Integración de Base de Datos Los registros de diseño, operación, mantenimiento, y de evaluaciones de SCC, deben formar parte de la base de datos del modelo de riesgo del segmento de ducto a ser integrado al esquema de administración de integridad.

CURVAS CON ARRUGAS Atributos de Amenazas

Curvas con Arrugas Importancia en la Integridad de Ductos Antes de que las regulaciones de seguridad para ductos que transportan líquidos peligrosos entraran en vigor en 1970, se instalaron en ductos secciones de tubo curvadas en campo con arrugamiento. Aunque actualmente esta práctica no está permitida en ductos para líquidos, continúa permitiéndose en ductos para gas que operan a menos del 30% SMYS, en la medida que cumplan con los criterios de dimensión establecidos en ASME B31.8. La justificación principal para la presencia de curvas en un ducto, es el cambio de dirección. Las curvas en el ducto pueden estar sujetas a movimientos del suelo, expansión y presión, causando fuerzas adicionales en el ducto, que pueden provocar arrugas en el material de la tubería. Estas fuerzas dependen del radio de curvatura, profundidad del ducto, temperatura de operación y características del suelo. La construcción de curvas en campo, implica algunos problemas en la integridad, tales como los siguientes:

Areas trabajadas en frío Incremento de esfuerzos Daños en costuras de soldadura longitudinal, dependiendo de su ubicación

respecto a las curvaturas Efectos sobre el material por la temperatura aplicada

Estos atributos están relacionados con el factor de riesgo por “Defectos por Fabricación / Construcción”

CURVAS CON ARRUGAS Atributos de Amenazas

Para evaluar la contribución al riesgo de curvas con arrugas, se deberá tomar en cuenta lo siguiente:

Inspección visual, caracterización y dimensionamiento de la curva en el ducto Fuerzas a las que estará sujeta la sección de la curva, como resultado de su

ubicación, incluyendo rangos de temperatura, radio de curvatura, profundidad a la que queda enterrada y características del suelo


Fecha de Instalación Ubicación Rango de temperaturas durante su construcción Especificaciones de materiales Rango de temperatura de operación, radio de curvatura, profundidad del colchón

de cobertura y características del suelo

Criterios

Para gasoductos con curvas arrugadas, la presión de operación deberá mantener un esfuerzo circunferencial de un máximo del 30% del SMYS. Para los ductos con curvas arrugadas se deberán verificar los siguientes aspectos:

Verificar que la curva no tenga aristas filosas Que la separación entre arrugas en la parte inferior de la curva, sea de al menos

un diámetro de la tubería. Para ductos de 16 pulgadas de diámetro ó mayores, la curvatura no podrá

aceptarse con deflexiones mayores de 1.5 grados por cada doblez Para ductos con costura longitudinal, se deberá tratar de que la costura

permanezca lo más cerca posible del eje neutro del doblez. En ductos para transporte de hidrocarburos líquidos no están permitidas las curvas con arrugas.

Registro de datos

Los registros de diseño y construcción deberán formar parte de la base de datos de los modelos de riesgo, además de que se integren a las herramientas de soporte del proceso de administración de integridad (@DitPEMEX y SAP).

COPLES Atributos de Amenazas

Coples y Conexiones Importancia en la Integridad de Ductos Los coples se utilizan en los ductos para la unión de diferentes tramos de tubería. Normalmente se utilizan en tramos de tubería superficial. Las principales causas de riesgo, asociadas con la instalación de coples en ductos se refieren a fallas por los sellos. El proceso de instalación debe evitar la inducción de esfuerzos residuales en el cople.

Estas características influyen en el cálculo del factor de riesgo por “Defectos de Soldadura / Fabricación”


Datos de diseño y construcción de conexiones Certificados de materiales para coples y conexiones Hojas de datos de coples y conexiones

Criterios

Práctica industrial estándar o recomendaciones del proveedor

Registro de Datos

Los registros de diseño y construcción y procedimientos de instalación, deben formar parte de la base de datos del modelo de riesgo del segmento de ducto y permanecer disponible para actualizar la ASP, en los elementos que aplique.

HISTORIAL Y REPORTE DE FUGAS DERIVADAS DE DAÑOS INMEDIATOS Atributos de Amenazas

Historial de Fugas y Reportes de Daños Asociados Importancia en la Integridad de Ductos

Se refiere a la disponibilidad del historial de fugas para un ducto específico, durante un periodo de tiempo determinado. Las fugas o derrames representan la consecuencia de cualquier peligro o categoría de peligro. Para el caso de ductos, el historial de fugas o derrames, está altamente influenciado por factores de riesgo por “Corrosión Interior”, “Corrosión Exterior” y “Daños por Terceros” Es importante que el historial de fugas o derrames describa todas las causas, independientemente de su magnitud, ya que está información permite identificar claramente las amenazas recurrentes para cada segmento de ducto. Algunas fugas o derrames se presentan como resultado de daños provocados por actividades de terceros, principalmente durante excavaciones realizadas con maquinaria pesada, vehículos en movimiento o caída de objetos sobre el ducto. Es importante considerar que también se presentan situaciones en las que el ducto es impactado o rozado por maquinaria o equipo de excavación, arrastre de anclas, redes de pesca, amarres de embarcaciones, objetos en movimiento o caída de objetos, que no provocan una fuga o derrame inmediato. Los daños provocados por estas acciones pueden ser rasgaduras, abolladuras, raspaduras y fisuras, que con el paso del tiempo se degradan o crecen, causando falla súbita, principalmente cuando se trata de defectos combinados.


Se deberá integrar como mínimo la siguiente información:

Fecha de Instalación del ducto Número de fugas / derrames Ubicación de la fuga / derrame Causa asociada a la fuga o derrame Acciones correctivas Caracterización de la fuga / derrame Pérdida de producto Producto recuperado

Criterios

Se requiere que el responsable del ducto realice inspecciones enfocadas a la detección de fugas o derrames, enfatizando en el registro y reporte, investigación de causas e integración al histórico del ducto.

HISTORIAL Y REPORTE DE FUGAS DERIVADAS DE DAÑOS INMEDIATOS Atributos de Amenazas

Los criterios para considerar el factor de riesgo debido a fugas por defectos dependientes del tiempo, se indican en la tabla siguiente:

Indicador de Riesgo Historial de Fugas (Defectos dependiente del

tiempo) – Ductos de Líquidos

Alto > 3 Derrames en los últimos 10 años

Bajo < 3 Derrames en los últimos 10 años

Las fugas o derrames normalmente son causados por terceros (independientes del tiempo). Sin embargo, también existe gran número de fugas asociadas a la corrosión.


Los registros de historial de fugas, reportes de inspección de fugas, reportes de investigación y evaluación de fugas, reportes de mantenimiento y reparación, deberán integrarse a la base de datos documental del ducto.

VELOCIDAD DEL FLUJO Atributos de Amenazas

Velocidad de Flujo Importancia en la Integridad de Ductos Una velocidad alta en el flujo, puede provocar el arrastre de impurezas y/o partículas contenidas en el producto transportado, causando erosión en las paredes internas del ducto. A diferencia, una baja velocidad de flujo en combinación con el perfil del ducto, provoca la acumulación de agua o sedimentos en los puntos bajos. Esta situación normalmente se presenta en condiciones de flujo intermitente, causando corrosión interior.


Velocidad del flujo Rango de velocidad para las condiciones operativas de diseño Perfil del ducto Tipo de producto transportado en el ducto Tipo de flujo (continúo ó intermitente) Material del ducto Periodos de interrupción del flujo Cambios en diámetro del ducto Registros de limpieza interior

Criterios

ASME B31.8, NACE de “Control de Corrosión Interior en Ductos de Acero y Sistemas de Tubería” Se debe considerar desde el diseño la presencia de este fenómeno, para controlar la velocidad del flujo dentro de un rango que permita minimizar la corrosión interior. El límite inferior del rango de velocidad de flujo debe permitir que las impurezas se mantengan suspendidas en el producto transportado, de tal forma que la acumulación de substancias corrosivas dentro del ducto sea mínima. El límite superior del rango de velocidad debe ser de tal magnitud, que los problemas de erosión, cavitación y abrasión, se mantengan al mínimo. En casos en los que se sospeche se acumula agua, sedimentos u otros productos corrosivos dentro del ducto, se deberán considerar e implementar procedimientos adecuados de limpieza interior.

VELOCIDAD DEL FLUJO Atributos de Amenazas

Integración de Base de Datos Los registros de diseño, planos del trazo y hojas técnicas del producto transportado, registros de operación y registros de mantenimiento, deben permanecer documentados en la base de datos del modelo de riesgo del ducto.

ESPESOR DE PARED DEL DUCTO Atributos de Amenazas

Espesor de Pared de la Tubería

Importancia en la Integridad de Ductos. El espesor de pared es un parámetro directamente relacionado con la integridad del ducto, ya que proporciona la resistencia principal, para soportar fuerzas y cargas externas e internas, a que puede estar sometido durante su vida de servicio. La pérdida de espesor en puntos específicos, representa indicios de corrosión (interior o exterior). Por esta razón, es importante que los programas de operación y mantenimiento, consideren el monitoreo del espesor, a través de inspección interior o aplicando pruebas no destructivas. Por lo general, durante la etapa de diseño se consideran factores de seguridad que implican un sobre espesor de pared, anticipando degradación o pérdida de metal, por las fuerzas o cargas a las que estará sometido el ducto. El sobre espesor de pared, también tiene como fin soportar impactos de terceros, protección en cruzamientos con vías de comunicación, etc. Este parámetro está directamente relacionado con los factores de riesgo por: “Corrosión interior”, “Corrosión exterior” y “Clima y Fuerzas Ambientales”.


Identificación y localización del segmento Espesores de pared de diseño Consideraciones de diseño para el cálculo del espesor Tipo de material Fuerzas y cargas externas de diseño Especificación y certificados de materiales del ducto Historial de mediciones de Espesor de pared Historial de fugas y registros de reparación y/o mantenimiento Planos “As-built”

Criterios

El ducto deberá contar con un espesor de pared suficiente para soportar las cargas y presiones externas a que puede estar sometido durante su operación y vida de servicio. Se deberá conservar registro del espesor de pared de los ductos, para identificar a tiempo cualquier pérdida de metal que implique cambios en las condiciones de operación o reparación inmediata.

Integración de Bases de Datos

La documentación del diseño, planos de trazo y bitácoras de mantenimiento, deben formar parte del archivo de cada ducto, para su integración en las bases de datos de los sistemas de administración de información y modelos de riesgo.

MONITOREO DE LA PROTECCION CATODICA Atributos de Amenazas

Monitoreo de la Protección Catódica


Los sistemas de protección catódica, tiene como objetivo prevenir o mitigar la corrosión causada por el entorno, por condiciones de suelos agresivos, humedad excesiva, daños en el recubrimiento provocados durante la instalación, etc. Uno sistema típico de protección catódica, se basa en la inyección de corriente directa a un voltaje muy bajo, para contrarrestar el flujo de corrientes naturales el ducto, donde no hay protección anticorrosiva o puntos donde el recubrimiento está defectuoso o dañado. Los sistemas de protección catódica que normalmente se aplican, tomando en cuenta las condiciones particulares de cada línea, son:

Sistema de Protección Catódica con ánodos galvánicos o de sacrificio Sistema de protección catódica por corriente impresa y camas anódicas.

Para el monitoreo del desempeño del sistema de protección catódica, se realiza el seguimiento de indicadores de Potencial Tubo/Suelo y Densidad de Corriente en Rectificadores. La protección catódica tiene influencia en el factor de riesgo por “Corrosión Exterior”.

Recopilación de Información

Reportes de lecturas de potenciales a intervalos cerrados (CIS) Reportes de lecturas de gradientes de voltaje directo(DCVG) Reportes de resistividad del suelo a lo largo de la línea Resistencia eléctrica efectiva del recubrimiento anticorrosivo aplicado Reportes de pruebas en cruzamientos con otras estructuras, para verificación de

interferencias que afecten el desempeño de los sistemas de protección catódica Reportes de datos de condiciones específicas (tales como suelo ácido o con

bacterias), a lo largo del suelo para identificar factores de deterioro del recubrimiento que puedan acelerar la corrosión exterior

Criterios

En ductos de transporte de gas se debe monitorear la corrosión exterior, mediante la inspección de las condiciones del recubrimiento en tramos enterrados o sumergidos. Para el caso de líquidos, aplicará el documento NACE RP0169-96.

Integración de Datos

La documentación de diseño y construcción, operación y mantenimiento, deberán estar disponibles, actualizados y controlados, de acuerdo al proceso de administración de integridad.

PROCEDIMIENTOS APROBADOS DE SOLDADURA Atributos de Amenazas

Procedimientos de Soldadura


Las soldaduras aplicadas en líneas de transporte deberán de hacerse de acuerdo a procedimientos calificados bajo estándares de API 1104 y ASME IX, con soldadores certificados y credenciales de respaldo vigentes. Con esto se garantiza la calidad en cuanto a la aplicación, terminado y propiedades mecánicas.


Procedimientos de soldadura (WPS) Calificación de procedimientos de soldadura (PQR) Resultados de pruebas no destructivas Resultados de pruebas mecánicas (tensión, doblez y limpieza) Especificaciones de soldadura Calificación de soldadores Identificación y trazabilidad de soldaduras

Toda esta información está relacionada con el factor de riesgo por “Fabricación / Construcción”.

Criterios.

La soldadura deberá realizarse con procedimientos calificados y soldadores certificados de acuerdo con los códigos API 1104 ó ASME Sección IX. La calidad de las soldaduras deberá verificarse mediante pruebas no destructivas, conservando los resultados de las mismas, como referencia del diseño.

Datos de Registro.

Los registros de fabricación, reparación y mantenimiento, incluyendo la calificación de procedimientos y de los soldadores, deberán conservarse como parte de la documentación del ducto y de la base de datos del modelo de riesgo correspondiente.

PRESION DE OPERACION Atributos de Amenazas

Presión de Operación

Importancia en la Integridad de Ductos La presión de diseño del ducto está en función del esfuerzo de cedencia, espesor de pared, diámetro nominal y factor de diseño de acuerdo al servicio o tipo de producto a ser transportado. Es importante asegurar que el ducto opera bajo límites de seguridad permisibles, tomando en cuenta los diferentes criterios aplicables, como son clase de localización, procedimiento de soldadura aplicado, presencia de defectos que limiten la presión, etc. Los cambios en la presión de operación, particularmente incrementos, pueden causar el desarrollo de defectos existentes, por lo tanto, cuando la presión cambia de forma tal que se ubique por encima de la presión histórica ó de la máxima presión permisible de operación (MAOP), se incrementa el riesgo de falla del ducto. Se considera que entre más alta es la presión, mayor es el factor de riesgo en la integridad de un ducto. Las variaciones de presión, o periodos intermitentes de operación, pueden provocar el desarrollo de defectos por fatiga o agrietamiento por defectos preexistentes. Este parámetro está relacionado con factores de riesgo por “Corrosión Interior”, “Fabricación / Fabricación” y “Fatiga”


Máxima Presión de Operación (MOP) Máxima Presión Permisible de Operación (MAOP) Historial de Presión de Operación Presión Histórica de Operación Variaciones de Presión Periodos intermitentes del ducto Registros de inspección interior del ducto

Criterios

La Presión de Operación de un segmento de ducto no deberá exceder ninguno de los siguientes valores:

La presión de diseño del elemento más débil en el segmento de ducto Ductos de Gas -- La presión a la que el segmento fue probado después de su

construcción, dividida por un factor de 1.5 para ductos de plástico. Para ductos de acero operados a una presión de 100 psi (7.04 kg/cm2) o mayor, el factor se obtendrá de acuerdo con la siguiente tabla:

PRESION DE OPERACION Atributos de Amenazas

Clase de Localización

Factores

Segmentos instalados antes de

12-Nov-1970

Segmentos instalados después

de 11-Nov-1970

Segmentos convertidos

1 1.1 1.1 1.25

2 1.25 1.25 1.25

3 1.4 1.5 1.5

4 1.4 1.5 1.5

Nota:

Para segmentos de ducto costa afuera instalados o convertidos después del 31 de Julio de 1977, que no se localizan en una plataforma, el factor es de 1.25, y para los que se localizan en una plataforma marina o en aguas navegables interiores, incluyendo ductos ascendentes, el factor es de 1.5. Se deberán mantener registros de la presión de operación máxima de cada ducto.

Registro de Datos Los registros de diseño, operación, mantenimiento e inspección deberán mantenerse documentados y controlados, con base a un plan de integración y administración de documentos emitido por el responsable de la operación del ducto.

CARACTERISTICAS DEL SUELO Atributos de Amenazas

Características del suelo

Importancia en la Integridad del Ducto La corrosividad del suelo depende de la corriente galvánica que pasa a través del material del mismo. Un suelo con alta resistividad tiende a resistir el flujo de electrones, favoreciendo en menor grado la corrosión. Es importante conocer y evaluar la resistividad del suelo y su análisis químico, para tomar decisiones respecto al tipo de recubrimiento y protección catódica más adecuada para prevenir el fenómeno de corrosión. La resistividad del suelo impacta, tanto en la distribución de la corriente, como en la efectividad del sistema de protección catódica. La textura del suelo puede afectar el recubrimiento y propiciar una corrosión prematura. La acidez del suelo puede atacar el recubrimiento e incrementar la velocidad de corrosión. El pH del suelo es una medida de la acidez ó alcalinidad del suelo. En una escala de 1 a 14, un pH de 7 se considera neutro. Los valores de pH mayores a 7 indican el grado de alcalinidad. Los valores de pH inferiores a 7 indican el grado de acidez. Este atributo está relacionado con el factor de riesgo por “Corrosión Exterior” Integración de Información

Identificación y localización del segmento de ducto Resistividad del Suelo o Grado de corrosividad Identificación de presencia de bacteria

Criterios

NACE STANDARD RP0502-2002. La siguiente tabla muestra los valores de la resistividad del suelo y el grado de corrosividad:

Resistividad del Suelo (ohm-cm)

Grado de Corrosión

0 – 500 Muy corrosivo

500 – 1000 Corrosivo

1000 – 2000 Moderadamente corrosivo

2000 – 10 000 Medianamente corrosivo

Superior a 10 000 Corrosión insignificante

CARACTERISTICAS DEL SUELO Atributos de Amenazas

Resistividad del Suelo (ohm-cm)

Grado de Corrosión

0 – 500 Muy corrosivo

500 – 1000 Corrosivo

1000 – 2000 Moderadamente corrosivo

2000 – 10 000 Medianamente corrosivo

Superior a 10 000 Corrosión insignificante

Rango de pH Características

Menor a 4.5 Extremadamente ácido

4.5 a 5.0 Muy fuertemente ácido

5.1 a 5.5 Fuertemente ácido

5.6 a 6.0 Medianamente ácido

6.1 6.5 Ligeramente ácido

6.6 a 7.3 Neutral

7.4 a 7.8 Ligeramente alcalino

7.9 a 8.4 Moderadamente alcalino

8.5 a 9.0 Fuertemente alcalino

9.1 ó mayor Muy fuertemente alcalino

Registro de Datos

Los registros de los estudios de resistividad de los suelos y análisis químico, que se hayan realizado para el tendido del ducto, deberán incluir mediciones de resistividad y pruebas de detección de bacterias, formando parte del archivo del ducto y su base de datos del modelo de evaluación de riesgo.

REGISTRO DE PRUEBAS NO DESTRUCTIVAS EN SOLDADURAS Atributos de Amenazas

Información de Pruebas No Destructivas en Soldaduras

Importancia en la Integridad de Ductos. La información de pruebas no destructivas realizadas a las juntas de soldadura durante la construcción del ducto (soldaduras circunferenciales), proporcionan evidencia de su limpieza e integridad, que debe ser evaluada y documentada en reportes elaborados por personal calificado y conservarse durante su vida de servicio. Las soldaduras en líneas en operación están sujetas a distintos efectos, causados por agentes internos o externos por el fluido transportado, agresividad del medio ambiente y eventos operativos que pudieran agravar o agrandar algún defecto presente en las soldaduras. Por lo anterior, la falta de esta información constituye un factor de riesgo en la integridad de las líneas. Esta información está relacionada con el factor de riesgo por “Fabricación / Construcción”.


Registros de trazabilidad de juntas de soldaduras de la línea Hojas de alineamiento Registros de pruebas no destructivas(RT, UT, MT, PT) Especificaciones de pruebas no destructivas Procedimientos de pruebas no destructivas Planos “As- built” Documentación de reparaciones en soldaduras. Procedimientos de reparación Historial de fugas Plan de inspección de soldaduras Trazabilidad de soldaduras

Criterios

Las soldaduras deberán inspeccionarse visualmente, complementadas con pruebas no destructivas realizadas por personal calificado, que aplique procedimientos aprobados, que incluyan criterios adecuados para asegurar su integridad y aceptación. Además de los resultados de las inspecciones, se deberá incluir en los reportes información de la cantidad de soldaduras examinadas, aceptadas y rechazadas, identificando su ubicación geográfica y hojas de alineamiento. Los reportes e información relacionada deberán conservarse durante la vida útil del ducto.

REGISTRO DE PRUEBAS NO DESTRUCTIVAS EN SOLDADURAS Atributos de Amenazas

Datos de Registro

Los registros de construcción, reparación y mantenimiento, planos “as built”, reportes de pruebas no destructivas y bitácoras de operación, deberán documentar, deberán formar parte del archivo del ducto durante su vida de servicio.

INSPECCION VISUAL Atributos de Amenazas

Reportes de Inspección en Excavaciones

Importancia en la Integridad del Ducto Se debe procurar que una excavación perturbe lo menos posible la condición de la superficie, proporcionando espacio suficiente para inspeccionar, maniobrar y reparar en los ductos. La excavación se realiza en sitios previamente seleccionados, con el propósito de destapar una sección del ducto para su inspección. Normalmente, la inspección incluye medición de espesores de pared del tubo, medición de la corrosión, aplicación de pruebas no destructivas, evaluación de la corrosividad del suelo, evaluación de la condición del recubrimiento del ducto e inspección de abolladuras o deformaciones provocadas por terceros. Este tipo de inspección es utilizada como parte de la Evaluación Directa de Corrosión Externa (ECDA) y tiene como objetivo obtener información para caracterizar defectos de corrosión que se sospecha estén presentes en el ducto, para validar los resultados de métodos de inspección indirecta. Esta práctica está relacionada con factores de riesgo por “Daños por Terceros” y “Corrosión Exterior”.


Ubicación e identificación del segmento de ducto Características del ducto (diámetro, espesor de pared) Ubicación del sitio de excavación Tipo de recubrimiento Condición de recubrimiento Tipo de producto transportado en el ducto Hallazgos de abolladuras o deformaciones Grado de corrosión del ducto Corrosividad del suelo Acciones correctivas realizadas Historial de eventos vinculados a daños por terceros Resultados de celajes Resultados de inspección interior

Criterios

Se deberá disponer de un procedimiento para realizar excavaciones en los puntos de inspección seleccionados, identificando previamente los sitios de excavación.

INSPECCION VISUAL Atributos de Amenazas

Se deberán implementar las medidas de seguridad apropiadas, antes de iniciar cualquier actividad de excavación (equipo de emergencia, incluyendo aparatos para respiración, arneses de rescate y líneas de rescate)

Datos de Registro

Los registros de planeación de actividades de excavación, reportes de inspección, reportes de celaje, registros de operación y mantenimiento, deberán formar parte de la documentación del ducto y controlarse y conservarse de acuerdo al programa de administración integridad del operador del Ducto.

DISPOSITIVOS DE MONITOREO DE CORROSION Atributos de Amenazas

Dispositivos para Detección de Corrosión

Importancia para la Integridad de Ductos

El monitoreo de la corrosión se realiza principalmente para evaluar condiciones en donde se anticipa se desarrolle corrosión de un sistema y así implementar las medidas de mitigación más adecuadas. En la práctica, el uso de cupones de corrosión es una de las herramientas más utilizadas para monitorear la corrosión interior, ya que proporciona resultados aceptables a un costo razonable y son fáciles de usar. La confiabilidad de la información depende del cuidado que se tenga en el manejo de los cupones y en la consideración de los parámetros de calibración aplicables. Además de los cupones de corrosión, existen otras técnicas para monitoreo de la corrosión interior, tales como: probetas eléctricas para monitoreo, niples de prueba, probetas de hidrógeno, probetas galvánicas, instrumentos de polarización, monitores de corrosión tipo resistencia, análisis químicos de las corrientes de proceso y mediciones no-destructivas de espesor de metal, inspecciones internas, registros de fallas por corrosión. Los cupones de corrosión son muestras que se colocan en el ducto y se caracterizan antes de exponerlas al medio de proceso. Posteriormente se analizan para detectar pérdida de material y otras variaciones en su condición original. Con los datos obtenidos se determina la velocidad de corrosión localizada o general. Entre mayor sea la cantidad de cupones instalados, mayor será el número de datos disponibles para establecer tendencias y cubrir mayor longitud del ducto. La velocidad de corrosión se calcula mediante la siguiente fórmula:

Corrosión Anual [micras] =

Pérdida de Peso del Cupón [gr] x 3.65 x 106

Área del Cupón [cm2] x Densidad del Material

[gr/cm3] x No. De Días de Exposición

Esta información influye en el cálculo del factor de riesgo por “Corrosión Interior”.


Tipo de dispositivo utilizado para monitoreo de corrosión Cantidad y ubicación de los cupones Procedimiento de retiro y análisis de cupones Resultados de análisis de cupones Programa de inyección de inhibidores de corrosión


Registros de fugas Registros de aplicación de recubrimientos internos (cuando sea aplicable) Procedimientos y reportes de condiciones operativas (máxima presión de

operación, patrones de flujo, temperaturas de operación) Registros de limpieza interior Resultados de análisis de sedimentos después de la limpieza Historial de servicio del ducto Planos “As-built” y trazo para identificación de zonas bajas y ubicación de

componentes de la línea. Resultados de análisis de muestras para verificar contenido de oxígeno disuelto,

HS2, pH, etc.

Criterios

Deberá evitarse transportar productos corrosivos en las líneas, a menos que previamente se identifiquen los efectos que tendrá y se tomen las medidas correspondientes de prevención, control y mitigación de la corrosión interna. Se deberán implementar las medidas necesarias para mitigar la corrosión interior, incluyendo programas de limpieza con diablos, inyección de inhibidores e instalación de cupones para monitoreo en los ductos. Los cupones deberán ser colocados en puntos previamente establecidos desde el diseño de la línea, tratando de anticipar los puntos más susceptibles de corrosión interior.

Ductos para Gas

Pruebas Frecuencia Criterio

Se deben instalar y verificar cupones u otros dispositivos para monitoreo de corrosión

interior.

Dos veces al año, pero en intervalos que no excedan de

un año

Efectividad de medidas tomadas para minimizar

corrosión interior

Ductos para Líquidos

Pruebas Frecuencia Criterio

Verificación de cupones de prueba u otros dispositivos

utilizados

Al menos dos veces al año o en intervalos no mayores de

7.5 meses

Eficiencia de los inhibidores de corrosión

utilizados

Inspección interior para buscar evidencia de corrosión interior

Cada vez que se cambie o reemplace una sección de tubo del ducto o cuando se

detectan indicios de corrosión interior que requieran atención o reparación

Resultados obtenidos del efecto del gas sobre el material de la tubería.


Se deberá realizar una instalación adecuada de los cupones de corrosión, estableciendo técnicas adecuadas de inspección y evaluación de parámetros e indicadores, para determinar un factor que refleje el grado de corrosión en el interior de la línea. La siguiente tabla presenta una clasificación cualitativa de las velocidades de corrosión en aceros al carbón para sistemas de producción de petróleo:

Velocidad Promedio de

Corrosión Velocidad de Corrosión Tipo

Picadura (Pitting)

Corrosión Milésimas / Año Micras / Año Milésimas / Año Micras / Año

Baja < 1.0 < 25 < 5.0 < 127

Moderada 1.0 – 4.9 25 - 126 5.0 – 7.9 127 - 201

Severa 5.0 – 10.0 127 - 254 8.0 – 15.0 202 - 381

Muy Severa > 10.0 > 254 > 15.0 > 381

También se deberán instalar estaciones de monitoreo en puntos específicos a lo largo del ducto, para tomar muestras representativas del producto y realizar su análisis correspondiente. Cuando se consideran los puntos anteriores para control y mitigación de la corrosión interior, se obtienen resultados confiables, que permiten sustentar las medidas de prevención más eficientes.

Integración de Registros de Corrosión

Los registros de diseño, operación y mantenimiento, y resultados de análisis de cupones, deberán formar la parte documental de las condiciones operativas del ducto, para su integración en la base de datos del modelo de riesgo.

DETECCION DE CORROSION MICROBIOLOGICA (MIC) Atributos de Amenazas

Fecha de Instalación

Importancia en la Integridad de Ductos. La instalación de un sistema de ductos, incluye gran variedad de materiales y equipo, que con el paso del tiempo, se van degradando y perdiendo sus propiedades y características originales, sobre todo cuando no se ha aplicado un programa de mantenimiento eficiente. Los ductos de mayor edad pueden presentar mayores problemas de corrosión, ya que la condición del recubrimiento se va deteriorando, dejando expuesto el metal a condiciones severas de degradación. Asimismo, los procesos de fabricación y construcción mejoran con el paso del tiempo, por lo que el conocer el año de instalación permite identificar el tipo y calidad del proceso utilizado en la fabricación del ducto. Esto es de gran utilidad cuando se cuenta con información estadística de los procesos que han sido utilizados en la fabricación y construcción de los ductos. Esta información contribuye en la probabilidad de falla por: Corrosión Interior y Exterior, SCC, Fabricación / Construcción y Clima y Fuerzas Externas.

Obtención de Datos

Identificación y localización del segmento Año de Instalación del ducto y/o segmentos Año de fabricación de la tubería Fecha de sustitución de segmentos

Criterios

Indicador de Riesgo Edad del Ducto (1)

Alto > 25 Años

Bajo < 25 Años

Nota: (1) Depende de la condición de corrosión, condición del recubrimiento y propiedades de la tubería y soldadura

Registro de Información Los registros de construcción, reparación y/o mantenimiento, deben formar parte de la documentación del ducto y mantenerse en las bases de datos de los sistemas aplicables de administración de información, para su actualización en los modelos de riesgo.

DETECCION DE CORROSION MICROBIOLOGICA (MIC) Atributos de Amenazas

Detección de Corrosión Microbiológica (MIC)

Importancia para la Integridad de Ductos.

La corrosión (exterior o interior), también puede ser provocada por la presencia de microorganismos o bacterias en la superficie interna o externa de los ductos enterrados o sumergidos. A este fenómeno se le conoce como corrosión microbiológica. Existen reportes en los que se indica que del 20 al 30% de las fallas en ductos por corrosión ha sido inducida y favorecida por la presencia de estas bacterias, en combinación con otros factores de corrosión, tales como fluido corrosivo, defectos en recubrimientos, condiciones operativas y daños por terceros. Este fenómeno favorece factores de riesgo de “Corrosión Interior” y “Corrosión Exterior”.

Obtención de Datos

Resultados de análisis de sedimentos después de limpieza Resultados de análisis de cultivo de bacterias en fluidos del ducto Resultados de análisis de muestras en corrosión MIC tomadas de las superficies

de pared del ducto afectado Resultados de análisis de probetas tipo EM

Criterios

ASME B31.8S, NACE TM194-94, API 1160 Se requiere que durante la evaluación de los peligros por corrosión, se considere el factor por corrosión microbiológica (MIC).

Registro de datos

Los reportes y registros de operación y mantenimiento, deben formar parte de la documentación de estudios o análisis realizados para identificar la existencia de corrosión microbiológica en el ducto.

PERFIL Y TIPO DE SUELO Atributos de Amenazas

Topografía y Tipos de Suelo (Pendientes, Proximidad con Cruzamientos con Cuerpos de Agua y Licuefacción de Suelos)

Importancia en la Integridad del Ducto Los suelos están formados de una combinación de diferentes tipos de materiales, como arena, grava, fango, arcilla, agua y aire. Las cantidades en que estos materiales se presentan, permiten determinan el grado de cohesión y resistencia del suelo. Los suelos cohesivos no se desmenuzan y son fácilmente moldeables cuando están húmedos y difíciles de romper cuando están secos. La arcilla es un material fino con alta cohesión. La arena y la grava son materiales de grano grueso, con poca cohesión, y a menudo se les conoce como suelos granulares. De manera general, entre más contenido de arcilla tenga un suelo, mayor será su grado de cohesión. Otro factor que influye en el grado de cohesión del suelo es el contenido de agua. Los suelos con alto contenido de humedad, se conocen como saturados y no tienen buena cohesión, y normalmente dificultan los trabajos de excavación. Los suelos con poco ó ningún contenido de humedad, se pueden desintegrar fácilmente durante trabajos de excavación. El ducto se verá afectado en su integridad, afectando su vida de servicio, por las condiciones que presente la topografía del terreno y el tipo de suelo en donde se encuentra. La topografía es importante también para poder evaluar las consecuencias potenciales de una fuga ó derrame, por lo que se debe tomar en cuenta las características del terreno alrededor del ducto, principalmente aquellas que pudieran permitir que el producto alcance alguna zona de altas consecuencias. La resistividad del suelo impacta tanto la distribución de corriente, como el desempeño del sistema de protección catódica. La textura del suelo puede afectar el recubrimiento y propiciar corrosión prematura. La acidez del suelo puede atacar el recubrimiento e incrementar la velocidad de corrosión. Aunque desde el punto de vista anterior, los suelos más estables son de tipo rocoso, en zonas con movimiento de suelos pueden llegar a dañar el recubrimiento.


Topografía Daño al Ducto

Pendiente Ascendente / Descendente

Los derrumbes que incrementan cargas sobre el ducto y desviación en su posición. Rebombeo y golpe de ariete, abrasión sobre las

paredes de la tubería del ducto.

Ríos y Cañadas

Los derrumbes y efectos de licuefacción de suelos, generan fuerzas externas e inestabilidad, por la saturación de agua (falla en los

elementos estructurales), además de favorecer la corrosión.

Pantanos

Este tipo de condiciones llegan a afectar la integridad y condición del recubrimiento, además de que dificultan el monitoreo de la corrosión y afectan el funcionamiento del sistema de protección

catódica.

Licuefacción de Suelos

Por su inestabilidad, estos suelos pueden causar asentamientos de gran magnitud, desvíos de la posición del ducto e incrementos en la

tasa de corrosión.


Identificación y localización del segmento de ducto Plano de trazo Caracterización del suelo a lo largo de la trayectoria Identificación y localización de ríos y cañadas Identificación y localización de pendientes Identificación y localización de pantanos Identificación y localización de cruzamientos

Criterios

Es necesario identificar la configuración y topografía del terreno en donde se aloja el ducto, principalmente aquellas localizaciones en donde se anticipe la afectación de una zona de altas consecuencias (ambiental y de población).

Tipos de Suelo Resistividad del Suelo

(ohm-cm)

Arena saturada con agua de mar 100 - 200

Lodo / Pantano 200 – 400

Arcilla 200 – 15,000

Arena y Grava 5,000 – 100,000

Arcilla mezclada con arena y grava 1,000 – 135,000

Esquisto 1,000 – 50,000

Roca 50,000 – 1,000,000

Piedra caliza 500 – 400,000


Tipo de Suelo

Características Comentarios Nivel de Riesgo

Roca Sólida

Muy estable

Las excavaciones en roca normalmente requieren del uso

de equipo de perforación y explosivos, para fracturar la

roca, volviéndola menos estable.

Bajo

Suelo Tipo A

Estable: arcilla, arcilla lodosa o arcilla arenosa

Un suelo no puede ser considerado tipo A, si presenta grietas o fisuras, o condiciones tales como: vibración inducida por tráfico pesado o equipos.

Esto se presenta cuando el suelo previamente ha sido modificado o excavado, o contiene estratos

de diferentes materiales, presencia de aguas subterráneas o exposición a congelamiento.

Medio

Suelo Tipo B

Poco Estable: Incluye suelos cohesivos y no-cohesivos. Los suelos que

pudieran clasificarse como tipo A, pero que presentan grietas o

fisuras, ó están sujetos a vibración, pueden ser

considerados como tipo B

Alto

Cieno ó fango, limo arenoso, suelos con contenido medio de

arcilla y roca inestable.

Suelo Tipo C

Muy Inestable. Cuando no se tiene la certeza

del tipo de suelo, se debe asumir suelo tipo C.

Alto


Los registros de diseño, construcción, operación y mantenimiento, planos topográficos y estudios del trazo del ducto, deberán integrar la base de datos del ducto, además de permanecer en constante monitoreo para detectar cambios o alteraciones.

FALLAS SISMICAS Atributos de Amenazas

Falla Sísmica


Tomando en cuenta la longitud de los ductos, se pueden ubicar en zonas con actividad sísmica, provocada por el fenómeno de tectónica de placas. Este fenómeno natural genera líneas de fallas sísmicas que llegan a afectar la integridad de los ductos, por la gran cantidad de energía liberada por la aceleración del suelo. Para los segmentos localizados en este tipo de suelos, se deben tener consideraciones especiales de diseño, para que resistan los impactos de los sismos. Esta característica del ducto, favorece el factor de riesgo por “Clima y Fuerzas Externas”


Identificación y localización del ducto Espesor y diámetro del ducto Especificaciones de diseño Plano de trazo Identificación y localización de fallas sísmicas Historial de eventos relacionados con actividad sísmica Zonificación sísmica

Criterios

Se deberán desarrollar factores específicos para cada segmento de ducto que se evalúe, incluyendo ubicaciones referentes a fallas sísmicas En caso de que el ducto pase ó se encuentre cerca de una línea de falla sísmica, se sugiere considerar un nivel de riesgo “Alto”, a pesar de las medidas de mitigación con que cuente.


Los registros de diseño, construcción, operación y mantenimiento, deberán formar parte de la documentación del ducto. El historial de actividad sísmica deberá integrarse a los modelos de evaluación de riesgo, para que se le proporcione un monitoreo continuo, que permita implementar medidas de prevención.

PERFIL DE ACELERACION DEL SUELO CERCA DE LINEAS DE FALLA Atributos de Amenazas

Perfil de Aceleración del Suelo Cerca de Líneas de Falla (Aceleración > 0.2 g)

Impacto en la Integridad del Ducto

Cuando se presentan movimientos en el suelo, la fuerza actuante sobre un ducto es igual al valor de la masa multiplicada, por la aceleración del suelo. Es importante conocer la aceleración del suelo utilizada en el diseño del ducto, ya que esto permitirá comparar con valores de movimientos de suelo identificados en las zonas aledañas al ducto.

Sismo Daño al Ducto

Oscilatorio o Trepidatorio

Fatiga en juntas, rupturas y desalineamiento, daños menores en obras de soporte.

Combinado

Dependiendo de su duración e intensidad, los daños pueden ser en juntas, falla de estructuras

(cimentaciones, puentes, trincheras), soportes, incremento de fuerzas externas (asentamientos del

suelo).

Obtención de Datos

Identificación y ubicación del ducto Perfil de aceleración utilizado en el diseño del ducto Plano del trazo Identificación y caracterización de zonas sísmicas

Registro de Datos

Los registros de diseño, construcción, zonificación de sismos y estudios para definir la ruta del ducto, deberán permanecer documentados y disponibles durante la vida de servicio del ducto.

PERFIL DE ACELERACION DEL SUELO CERCA DE LINEAS DE FALLA Atributos de Amenazas

Criterios Práctica de la industria

Aceleración > 0.20g Daño al Ducto

Zona Norte y Sur

A excepción de los estados que colindan con el Océano Pacifico, donde se tiene registrada gran actividad sísmica y por

lo regular no hay muchos ductos, en la parte central y del Golfo de México, la actividad sísmica es casi nula, por lo que

emplear una aceleración > 0.2g, proporciona cierto margen de seguridad en la integridad del ducto.

Zona Este

Los estados localizados en el Golfo de México prácticamente no tienen actividad sísmica, a excepción de los estados que

están localizados en la parte central cercana al eje volcánico, se debe utilizar una aceleración > 0.2g en el diseño del ducto.

Zona Oeste

En esta zona se presentan fallas por fatiga, colapso de la tubería y obras civiles, provocadas por la intensa actividad

sísmica. Se requieren estudios especiales y específicos para la construcción y diseño del ducto.

Zona Centro Se debe utilizar una aceleración > 0.2g y en algunas zonas se

deberán hacer estudios especiales, para evitar fallas de fatiga y reacomodo del ducto.

PROFUNDIDAD DEL COLCHON DE COBERTURA Atributos de Amenazas

Profundidad de la Capa del Material de Relleno

Importancia en la integridad del Ducto

La profundidad de la capa del material de relleno, es la medida de mitigación más importante, para asegurar que el ducto está debidamente protegido contra daños provocados por actividades de terceras partes, principalmente construcción y agricultura. Entre más profunda se encuentre, la tubería está más segura. Adicionalmente, se proporcionan protecciones adicionales de concreto, encofrados, cimentaciones, losas, etc., que junto con el colchón de protección, reducen el potencial de daños por terceras partes. Aunque el ducto pudo haber sido instalado con la profundidad de la capa del material de relleno especificada, la profundidad de la capa se modifica con el paso del, debido principalmente a fenómenos naturales y clima, que provocan erosión y transporte de materiales del suelo, principalmente.


Uso del suelo –clase de localización Profundidad – material de relleno sobre los ductos existentes Modelo del terreno – para monitoreo y pronóstico

Herramientas e Infraestructura Requeridas

Dada la importancia de la obtención información para contar con datos que permitan sustentar estudios y análisis, se debe aplicar tecnología que facilite la localización de los cambios identificados en las condiciones del ducto. El uso de sistemas de información geográfica proporciona una herramienta de visualización muy eficiente, además de facilitar análisis de casos y condiciones particulares para cada tramo de ducto.

Métodos para Obtención de Datos

Uso del suelo

Imágenes Satelitales Fotografía Aérea (fotografías digitales a color mayor de 0.3 Mega píxeles) Cartografía y mapas Datos de censos para la ubicación de clase


Análisis Utilizando Sistemas de Información Geográfica:

Arreglo e identificación de todos los ductos en donde el SMYS = 30% o mayor Desplegado de imágenes “Inspección en sitio” – digitalizado de parcelas que se usan para propósitos de

agricultura. “Inspección en sitio” del ducto – digitalizado de la información de clase de

localización (si todavía no está en la base de datos) Análisis tridimensional – para posibles rutas del producto durante un derrame

Profundidad de la Capa de Material de Relleno

Ubicación del ducto mediante localizador electrónico de ductos y GPS. Registro de lecturas de profundidad a determinados intervalos (15 m) y ubicación. Confirmación de las áreas de poca profundidad mediante pruebas Registro del uso de suelo como un atributo al punto de profundidad.

Equipo de Apoyo:

Navegación mediante GPS, localizador de ducto y mapas de banda. Lectura de profundidad a determinados intervalos. Descarga de datos del GPS al GIS Uso de GIS para organizar las profundidades sospechosas y carga de datos

ajustados nuevamente al GPS. Nueva navegación en el área de estudio; uso de probador manual para

confirmación de la profundidad electrónica.

Modelo del Terreno

Método:

Uso de instrumentos láser de exploración para capturar el terreno del corredor del ducto durante la inspección de profundidad de enterrado.

Equipos y Herramientas:

Para obtener una vista “as built” del corredor del ducto – Obtención de Datos iniciales

La actualización frecuente de este conjunto de datos proporcionará información sobre la tasa de cambio de la elevación de la pendiente

La tasa de cambio de la pendiente determinará el monitoreo operacional y las actividades de mitigación.


Criterios Los ductos para transporte de gas deberán instalarse y cubrirse como mínimo de acuerdo a la tabla siguiente:

Ubicación Terreno Normal Roca Consolidada

Localización Clase 1 762 mm (30”) 457 mm (18”)

Localización Clase 2, 3, y 4 914 mm (36”) 610 mm (24”)

Cunetas de drenaje de carretera pública y cruzamiento de Ferrocarril

914 mm (36”) 610 mm (24”)

Ríos y puertos 1219 mm (48”) 610 mm (24”)

Áreas costa afuera con tirante menor a 4 metros

914 mm (36”) 457 mm (18”)

Los ductos de transporte de hidrocarburos líquidos deben estar instalados y enterrados de acuerdo a lo especificado en la siguiente tabla:


Áreas industriales, comerciales, y residenciales

914 mm 36”) 762 mm (30”)

Cunetas de drenaje en las carreteras públicas y ferrocarriles

914 mm (36”) 914 mm (36”)

Zonas de seguridad de puertos de aguas profundas

1219 mm (48”) 610 mm (24”)

Cruce de vías de navegación interior con un ancho de por lo menos 30 metros entre

marcas de marea alta 1219 mm (48”) 457 mm (18”)

Áreas costa afuera tirante menor a 3.7 metros

914 mm (36”) 457 mm (18”)

Cualquier otra área 762 mm (30”) 457 mm (18”)

Nota: Se considera como excavación en roca cuando se requiere de detonación o remoción por medios equivalentes


Norma recomendada – Todas los ductos de transporte de gas y líquidos, deberán estar instalados y enterrados, tomando en cuenta lo siguiente:


Clase de localización 2, 3 y 4 al igual que áreas industriales, comerciales y

residenciales 914 mm (36”) 762 mm (30”)

Cuencas de drenaje en carreteras públicas y ferrocarriles

914 mm (36”) 914 mm (36”)

Zonas de seguridad de puertos de aguas profundas

1219 mm (48”) 610 mm (24”)

Cruce de vías de navegación interior con un ancho de por lo menos 30 metros de marca

de marea alta 1219 mm (48”) 457 mm (18”)

Áreas costa afuera con tirante menor a 4 metros

914 mm (36”) 457 mm (18”)

Clase de localización 1 y cualquier otra área

762 mm (30”) 457 mm (18”)

Nota: Se considera como excavación en roca cuando se requiere de detonación o remoción por medios equivalentes

Figura – Dimensiones Típicas para una Zanja

Ancho de la Parte Inferior de la Zanja

Dist.

Min. Cable de Fibra Óptica


Aunque no hay normatividad que explícitamente especifique inspecciones en la profundidad y condiciones de la capa del material de relleno, para mitigar daño por terceros, la mayoría de operadores cuentan con procedimientos de celaje que les permiten documentar cualquier cambio en las condiciones de esto. Es considerado como buena práctica inspeccionar regularmente la condición de la profundidad la capa del material de relleno de ductos operando por arriba de 30% del SMYS.

Registro de Datos

De preferencia, la información obtenida de estas actividades deberá integrarse a la base de datos del sistema de información geográfica y modelos de riesgo aplicables. El GIS se usa para desplegar la ubicación espacial de los ductos, específicamente el terreno para el uso de la agricultura y en donde la profundidad sea menor a 90 centímetros.

CALCULO DE ESFUERZOS INTERNOS ADICIONALES A LA CARGA EXTERNA Atributos de Amenazas

Esfuerzos Internos Adicionales a la Carga Externa El Esfuerzo Total No Debe Exceder el 100 % del Esfuerzo de Cedencia Mínimo

Especificado (SMYS) Importancia en la Integridad del Ducto

Es conveniente realizar un análisis de esfuerzos en el ducto, considerando cargas potenciales externas, provocadas por fenómenos naturales, tales como derrumbes, temblores, alteraciones en las propiedades del suelo, ya que estos factores llegan a afectar de manera significativa la integridad del ducto. En caso de que se tuvieran fuerzas potenciales externas, simultaneas a la presión interna del ducto, es importante que el nivel de esfuerzo (incluyendo presión interna y cargas externas concurrentes), no rebase el 100% del SMYS.


Identificación del segmento de ducto Esfuerzo de Cedencia Mínimo Especificado (SMYS) Nivel de esfuerzo de operación (%SMYS) Esfuerzo por cargas externas potenciales adicionales a la presión interna Nivel de esfuerzo interno (% SMYS), considerando las cargas externas

concurrentes con la presión interna.

Criterios

Cualquier carga externa, por ejemplo: Terremotos, vibración, expansión y contracción térmica, deberá considerarse desde el diseño del ducto, de ser posible. Las cargas externas anticipadas que actúen simultáneamente con la presión interna deberán ser consideradas para establecer espesor nominal de pared, de tal manera que se compensen estas cargas.

Registro de Datos

Los registros de diseño, operación y mantenimiento e inspección, deberán estar disponibles y formar parte de la documentación del ducto.

CONDICIONES DE CARGA Atributos de Amenazas

Condiciones de Carga


La fluctuación de cargas, ó la aplicación intermitente de cargas sobre algún material o componente estructural puede provocar efectos de fatiga cíclica. La fatiga se manifiesta como el deterioro progresivo del material o componente estructural durante el servicio, de tal forma que la ocurrencia de una falla puede darse a niveles de esfuerzo inferiores al esfuerzo último del material, de manera súbita. La fatiga es un fenómeno dinámico que se inicia con pequeñas fracturas en el material, que crecen en magnitud y si no se detectan a tiempo, pueden resultar en una falla de gran magnitud. Es muy importante que se identifique la existencia de condiciones de carga que pudieran dar origen a fatiga cíclica (sismos, vibración, expansión y contracción térmica, inundaciones, huracanes).

a. Carga aplicada en la dirección del eje

“y”

b. Carga aplicada en la dirección del eje “x”

c. Carga aplicada en la dirección del eje “z”

Figuras Esta información permite evaluar el factor de riesgo por “Fatiga Cíclica”

Obtención de Datos

Identificación del segmento de ducto Identificación cargas intermitentes sobre el ducto (ej. Flujo intermitente) Historial de la presión de operación Condiciones operativas Identificación de cambios en condiciones operativas Identificación y condición de puentes de suspensión Historial de movimientos de suelo

CONDICIONES DE CARGA Atributos de Amenazas

Criterios

Se deberán evaluar las condiciones de carga, por ejemplo: Incrementos de presión por encima de los valores históricos, incrementos de la máxima presión permisible de operación (MAOP), movimientos de suelo y condición de puentes de suspensión, que pudieran presentar un defecto o deformación por fatiga cíclica.

Registro de Datos

Los registros de diseño, planos de alineamiento, operación y mantenimiento e inspección, deberán estar disponibles y documentados en el Centro de Trabajo responsable del ducto.

MOVIMIENTOS DEL SUELO Atributos de Amenazas

Movimientos del Suelo

Importancia en la Integridad del Ducto Las fuerzas generadas en el movimiento de suelo por un sismo, se traducen en cargas cíclicas que producen efectos de fatiga en el ducto.

Movimientos del Suelo Daño a Ducto

Oscilatorio Las ondas sísmicas producen fatiga que con el periodo natural de la tubería - fluido, puede colapsar tramos

de tubería.

Trepidatorio Esfuerzos cortantes y de torsión que pueden llevan al

ducto a falla súbita de conexiones y tubería.

Mixto Fatiga en el ducto provocada por cargas cíclicas

producidas por el movimiento mixto y su periodo, provocando rupturas y desalineamiento del ducto.


Identificación del segmento de ducto Espesor de pared del ducto Cargas de diseño Registros de movimientos del suelo Historial de fallas por movimientos de suelo Condiciones de carga Historial de actividad sísmica

Criterios

Se deberán evaluar las condiciones de carga y efectos ocasionados por movimientos de suelo, que pudieran provocar un defecto o deformación.

Registro de Datos

Los registros de diseño, planos kilometreros, bitácoras de operación y mantenimiento, e inspección, deberán formar parte de la documentación del segmento de ducto de la base de datos del modelo de riesgo correspondiente.

CONDICION DE CRUZAMIENTOS SUPERFICIALES Atributos de Amenazas

Condición de Cruzamientos Superficiales


Cuando se requiere que el ducto libre obstáculos naturales, tales como ríos, cuerpos de agua, barrancas, etc., se construyen estructuras especiales, cuya robustez y dimensiones dependen del claro a librar y cargas inducidas por el ducto. También se utilizan este tipo de estructuras para librar cruzamientos con vías de comunicación, principalmente. La integridad de estos cruzamientos, tiene relación directa con la integridad del ducto, ya que le proporciona la resistencia necesaria para mantenerse estable y operando. Por esta razón, es necesario verificar que la condición de estas estructuras cumpla con los criterios de resistencia e ingeniería, para los que fue diseñado.

Cruzamientos Superficiales Elevados

Esta condición influye en el cálculo de factores de riesgo por corrosión exterior y fuerzas ambientales.

CONDICION DE CRUZAMIENTOS SUPERFICIALES Atributos de Amenazas

Causas Efectos Sobre la Condición de Puente en Suspensión

Fuerzas sísmicas Las ondas sísmicas producen fatiga en las juntas del puente, transmitiendo daños al ducto, pudiendo provocarle daños.

Fuerzas por viento Generación de fuerzas que incrementan los esfuerzos en el puente, causando daños a los elementos estructurales del

puente y el ducto, por el área expuesta.

Fuerzas por movimientos

oscilatorios de ducto - fluido

Debido al periodo natural que tiene la tubería-fluido, este movimiento puede igualarse con el periodo natural del puente, llegar al colapso y causar daños irreparables al

tramo del ducto, por efectos de resonancia.


Identificación del segmento de ducto Tipo de soportes Condición de soportes Registros de corrosión atmosférica de los elementos estructurales Registros de condición de operación del ducto Registros de condición de cables de suspensión Antecedentes de incidentes por vandalismo Registros de mantenimiento Resultados de inspección del ducto Tipo de producto transportado Evidencias de fatiga

Criterios

Es necesario que el responsable del ducto tome las medidas para prevenir y mitigar las consecuencias de una falla de ducto que pudiera afectar una zona de alta consecuencia. Esto incluye la detección de esfuerzos en el ducto, que pudieran ser originados por soportes inadecuados o en mal estado, cables de suspensión dañados, soportes sobre-esforzados, actos vandálicos y falta de mantenimiento.

Registro de Datos

Los registros de diseño, construcción, operación y mantenimiento, inspecciones de derechos de vía, antecedentes de vandalismo e inspecciones, deberán quedar documentados e integrados en la base de datos del modelo de riesgo correspondiente.

OPERACIÓN INCORRECTA Atributos de Amenazas

Operación Incorrecta

Importancia en la Integridad del Ducto.

Los errores humanos representan un factor crítico en la falla de equipos y ductos. Normalmente, este tipo de errores se refieren a operaciones incorrectas, falta de experiencia y habilidad en la función desempeñada, capacidad disminuida, falta de aplicación de procedimientos, etc. Existe el antecedente de eventos provocados por operación incorrecta, que pudieron haberse evitado con supervisión y disciplina operativa. Las operaciones incorrectas típicas en los sistemas de ductos, son el cierre de válvulas equivocadas, incrementos de presión o flujo, malinterpretación de algún parámetro o indicador, valoración inadecuada de alguna situación, exceso de tiempo en la toma de decisiones, etc. Todos estos aspectos deben formar parte de los atributos que se pueden presentar en una operación incorrecta, para que sean valorados en la condición de riesgo de cada segmento de ducto. La calidad de los procedimientos de operación, entrenamiento y calificación del personal, son aspectos muy importantes para reducir el riesgo por operación incorrecta.


La información que será necesario analizar para la evaluación del riego, deberá lo siguiente:

Fallas causadas por operación incorrecta. Calificación de personal operativo. Pruebas de alcohol y drogas del personal. Reporte de auditoría inmediata anterior Procedimientos de operación Reportes de mantenimiento y/o reparación.

Criterios

Los requisitos de calificación para nuevos operadores, deben establecer plazos y alcance, de acuerdo a las funciones que se van a desempeñar. El proceso de Administración de Integridad contempla la evaluación del personal involucrado en la operación y mantenimiento de los ductos, durante cada paso del ciclo. El proceso implica evaluar inclusive al personal responsable de recopilar información.

OPERACIÓN INCORRECTA Atributos de Amenazas

El responsable de la operación del ducto, debe contar con programas actualizados de capacitación, siguiendo las recomendaciones de ASP, manteniendo un censo de las habilidades de cada operador. Dado que el factor de error humano es complicado de medir, es necesario establecer métricas cualitativas que permitan identificar el nivel de competitividad de cada centro de trabajo y eliminar las brechas entre los mismos, para mantener una operación homogénea, en donde se tienda a reducir riesgo por operaciones incorrectas.

Requerimientos Recomendaciones Contenido

Programa de calificación inicial y

re-evaluaciones periódicas de habilidades de

Líquidos y Gases

ASME B31.8S recomienda evaluaciones

anuales.

· Identificación de actividades incluidas.

· Asegurar mediante exámenes al personal que estén calificados para realizar sus actividades

· Permitir a personas que no estén calificadas realizar actividades reguladas, siempre y cuando sean dirigidas y supervisadas por personal calificado.

· Comunicación de cambios que afecten actividades

· Identificar actividades e intervalos de evaluación de la calificación del personal involucrado

Programa de Auditorias con base al

ASME B31.8S

· Número de auditorías.

· Número de hallazgos por auditoria.

· Revisión y clasificación de hallazgo por severidad.

· Número de cambios y actualización de procedimientos por auditoria / revisión.

Integración de Base de Datos

Los registros y documentación de los Programas de Capacitación y Calificación del Personal, reportes de auditorías y exámenes médicos, deberán ser considerados para sustentar su integración a los modelos de riesgo de los ductos.

DAÑOS EXISTENTES Y RESULTADOS DE LA INSPECCION INTERIOR Atributos de Amenazas

Daños Existentes y Resultados de Inspección Interior

Importancia en la Integridad del Ducto.

Cuando un ducto es dañado por terceros, no necesariamente se presenta su falla al momento. Los daños típicos ocasionados por terceros son en la geometría del ducto, presentándose como deformaciones, abolladuras y rasgaduras, que no impiden que este siga operando por periodos largos de tiempo. Sin embargo, estos defectos al estar sometidos a las condiciones de operación del ducto, pueden fallar súbitamente. Los defectos combinados son considerados como lo más peligrosos para la integridad del ducto. Las rasgaduras en la superficie del ducto, modifican las condiciones de dureza del material, fragilizando su estructura y las abolladuras reducen la resistencia del tubo. Las abolladuras con concentración de esfuerzos (tipo V) poseen mayor riesgo para la integridad del ducto que aquellas con un perfil suave o uniforme. Es importante evaluar los resultados de la inspección geométrica que se haya realizado para detectar deformaciones en la estructura del ducto, para determinar su causa, ya que las que se ubican sobre el lomo del ducto, normalmente son causadas por terceros, mientras que las ubicadas en el fondo o en los lados, son producto de golpes a maniobras durante la etapa de instalación. Obtención de Datos

La información de este tipo de defectos es importante que sea considerada en la evaluación del riesgo, con base a lo siguiente:

Ubicación y localización del segmento de ducto Descripción y Geometría del daño. Profundidad de daño. Actividad de terceras partes en el área del ducto, con potencial de causar daños

de efecto retardado. Registros de incidentes de daños por terceros Resultados de inspección interior (diablo geometra e instrumentado) Registro de daños (abolladuras y rasgaduras) detectados en la mitad superior del

ducto Acciones correctivas

DAÑOS EXISTENTES Y RESULTADOS DE LA INSPECCION INTERIOR Atributos de Amenazas

Criterios

Indicador de Riesgo

Descripción

Alto Abolladura en el lomo del tubo (entre la posición horaria 4 y 8), con o sin indicación de pérdida de metal.

Medio

Abolladura con pérdida de metal o abolladura que afecte la curvatura del tubo en la soldadura longitudinal o circunferencial.

Abolladura con profundidad mayor al 6% del diámetro del tubo, aplicable para líquidos

Abolladura con profundidad mayor a 6 mm (1/4”) en tubería de 324 mm (12 ¾”) de diámetro exterior y menores o más del 2% del diámetro nominal del tubo para diámetros exteriores mayores de 324 mm (12 ¾”), aplicable para gas.

Fisuras confirmadas mediante excavación e inspección visual.

Rasgaduras mayores al 12.5% del espesor nominal.

Bajo

Cualquier parte en donde los datos reflejen un cambio desde la evaluación inmediata anterior (degradación).

Cualquier parte en donde los datos indiquen un daño mecánico que esté localizado en la mitad superior del tubo.

Cualquier parte en donde los datos indiquen anomalías de naturaleza abrupta.

Cualquier parte en donde los datos indiquen anomalías orientadas longitudinalmente.

Cualquier parte en donde los datos indiquen anomalías que están ocurriendo sobre una gran área de la tubería.

Cualquier parte con anomalías localizadas sobre o cerca de encamisados, cruzamientos y puntos con protección catódica deficiente.

Integración de Datos Los reportes y registros de inspección, operación y mantenimiento, reportes de reparaciones realizadas y reportes de celaje, deberán ser parte de la documentación del ducto durante su vida de servicio, quedando integradas al modelo de riesgo correspondiente.

INFORMACION DE AUDITORIAS Y REVISION DE PROCEDIMIENTOS Atributos de Amenazas

Información de Auditorias y Revisión de Procedimientos


La revisión de los procedimientos permite incorporar nuevos requisitos, o realizar actualizaciones para cumplir con nuevas referencias o normatividad. Estas revisiones, junto con la información de auditorías y acciones correctivas realizadas, permiten evaluar la consistencia de las modificaciones con los hallazgos detectados. Es importante que durante las revisiones se verifique lo siguiente:

Que los procedimientos contengan la información y datos relevantes de la seguridad del ducto.

Los procedimientos son apropiados para el tipo de ducto o instalación en particular, así como para su ubicación.

Los procedimientos son claros y fáciles de entender. El grado de contribución de los procedimientos hacia la seguridad del público.

Esta información influye en el cálculo del factor de riesgo por “Operaciones Incorrectas”


Identificación del segmento de ducto Revisión y actualización de procedimientos y fechas Historial de accidentes Resultados de auditorías y fecha de aplicación No-conformidades reportadas Acciones correctivas realizadas Resultados de mediciones de la efectividad de los procedimientos Registros de capacitación del personal para seguimiento de los procedimientos

Criterios

Los operadores de ductos deberán contar un manual de procedimientos específicos para la ejecución de las actividades de operación y mantenimiento normales, así como para el manejo de situaciones anormales y de emergencia. El manual deberá ser revisado y actualizado en intervalos que no excedan de 15 meses, o al menos una vez al año y deberán reflejar los cambios derivados de las revisiones. El manual deberá estar listo y disponible para su aplicación en los Centros de Trabajo antes del inicio de la operación del sistema de ductos.


Manual de Operación y

Mantenimiento Procedimiento Para: Aplicación

Operación y Mantenimiento en Condiciones

Normales

Reporte de construcción, mapas e historial de operaciones.

Gas / Líquidos

Acopio de información necesaria para reporte de accidentes / incidentes de manera oportuna y

efectiva.

Gas / Líquidos

Operación, mantenimiento y reparación del sistema de ductos de acuerdo con la normatividad aplicable

Gas / Líquidos

Identificación de instalaciones de ductos ubicados en áreas que requieren una respuesta inmediata del

operador para prevenir riesgos a la población en caso de que la instalación falle o sea operada

incorrectamente

Gas / Líquidos

Análisis causa raíz de accidentes Gas /

Líquidos

Minimizar el potencial de peligros identificados y recurrencia de los eventos analizados

Gas / Líquidos

Arranque y paro de cualquier parte del sistema de ductos, asegurando la operación dentro de los límites prescritos por la normatividad aplicable

Gas / Líquidos

Monitoreo de condiciones operativas Líquidos

Abandono de ducto Gas /

Líquidos

Minimizar la probabilidad de ignición accidental de vapores en áreas cercanas a instalaciones donde exista presencia de líquidos ó gases inflamables

Gas / Líquidos

Detección de condiciones anormales de operación Líquidos

Establecer respuesta conjunta con entidades gubernamentales, policía, bomberos y protección

civil, para responder ante una emergencia.

Gas / Líquidos

Revisión del trabajo realizado por el personal operativo para determinar la efectividad de los procedimientos de operación y mantenimiento

Gas / Líquidos

De seguridad y protección del personal durante excavación de zanjas

Gas / Líquidos

Mantenimiento de estaciones de compresión Gas

Arranque y paro de estaciones de compresión Gas

Control de la corrosión Gas /

Líquidos

Inspección y pruebas de rutina en recipientes tipo tubo, o tipo botella.

Gas


Operación en Condiciones Anormales

Respuesta, investigación y corrección de causas de incidentes

Gas / Líquidos

Verificación de variaciones respecto a operación normal, una vez que haya concluido la operación en

condiciones anormales

Gas / Líquidos

Corrección de desviaciones respecto a operación normal en equipos de control de presión y flujo

Gas / Líquidos

Notificación al personal responsable de la operación acerca de los avisos de operación anormal recibidos

Gas / Líquidos

Revisión periódica de la respuesta del personal responsable de la operación, para determinar la

efectividad de los procedimientos de control

Gas / Líquidos

Emergencias

Recepción, identificación, y clasificación de eventos que requieran respuesta inmediata, o participación

de bomberos, policía o alguna otra entidad gubernamental

Gas / Líquidos

Respuesta a emergencias (ej. fuego, explosiones, derrames accidentales, etc.)

Gas / Líquidos

Disponibilidad de personal, equipo, instrumentos, herramienta y materiales, según las características

de los escenarios de emergencia

Gas / Líquidos

Paro de emergencia y reducción de presión Gas /

Líquidos

Control de derrames de líquidos peligrosos Líquidos

Implementación de actividades de apoyo para evacuación de residentes y manejo de tráfico en

áreas afectadas

Gas / Líquidos

Notificación a departamentos de policía, bomberos y otros entidades públicas de quien se requiera su

apoyo durante una emergencias

Gas / Líquidos

Uso de instrumentos de evaluación de extensión de fugas o derrames

Líquidos

Restaurar condiciones operativas después de la emergencia

Gas

Restauración en forma segura de cualquier suspensión de servicio

Gas

Revisión de las actividades realizadas por los empleados durante una emergencia, para

determinar la efectividad de los procedimientos

Gas / Líquidos

Reporte de condiciones de daño potencial

relacionado con la seguridad del ducto Gas /

Líquidos


Datos de Registros

Los reportes y registros de revisión de procedimientos, resultados de auditoría, acciones correctivas realizadas, operación y mantenimiento, historial de emergencias, incidentes y accidentes, deberán formar parte de la documentación de la instalación durante su vida de servicio.

METODOS DE EVALUACION DIRECTA

Evaluación Directa de Corrosión Externa (ECDA)

La ECDA es un proceso que se basa en la aplicación de herramientas de inspección, para identificar las áreas externas que estén expuestas a un ambiente corrosivo, por fallas, deterioro o daños del recubrimiento. Posterior a esto se realiza la evaluación directa de las ubicaciones identificadas con mayor probabilidad de desarrollo de corrosión exterior en el segmento. En la siguiente figura se muestra el diagrama de flujo del proceso de evaluación directa de corrosión exterior, que consiste de 4 etapas principales:

Evaluación previa Inspección indirecta Examinación directa Evaluación posterior

Una evaluación previa de datos, proporciona información para seleccionar el método y herramienta de inspección indirecta. Para este paso es necesario considerar como guía la Tabla 2 de la “Matriz de Selección de Herramientas para ECDA” de la NACE RP 0502-2002. Es recomendable considerar al menos dos opciones durante la selección de la herramienta de inspección. Cualquier excepción deberá ser documentada. La identificación de regiones facilita el proceso de ECDA. Se pueden utilizar herramientas similares en diferentes regiones. La identificación de regiones se basa en las zonas conocidas de corrosión, medio ambiente y características del ducto. Se pueden incluir varias regiones en la designación de un segmento, para mejorar la planeación y la coordinación de las actividades de la evaluación. La información obtenida durante las actividades de inspección indirecta llega a requerir cambios en las herramientas de inspección indirecta, así como en la delineación de la región ó segmento. Todo cambio deberá ser documentado. Los datos de inspección indirecta serán registrados y alineados espacialmente. Se identificarán los puntos de evaluación directa. Las indicaciones serán clasificadas como severa, moderada y para monitoreo. La siguiente tabla muestra la clasificación de indicaciones por ECDA, junto con los criterios para cada categoría con base en la herramienta de inspección indirecta. Las indicaciones se priorizarán y agruparán de acuerdo a esa tabla:


Herramienta / Ambiente

Intervalo Menor Moderado Severo

CIS - Suelo con humedad del

aire 1.5 m

Pequeñas variaciones con potenciales por

encima del criterio de PC

Variaciones medias con potenciales debajo del criterio de

PC

Grandes variaciones

con potenciales debajo del criterio de

PC

Inspección DCVG - Condiciones

similares 1.5 m

Baja caída de voltaje;

Condiciones catódicas en indicaciones donde la PC opera y no-

opera

Mediana caída de

voltaje y/o condiciones neutras en

indicaciones donde PC no

opera

Elevada caída de

voltaje y/o condiciones anódicas en indicaciones cuando la PC opera y no-opera

Inspección ACVG - Condiciones

similares 1.5 m

Baja caída de voltaje

Mediana caída de voltaje

Elevada caída de voltaje

Electromagnética ó PMC

15 m Pequeña

Pérdida de señal

Mediana pérdida de

señal

Gran pérdida de

señal

Inspección de Atenuación de

AC

Pequeño incremento en la atenuación por unidad de

longitud

Incremento moderado

en la atenuación por unidad de longitud

Incremento grande en

la atenuación por unidad de longitud

Las excavaciones se realizarán de acuerdo a las indicaciones de la siguiente tabla, en donde se muestran los “Criterios para Establecer Prioridad en Excavaciones”. Las excavaciones se desarrollan hasta concluir las indicaciones clasificadas como inmediatas. Los datos obtenidos durante las excavaciones se incorporarán a las bases de datos establecidos previamente.


Se Requiere Acción Inmediata

Se Requiere Acción Programada

Conveniente para Monitoreo

No Hay Indicaciones

Indicaciones severas muy próximas e

independientes de corrosión anterior

Todas las indicaciones severas

remanentes

Todas las indicaciones remanentes

Indicaciones severas individuales, ó grupos de indicaciones moderadas en regiones de corrosión

anterior moderada

Todas las indicaciones moderadas

remanentes en regiones de corrosión anterior moderada

Indicaciones moderadas en regiones de corrosión

anterior severa

Grupos de indicaciones menores

en regiones de corrosión anterior

severa

Número de Evaluaciones Directas – Primer ECDA

Todas las indicaciones Dos DA en la más

severa Dos DA en la más

severa

Dos DA – en la región ECDA

identificada como más probable para corrosión externa

durante la etapa de pre-evaluaciones

subsecuentes

Número de Evaluaciones Directas – ECDA Subsecuentes

Todas las indicaciones

Una DA* en la condición más

severa, de cada región ECDA

Una DA en la más severa, en cada

región ECDA

Una DA - en la región ECDA

identificada como más probable para corrosión externa

durante la etapa de pre-evaluaciones

subsecuentes.

La cantidad de excavaciones se incrementará cuando se determine que los daños al recubrimiento y corrosión, se extienden más allá del sitio de excavación planeado. La reparación de daños en el ducto y su recubrimiento se hará con base a los procedimientos vigentes de PEMEX. Todas las indicaciones significativas de corrosión estarán sujetas a un análisis causa - raíz. Si el análisis de causa - raíz indica que el ECDA no es el método más adecuado para la región ó segmento, se deberá evaluar un método alterno.


Proceso de Evaluación Directa de Corrosión Exterior – Etapa 2 y Etapa 3


Proceso de Evaluación Directa de Corrosión Exterior – Etapa 4


Descripción de los Elementos de la ECDA

Etapa 1 – Evaluación Previa Recopilación de Información y Evaluación Preliminar

Se recopilarán los datos iniciales obtenidos de la evaluación de riesgo, junto con cualquier información adicional que sirva de soporte para seleccionar la herramienta de inspección indirecta y valorar el método de evaluación (ver tabla anterior de “Elementos de Datos ECDA” de NACE RP0502-2002). Toda información utilizada deberá prepararse para su integración a la herramienta de administración de información @DitPEMEX. La selección de segmentos y regiones de evaluación, deberán validarse por el Centro de Trabajo y el representante del PAID. La información recopilada deberá incluir al menos los siguientes aspectos: Del Ducto: Especificaciones del Material, Diámetro, Espesor de Pared, Edad, Tipo de Costura, etc. De la Construcción: Fecha de instalación, Cambios de Trazo, Mapas de Trazo, Procedimientos de Construcción, Ubicación de Componentes (válvulas, abrazaderas, soportería, disparos, etc.), Encofrados, Curvas, Profundidad de Enterrado, Cruzamientos con Ríos, Cuerpos de Agua y Vías de Comunicación, Lastres, Proximidad con Otras Estructuras o Instalaciones, etc. Suelo / Medio ambiente: Características y Uso de Suelo, Topografía, Drenajes, etc. Control de Corrosión: Tipo de Sistema de PC, Corrientes Parásitas, Postes de Medición, Criterios de Valoración de la Protección Catódica, Mantenimiento de la PC, Desempeño de la PC, Tipo de Recubrimiento, Uniones de Tubería, Condición del Recubrimiento, Rectificadores de Corriente, etc. Datos de Operación: Temperatura de Operación, Nivel de Esfuerzos de Operación, Vigilancia (Celajes, Cupones, Recorrido, Levantamientos e Inspección de Fugas, etc.), Reportes de Inspección del Ducto, Historial de Reparaciones, Historial de Fugas, Información de MIC, Información de Daños por Terceros, otras Actividades Relacionadas con la Integridad, realizadas previamente. Durante la revisión, el grupo responsable deberá determinar si la información es adecuada para continuar con el plan de trabajo, o si se requiere completar o reforzar.


Esto puede aplicar para todo el segmento o una parte del mismo. Se realiza un análisis similar para determinar el tipo de herramienta de inspección indirecta y de la ECDA. Las siguientes condiciones restringen el uso de la ECDA:

Recubrimientos que producen aislamiento eléctrico Relleno con gran contenido de rocas o con salientes de rocas Ciertos atributos de la superficie, tales como pavimento o concreto Situaciones que lleven a la inhabilidad de obtener las mediciones superficiales en

un periodo razonable de tiempo, Ubicaciones con estructuras metálicas adyacentes Áreas inaccesibles

Selección de la Herramienta

Se deberá hacer una evaluación de las herramientas disponibles, para seleccionar la más adecuada en la ECDA. El proceso de selección de la herramienta de inspección indirecta, debe considerar detalles de su aplicabilidad y limitaciones. Se recomienda utilizar como guía el Apéndice A “Métodos de Inspección Indirecta” de la NACE RP 0502-2002. En caso de que una herramienta de inspección indirecta no esté considerada en ese Apéndice, se realizará una validación documental de la herramienta seleccionada para su aprobación por el centro de trabajo.

Selección de Región

Una región de ECDA se refiere a una porción de un segmento de ducto, en donde se utilizarán las mismas herramientas de inspección indirecta y los resultados tendrán una interpretación similar. Para la definición de las regiones, el grupo responsable del PAID revisará las características físicas del ducto, historial de corrosión, ambientes corrosivos, uso del suelo y producto transportado.

Etapa 2 – Inspección Indirecta

El objetivo de la inspección indirecta es:

Identificar y definir la severidad de las fallas identificadas en el recubrimiento Identificar las áreas en donde la actividad de corrosión puede haber ocurrido, ó

estar ocurriendo, y Registrar otras anomalías que sean detectadas por la herramienta de inspección

indirecta seleccionada La inspección indirecta se realizará a intervalos cerrados para contar con una evaluación detallada. La distancia seleccionada deberá tomar en cuenta la capacidad de la herramienta seleccionada para detectar y localizar corrosión.


Las anomalías detectadas durante la inspección se revisarán tomando en cuenta su clasificación de severidad. Las lecturas de las herramientas de Inspección indirecta no se extrapolarán más allá de la distancia del intervalo máximo determinado antes de realizar la inspección. Se considerarán tanto las variaciones regionales, como de la temporada que pudieran impactar la relevancia de las clasificaciones y criterios. Las condiciones del campo, y el terreno pueden afectar los rangos de profundidad y la sensibilidad de detección.

Etapa 3 – Evaluación Directa Priorización y Cantidad de Excavaciones

El grupo responsable del PAID debe valorar los resultados de las inspecciones indirectas en cada región, para determinar la necesidad de excavar en cada indicación, con base a la probabilidad de desarrollo de corrosión y su severidad. Se aplicará la guía de NACE RP-0502-2002, Sección 5, para los procesos de:

Priorización de las indicaciones encontradas durante las inspecciones indirectas Excavación y recopilación de información en áreas donde se sospeche existe

actividad de corrosión Medición de daños del recubrimiento y defectos de corrosión Evaluación de la resistencia remanente Análisis de causa raíz Evaluación del proceso de ECDA

Etapa 4 – Evaluación Posterior

La etapa de evaluación posterior proporciona el intervalo de evaluaciones subsecuentes y la efectividad del proceso de ECDA. El grupo responsable del PAID, es responsable de realizar las siguientes actividades durante la valoración de la evaluación posterior, tomando como guía la Sección 6 de la NACE RP0502 – 2002.

Cálculo de vida remanente Definición de intervalos de evaluaciones subsecuentes Evaluación de la efectividad de la ECDA, y Mejora continua del proceso ECDA


Evaluación Directa para Corrosión Interior (ICDA)

El proceso ICDA identifica primero las áreas a lo largo del ducto en donde puede existir acumulación de fluidos, electrolitos o una condición no deseada, para realizar la evaluación directa en las partes identificadas del segmento. El proceso identifica el potencial de corrosión interior causada por agua, microorganismos ó fluidos con bióxido de carbono, oxígeno y ácido sulfhídrico. El diagrama de flujo de la ICDA se muestra en la siguiente figura y considera:

Evaluación previa Inspección indirecta Examinación directa Evaluación posterior

El proceso comienza con una fase de pre-evaluación, para recopilar datos históricos y actuales que permitirán valorar la necesidad de aplicar ICDA. En caso de requerirse se deben definir las regiones de ICDA. La información evaluada incluye registros de construcción, operación, historial de mantenimiento, hojas de alineación, registros de inspección de corrosión, reportes de análisis de gases y líquidos y reportes de inspecciones de evaluaciones ó acciones previas de mantenimiento. La fase de inspección indirecta incluye técnicas de modelación de flujo, desarrollo del perfil de elevaciones del ducto y la identificación de sitios en donde la corrosión interna pueda estar desarrollándose. Una vez que se han identificado los sitios para evaluación directa, inicia la fase de evaluación detallada, que incluye la priorización y ejecución de las excavaciones, para hacer las evaluaciones detalladas del tubo y determinar si la corrosión interna está presente. La fase de evaluación posterior incluye el análisis de datos obtenidos de las tres fases antes descritas, para evaluar la efectividad del proceso ICDA y determinar los intervalos de las evaluaciones subsecuentes. Cuando la ICDA se aplica por primera vez en un ducto que no cuenta con un historial confiable de operación y protección contra la corrosión (incluyendo inspecciones indirectas regulares), se aplican criterios más estrictos. Estos criterios incluyen, la obtención de información adicional, evaluaciones más detalladas y actividades de evaluación posterior.


Descripción de los Elementos de la ICDA

Etapa 1 – Evaluación Previa Recolección de Información y Proceso de Evaluación Preliminar

La información que permite establecer la factibilidad del uso de la ICDA, se basa en un modelo de flujo para identificar los puntos en donde sea más probable encontrar corrosión interior. Se deberá tomar en cuenta al menos la siguiente información:

Fecha de Instalación Reportes de Inspección del Ducto (Hoyo de Campana) Historial de Fugas Espesor de Pared Diámetro Pruebas de Presión Realizadas Análisis de Gas, Líquidos ó Sólidos, particularmente de sulfuro de hidrógeno,

bióxido de carbono, oxígeno, agua suelta y cloruros. Resultados de pruebas de cultivo de bacterias Dispositivos de detección de corrosión (cupones, probetas, etc.) Parámetros de operación – presión, velocidad de flujo y periodos de interrupción

de flujo. Nivel de esfuerzo de operación (%SMYS) Ubicación de todos los puntos de inyección y extracción de producto Ubicación de todos los puntos bajos del segmento, tales como curvas, drenes,

inclinaciones, válvulas, múltiples, ramales cerrados y trampas. Perfiles de elevación del ducto con detalle suficiente para que los ángulos de

inclinación puedan ser calculados para todos los segmentos de ducto. Rango de velocidades de gas esperadas en el ducto. Experiencia operacional que pudieran indicar resultados inesperados en las

condiciones del producto, ubicación y daños potenciales, resultado de esas condiciones.

Información de segmentos donde no se hayan utilizado diablos de limpieza, o donde los diablos de limpieza pudieran haber depositado electrolitos.

Esta es la información típica para la evaluación de riesgo, que permita identificar amenazas por corrosión interior. Cuando no se cuente con información, se podrán hacer algunas suposiciones, siempre cuando queden documentadas y sean más conservadoras que una condición real. Durante el acopio y revisión de información, el grupo responsable del PAID determinará si es adecuada para continuar con el plan de trabajo, o se requiere de un plan alterno de evaluación. Se debe aplicar un análisis similar para determinar la factibilidad de uso de ICDA y modelación de flujo.


El CFR 49, parte 192.927 reconoce el método de ICDA y recomienda el uso de un modelo de flujo de fase múltiple para gas seco, tal como se documenta en la referencia GRI 02-0057 “Metodología para Evaluación Directa de Corrosión Interna en Ductos de Transporte de Gas”. Cuando se evalúen segmentos con presencia de líquidos en el flujo de gas, el modelo de flujo seleccionado tendrá que ser validado para que la aplicación de la ICDA sea efectiva y por tanto, incluida en el plan de desarrollo. El Centro de Trabajo y el responsable del PAID evaluarán las condiciones que pudieran impedir la aplicación de la ICDA, dependiendo del modelo de flujo desarrollado y lo siguiente:

Uso de inhibidores de corrosión Recubrimiento interior Si la corrosión interna se presenta en la parte superior del ducto, el modelo de

flujo puede quedar limitado Presencia de sólidos y lodos en el ducto

Dependiendo de los cambios en la información de entrada y salida, una región ICDA se refiere al área que se extiende desde el punto en el que el agua (electrolito). Es probable que se tengan que crear regiones separadas en cada punto de entrada. La región puede estar definida por los puntos bajos, donde el líquido pueda quedar atrapado, y el ángulo ascendente ubicado corriente abajo de ese punto. En algunos casos, se puede considerar el ángulo ascendente en ambas direcciones cuando se trata de flujos bidireccionales.

Etapa 2 – Inspección Indirecta Modelo de Flujo El objetivo de la inspección indirecta por modelado de flujo consiste en localizar los puntos con mayor probabilidad de desarrollar corrosión interior en las regiones definidas para ICDA. Las indicaciones consisten en puntos bajos, en donde existe acumulación de líquido y flujo laminar, como mecanismo principal de transporte. La fase de ICDA incluye las siguientes actividades:

Desarrollo de modelo de flujo en estado permanente, utilizando la información obtenida, para determinar el ángulo de inclinación crítica para atrapar líquidos.

Obtención del perfil del ducto, para determinar los puntos bajos en donde quede atrapado liquido.

Identificación de puntos en donde se pueda encontrar corrosión interior, integrando los resultados del modelo de flujo con el perfil del ducto, resaltando las pendientes que provocan la acumulación de líquido.

Los puntos de excavación corresponden por lo general a los puntos bajos identificados en el perfil del ducto, incluyendo los ángulos de las pendientes.


Selección de Sitios de Evaluación

Como se menciono antes, los sitios de inspección se determinaran mediante la correlación de los resultados del modelo de flujo con el perfil y pendientes del ducto. Normalmente la acumulación de líquido se presenta en tramos cuesta arriba del ducto, es decir, en la dirección del flujo, ya que el esfuerzo cortante y las fuerzas de gravedad son iguales ó mayores en esos puntos. Cuando los datos obtenidos indiquen un periodo en el que el ducto haya estado sometido a rangos de velocidad, deberá tomarse en cuenta la magnitud de los cambios para seleccionar los sitios de excavación. Para cada región de ICDA se identificará la primera pendiente del ducto que sea mayor al ángulo máximo de inclinación crítica, determinado mediante el rango de condiciones de operación y resultados del modelo de flujo. Si todas las pendientes tienen ángulos menores a los ángulos críticos, deberá considerarse el ángulo de mayor inclinación dentro de la región de ICDA. Para caídas pequeñas en la elevación, en donde se tenga alguna característica específica, como un cruzamiento con carretera, la acumulación de líquido ocurre por lo general en el tramo cuesta arriba, en donde se deberá evaluar y/o inspeccionar. Cuando se presenten grandes pendientes, deberá realizarse una evaluación más detallada para identificar la acumulación potencial de líquido, ya que el desarrollo de corrosión interior puede ocurrir en un área mayor.

Etapa – 3 – Evaluación Directa

Excavaciones y Evaluación Directa

Los objetivos de la ICDA detallada ó evaluación directa, consisten en determinar si existe el potencial de desarrollo de corrosión interior en las ubicaciones identificadas, para utilizar estas indicaciones en la determinación de la condición total de una región para ICDA. Cuando el procedimiento de ICDA se ha aplicado para una región, es poco probable que se desarrolle corrosión interior en la misma sección aguas abajo. Se deberán aplicar normas complementarias para detectar corrosión en los sitios de excavación. Para la evaluación directa, se aplicarán EMAT (Transductores Acústicos Electromagnéticos) ó herramientas similares, para determinar la presencia y magnitud de la corrosión. A continuación se proporciona una descripción de EMAT:


EMAT – Transductores Acústicos Electromagnéticos

Es una técnica de prueba no destructiva, que utiliza campos eléctricos, magnéticos ó electromagnéticos. El equipo de prueba no requiere estar conectado al ducto por ningún medio. Sin embargo, la baja eficiencia de transducción que tiene, necesita que la herramienta se adapte según el caso. Esta técnica aplica para diferentes materiales metálicos, lo que facilita su aplicación en la evaluación de ductos. El equipo se pasa a lo largo del eje longitudinal del ducto, produciendo un campo electromagnético que permite identificar la presencia de corrosión interior o exterior. Los datos que se registran durante la prueba corresponden al espesor de pared de la tubería. Los cambios respecto a los espesores de referencia, también pueden corresponder al recubrimiento, pérdida de espesor u otras anomalías. Es necesaria realizar la validación de anomalías mediante otra técnica de inspección.

Matriz Ultrasónica Automática – Generador de Mapas de Corrosión

Consiste de una prueba ultrasónica para determinar el espesor de pared. El equipo tiene una configuración a base de una matriz de sensores, que se distribuyen sobre la superficie del ducto, proporcionando un mapa continuo de la variación de espesores. Cuenta con limitaciones para mapear picaduras muy severas y soldaduras. Las desviaciones registradas, pueden representar desprendimiento del recubrimiento, corrosión o algún otro tipo de anomalía. El Generador de Mapas de Corrosión, EMAT, o alguna otra herramienta similar, se podrá utilizar para evaluar en los sitios de excavación. Para sitios con limitaciones de acceso, como son canales, ríos, arroyos y encofrados, se utilizará un equipo de ondas guiadas o similares. El modelo de flujo permite identificar los puntos de acceso, en donde se puedan encontrar velocidades de corrosión similares a las que pueden estar ocurriendo en partes inaccesibles. La velocidad de corrosión calculada a partir de los resultados de estas herramientas de inspección, se utilizaran para establecer correlaciones con las anomalías identificadas con el equipo de ondas guiadas.

Priorización y Cantidad de Excavaciones

Los sitios con antecedentes de fugas deberán evaluarse para la posible realización de excavaciones, considerando al menos una en cada región en donde se conozca la presencia de fugas internas. También se deberá inspeccionar al menos una de las uniones de la tubería, en la dirección más afectada a partir de la ubicación de la fuga.


Cuando se encuentre corrosión dentro de una región, se podrán realizar más excavaciones para determinar sus dimensiones. El número total de excavaciones requeridas depende del tamaño del área que se intuye está afectada. De acuerdo a la confiabilidad conocida del modelo aplicado, se podrán considerar opciones adicionales para la evaluación directa. El orden de ejecución de las excavaciones es con base a los resultados del modelo. Si se identifica corrosión en un punto en específico, las excavaciones se mantendrán en la región correspondiente, hasta que se determinen las dimensiones del área afectada. Una vez caracterizada el área de corrosión, se deberá calcular la resistencia remanente, para sustentar la decisión de reparación inmediata.

Medidas de Mitigación

Para los sitios identificados y confirmados con desarrollo potencial de corrosión, se deberán instalar los dispositivos necesarios de monitoreo, tales como cupones, probetas, sensores ultrasónicos, etc., que servirán para sustentar los intervalos de inspección.

Etapa – 4 – Evaluación Posterior

Esta etapa permite definir la frecuencia de las evaluaciones posteriores y la efectividad de la ICDA. El grupo responsable del PAID deberá desarrollar las siguientes actividades de valoración de la ICDA posterior:

Cálculo de vida remanente Definición de periodos de evaluaciones subsecuentes Evaluación de la efectividad de la ICDA Actualización del proceso de ICDA para su mejora continua


Metodología de Evaluación Directa de Agrietamiento Asistido por Corrosión bajo Esfuerzo (SCCDA)

Este fenómeno se presenta como resultado de la interacción de tres condiciones:

Ambiente agresivo o corrosivo en la superficie del ducto Deterioro en el material de la tubería Esfuerzo de tensión

Las dos modalidades principales del fenómeno de SCC, son: pH elevado y pH cercano al neutro. En el siguiente diagrama se proporciona el proceso de SCCDA, que al igual que los anteriores consiste de 4 etapas:

Evaluación Previa Inspección Indirecta Evaluación Directa Evaluación Posterior

Descripción del Proceso de SCCDA

Etapa – 1 – Evaluación Previa Obtención de Datos y Priorización Esta etapa tiene como objetivo documentar el fenómeno del SCC con datos históricos y de operación actual, para confirmar su existencia y realizar una priorización de los segmentos de ducto, que servirá para programar las excavaciones en las regiones identificadas. Los segmentos susceptibles a SCC por pH elevado, se determinan con base a los criterios del ASME B31.8S para ductos de gas. Para SCC por pH cercano al neutro, se utilizarán criterios similares, excepto el de temperatura de operación. En lo que respecta a líquidos, se aplicarán los mismos criterios que para gas, con la observación de que la distancia de proximidad del segmento, deberá tomar en cuenta la ubicación de una estación de bombeo. Un segmento de ducto se considera susceptible de desarrollar SCC por pH elevado, cuando se combinan los siguientes factores:

El esfuerzo de operación excede del 60% del SMYS La temperatura histórica de operación ha excedido de 38ºC. El segmento está a 32 Km ó menos de una estación de compresión de gas ó de

una estación de bombeo.


La edad del ducto es igual ó mayor a 10 años. El tipo de recubrimiento es diferente al epóxico adherido por fusión (FBE)

Un segmento de ducto se considera susceptible a SCC por pH cercano al neutro, si se combinan los factores siguientes:

El esfuerzo de operación excede del 60% del SMYS El segmento está a 32 Km ó menos de una estación de compresión de gas ó de

una estación de bombeo. La edad del ducto es igual ó mayor a 10 años. El tipo de recubrimiento es diferente al epóxico adherido por fusión (FBE)

Se aplicará la guía de NACE RP 0204-2004, “Métodos de Evaluación Directa de Agrietamiento Asistido por Corrosión Bajo Esfuerzo”, para documentación y priorización. Es importante que se evalúe al menos la siguiente información: Relacionada con el Ducto – Para recubrimiento aplicado en planta, la preparación de la superficie y tipo de recubrimiento son los factores más relevantes. El tipo de cordón de soldadura también es importante que sea considerado. Relacionado con la Construcción – Para recubrimiento aplicado en sitio, la preparación de la superficie, tipo de recubrimiento y condiciones ambientales, son los factores más importantes en cuanto a la construcción. Cualquier otro factor que pueda causar esfuerzos residuales, deberá ser considerado. Suelo / Ambiente – En algunos casos, el contenido de humedad y tipo de suelo influyen en el desarrollo del SCC (Ref.: NACE RP 0204-2004 Apéndice A) Protección Contra Corrosión – Una protección catódica adecuada (PC), puede prevenir el SCC, excepto en casos en donde hay desprendimiento del recubrimiento, al provocar un escudo para la corriente proveniente del tubo. Operaciones del Ducto – El historial de condiciones operativas y fluctuaciones favorecen el desarrollo de SCC por pH elevado. Para líquidos, los cambios de producto influyen en las condiciones de operación, tales como el perfil de presión entre estaciones de bombeo.

Etapa – 2 – Inspección Indirecta

El objetivo de la inspección indirecta consiste en realizar mediciones superficiales, para complementar la información previa a la SCCDA, que servirá para definir el alcance y prioridad de atención a los segmentos, según su potencial de desarrollar este fenómeno. Esto concluye con la selección de sitios específicos para realizar la evaluación directa.


Las mediciones superficiales por inspección indirecta incluyen actividades de CIS, inspección del recubrimiento ó inspecciones del suelo para caracterizaciones geológicas. Los resultados de otros métodos de evaluación proporcionar información adicional que permite complementar el banco de datos para SCCDA, tales como:

Ubicación de abolladuras y deformaciones encontradas con herramientas de inspección geométrica, en ductos en donde se piense que el SCC tenga relación.

Áreas de corrosión y desprendimiento de recubrimiento, localizadas con equipo instrumentado de flujo magnético, en ductos se piense que el SCC tenga relación.

Selección de Sitios de Excavación para Segmentos Sensibles a SCC

En las áreas de interés identificadas, la excavación se realizará en los puntos que hayan tenido historial de SCC (Ej: fallas durante servicio, fallas durante pruebas hidrostáticas, indicaciones de ILI ó hallazgos durante excavaciones previas). Cuando no se cuente con historial de SCC en la región de interés, las ubicaciones con anomalías en el recubrimiento podrán ser consideradas. Las áreas con recubrimientos de tipo alquitrán de hulla ó asfalto, serán confirmadas con CIS ó mediante inspecciones del recubrimiento (Ref.: NACE RP 0502-Apéndice A para herramientas CIS y de inspección de recubrimiento) Si las ubicaciones previas de SCC tienen relación con características del ducto, que a su vez puedan correlacionarse con datos recopilados de la región de evaluación, las excavaciones se realizaran en las mismas (Ej: daño mecánico y abolladuras; humedad en el suelo, drenaje ó tipo de suelo, pendientes con hundimientos de suelo; defectos en el recubrimiento, etc., (Ref: NACE RP 0502-Apéndice A) En ausencia de cualquier otro indicador, las ubicaciones se seleccionarán de acuerdo al nivel de esfuerzos, fluctuaciones de presión y temperatura, o en donde se tengan antecedentes de daño en el recubrimiento.

Etapa – 3 – Evaluación Directa

La evaluación directa de SCC tiene los siguientes objetivos: Evaluar el ducto en ubicaciones específicas, con base a resultados previos y de

inspección indirecta. Evaluar la presencia, magnitud, tipo y severidad del SCC en los sitios específicos

de excavación. Utilizar la información disponible de evaluaciones existentes, para el desarrollo o

calibración de un modelo de predicción.


La evaluación directa incluye excavaciones para verificar la condición de la superficie del ducto y medir cualquier anomalía encontrada, para establecer una relación con sus condiciones circundantes. La evaluación directa incluye cuando menos las siguientes actividades:

Verificación en sitios con base a las etapas de evaluación previa y evaluación indirecta

Excavación y recopilación de información en el sitio Análisis y documentación de las grietas encontradas, en caso de que se detecte

SCC. Valoración y documentación de la severidad de las grietas, en caso de que se

detecte SCC. En la etapa de inspección indirecta se aplicará un criterio para seleccionar la técnica más adecuada, tales como partículas magnéticas (MPI), líquidos penetrantes, radiografía, etc., o cualquier otro medio equivalente. Para la obtención de datos de SCC en sitio, se recomienda aplicar la NACE RP 0204-2004, de acuerdo con lo siguiente:

Obtención de Información Antes de Retirar el Recubrimiento

Medición de los potenciales tubo-suelo Medición de resistividad del suelo Obtención de muestras de suelo y agua subterránea Evaluación del recubrimiento Evaluación de la condición general del recubrimiento Mediciones de desprendimiento de recubrimiento Muestras de electrolito debajo del recubrimiento desprendido Documentación fotográfica Datos para otros análisis de integridad

Obtención de Información Después de Retirar el Recubrimiento

Productos / Depósitos de corrosión Identificación de defectos de corrosión Documentación fotográfica de los defectos de corrosión Inspección con partículas magnéticas para detección de grietas Las colonias de grietas deberán quedar documentadas y evaluadas

Valoración de la Severidad de las Grietas La información obtenida de la valoración del agrietamiento se registrará cuando se evalué un segmento. En caso de requerir procedimientos más detallados, estos deberán desarrollarse e implementarse, con base a un modelo prescriptivo para SCC.


Cuando se encuentren grietas, estas deberán caracterizarse para evaluar la resistencia y capacidad del ducto.

Etapa – 4 – Seguimiento Posterior

Esta etapa permite establecer:

Si se requiere mitigación o control general del SCC Si se priorizan las acciones correctivas para los defectos que no se atienden

inmediatamente Si se definen los intervalos de evaluaciones subsecuentes Se valora la efectividad del esquema de SCCDA

Deberá establecerse un programa formal de monitoreo, que contemple todas las ubicaciones de SCC, identificadas. Dicho programa debe incluir la longitud total del segmento, para determinar la presencia y niveles de SCC. Existen tres opciones de mitigación para áreas susceptibles al SCC por pH cercano al neutro: MPI y reacondicionamiento del recubrimiento, inspección interior / reparaciones y pruebas de presión.

Registros Información de SCCDA

Se deberán conservarán archivos documentales de la SCCDA, que permitan rastrear las acciones derivadas de cada una de las etapas implementadas del proceso, reflejando las condiciones de integridad del ducto.

CAPACIDAD DE HERRAMIENTAS DE INSPECCION INTERIOR

Equipos de Inspección Interior A continuación se proporciona de manera general, la capacidad, alcance y uso de las herramientas conocidas para realizar la inspección interior de ductos, para detección de defectos y anomalías.

Detección de Pérdida de Metal –Amenazas Dependientes del Tiempo

Las siguientes herramientas se pueden aplicar para valorar la corrosión interior y exterior. Su eficiencia depende de la tecnología y equipamiento disponible durante la inspección, que a su vez se ve influenciada por las condiciones requeridas de presión y flujo.

Flujo Magnético (MFL) de Resolución Estándar: Esta técnica es más eficiente para detectar pérdida de espesor por corrosión, teniendo limitaciones para dimensionar el defecto. La precisión de las dimensiones depende del sensor instalado. También es sensible a cierto tipo de defectos metalúrgicos, tales como escamas y astillas en el metal, teniendo muy baja confiabilidad para detectar y dimensionar defectos orientados axialmente.

Flujo Magnético (MFL) de Alta Resolución: Proporcionan mejor precisión que

la resolución estándar en el dimensionamiento de los defectos, siendo más adecuado en defectos de formas simples, desde el punto de vista geométrico. La precisión se afecta en defectos de picaduras o más complejos. Está técnica no es muy confiable para defectos orientados axialmente.

Ultrasonido – Onda de Compresión: Por lo general requieren de un medio de

acoplamiento (Líquido) y pierde su capacidad de detección ó dimensionamiento al perder las señales de retorno, que ocurre en defectos con perfiles que cambien bruscamente, cierto tipo de curvaturas y cuando el defecto está cubierto por alguna laminación. Los desechos y depósitos acumulados en el interior del ducto, pueden afectar los sensores del diablo, que emitirá información errónea.

Ultrasonido – Onda Cortante: Al igual que el caso anterior, requiere un medio

de acoplamiento ó un sistema acoplado de ruedas. El número de sensores y la complejidad de los defectos limitan la precisión en el dimensionado. La presencia de inclusiones e impurezas en la pared del ducto también influyen en la precisión.

Flujo Transversal: Son más sensibles a defectos de pérdida de metal orientados

axialmente, que las herramientas de MFL de resolución estándar y de alta resolución. Es menos sensible que las herramientas MFL de resolución estándar y de alta resolución para defectos orientados circunferencialmente. La precisión en el dimensionamiento de defectos es menor en defectos de tipo geométrico, en comparación con los detectados con herramientas MFL de resolución estándar y de alta resolución.

CAPACIDAD DE HERRAMIENTAS DE INSPECCION INTERIOR

Detección de Agrietamiento Asistido por Corrosión Bajo Esfuerzo – Amenazas Dependientes del Tiempo

Las siguientes técnicas se pueden aplicar para evaluar agrietamiento asistido por corrosión bajo esfuerzo. Su efectividad está limitada por la tecnología misma que la herramienta requiere. Las altas velocidades de inspección degradan su precisión y resolución.

Ultrasonido – Onda Cortante: Requieren de un líquido de acoplamiento, ó un sistema acoplado de ruedas. El número de sensores y la complejidad del conjunto de grietas limitan la precisión del dimensionamiento. La presencia de inclusiones e impurezas en la pared del ducto, también influye en la precisión.

Flujo Transversal: Es capaz de detectar algunas fisuras orientadas axialmente,

pero no se considera muy buena para dimensionarlas.

Inspección Geométrica y Pérdida de Metal – Daños por Terceros y Daños Mecánicos – Detección de Amenazas Independientes del Tiempo

Las siguientes herramientas ILI pueden ser usadas efectivamente para la detección y dimensionamiento de abolladuras y pérdida de metal.

Inspección de Pérdida de Metal (descritas antes): Tienen alguna capacidad para detección de abolladuras. La confiabilidad de la detección es reducida dependiendo del tamaño y forma de la abolladura.

Inspección Geométrica o de Calibración: Son efectivas para la detección de

abolladuras y dimensionamiento de profundidad, pero poco confiables para mapear la forma de las abolladuras.

ACTIVIDADES IDENTIFICADAS PARA MITIGACION Y CONTROL

Reparación de Ductos

Las inspecciones realizadas de acuerdo con el Plan de Administración de Integridad, indicarán en muchos casos que se deben eliminar anomalías, después de la valoración correspondiente. Existen varios sistemas y técnicas de reparación, que pueden ser de tipo provisional o permanente y se aplican según las características del defecto y condiciones del ducto. Los siguientes documentos proporcionan guías generales para reparar o rehabilitar ductos:

ASME B31.8S – 2004 “Administración de Sistemas de Integridad de Ductos para Gas”, Párrafo 7.5 y Tabla 4

API 1160 – Primera Edición 2001 “Administración de Sistemas de Integridad de Ductos para Líquidos Peligrosos”, Párrafo 9.7, Tabla 9-2 y Apéndice B.

Todas las reparaciones deben realizarse con materiales cuyas propiedades cumplan ó excedan las propiedades las del ducto instalado, para permitir restaurar las condiciones operativas requeridas, en cuanto a presión, flujo y temperatura. Cuando se detecta un defecto que requiere de reparación, se recomienda seguir el siguiente protocolo, antes de iniciar cualquier actividad relacionada:

1. Reducir la Presión Reducir la presión a un nivel seguro y establecer un plan para reducir la presión durante la reparación/rehabilitación.

2. Información Crítica

Establecer que información se requiere para hacer la evaluación correspondiente (Evaluación de la Ingeniería).

3. Evaluación del Defecto – „Fitness for Purpose‟ (Revisión del Diseño)

Evaluación del Defecto – análisis estructural del defecto/daño de acuerdo a sus características (Ej: pérdida de apoyo, deformaciones, etc.)

4. Ubicación del Defecto

Evaluar la localización del daño para establecer requerimientos de acceso y métodos disponibles de reparación y rehabilitación

5. Método de Reparación/Rehabilitación

Selección del Método de Reparación / Rehabilitación más Efectivo y Adecuado.


6. Sustitución de Tramo de Tubería En caso de que se detecte que una sección de ducto tenga una severa anomalía ó varias distribuidas en una longitud considerable y se pueda interrumpir la operación mientras se realiza la reparación, la mejor opción es sustituir el tramo completo de tubería.

7. Reparación / Rehabilitación del Recubrimiento

Después de concluída la valoración de un defecto y de determinar que no se requiere su reparación inmediata, se deberá restituir la condición del recubrimiento y mantener su monitoreo para detectar cualquier indicación de degradación. El relleno de la zanja del sitio de la excavación, deberá ser seleccionado de tal manera que se prevengan daños en el recubrimiento, asegurando un soporte adecuado para la tubería. La aplicación del recubrimiento, incluye su compatibilidad con el sistema de protección catódica.

Existen varias alternativas para reparación del recubrimiento, destacando la aplicación de cinta con una capa adhesiva, con soporte de PE PVC. Esta cinta tiene las siguientes características:

Buena adherencia en los traslapes, sin necesidad de activarla con primer. Debido a esta característica, la cinta es suministrada con una capa de papel

desechable, que evita que se pegue el rollo. Vienen en espesores de hasta 1.65 mm. Son de muy buen desempeño en condiciones húmedas/arcillosas y están

hechas para climas templados y tropicales


Cuando las áreas a reparar se pueden acondicionar a metal limpio, también se puede aplicar recubrimiento epóxico, que tiene buen desempeño en condiciones húmedas.

Desprendimiento Típico de Recubrimiento

Mala Adherencia del Recubrimiento

Traslape del Recubrimiento

Preparación para Aplicación Recubrimiento

Esmerilado

Las reparaciones por esmerilado, aplican cuando:

La concentración de esfuerzos en el defecto o anomalía, se elimina esmerilando el material duro, sin reducir la capacidad de carga del tubo.

El API 5L permite esmerilar defectos poco profundos.


Criterios:

El nivel de la presión de operación se debe reducir un 80% (Presión de Operación Máxima Registrada).

El límite de remoción de metal para defectos sin abolladuras, se pueden establecer mediante Evaluaciones del Diseño (Condición más crítica)

El esmerilado en defectos con abolladuras es más complejo y por lo general no se recomienda sin antes hacer reducciones significativas en la presión.

Evaluación del Area a Esmerilar

Acabado Requerido

Relleno con Soldadura

Este tipo de reparación tiene varias ventajas y desventajas que se describen a continuación:

Ventajas

Aplicación directa para incrementar espesor de pared, aplicando un procedimiento aprobado y aplicable a un ducto en específico, de acuerdo al producto y tipo de defecto.

El Instituto de Investigaciones del Gas (USA), indica que las reparaciones por relleno son adecuadas para 900 psi, con un espesor mínimo de 0.125”. El API 1160 limita esta actividad a >0.181” (4.5mm).

Es muy útil en donde no se pueden instalar envolventes (Ej: accesorios y codos) – o en lugares de difícil acceso.

Pruebas de fatiga y fractura realizadas en el Instituto Edison de Soldadura (USA), han mostrado buen desempeño


Desventajas

Reducción de la presión (80% en la presión registrada), antes de aplicar la soldadura

Normalmente no se requiere una evaluación detallada del diseño. Probabilidad de explosiones o penetración del tubo (quemado del material): La penetración depende del espesor de pared, calentamiento por la soldadura y

enfriamiento del material por el fluido transportado. Posible pérdida de integridad en el ducto, después de la reparación: Se deben restaurar la resistencia estática y la resistencia por fatiga. Evitar discontinuidades, incluyendo agrietamiento por hidrogeno en la zona

afectada por temperatura (HAZ). Difícil de garantizar la calidad. Puede mostrar pequeñas picaduras en inspecciones de MFL, debido a los

cambios en el material, provocando excavaciones para verificar

Relleno Aplicando Varios Cordones

Penetración de la Soldadura

Envolventes Soldadas (API RP 1107 y API STD 1104)

La reparación con este sistema es muy bien aceptada y tiene un alto grado de confiabilidad. Se caracterizan por lo siguiente:

Método de reparación bien aceptado Investigaciones de la AGA indican que estas envolventes (Tipo B), pueden

restaurar el tubo hasta el 100% del SMYS. La envolvente debe reforzar el área del defecto y restringirlo. Las Tipo A no se recomiendan para reparar soldaduras viejas ERW. Cuando se apliquen para reparar abolladuras se debe usar material que

endurezca, para detener la abolladura bajo la camisa.


Envolventes con Soldadura Circunferencial Completa

Se tienen dos tipos de envolventes en esta categoría, que se describen a continuación. Tipo A – dos medias cañas soldadas para garantizar „ajuste completo‟

No recomendables para contener presión. Tipo B – igual que la anterior, pero también soldada al tubo (se puede aplicar aunque el ducto esté en servicio)

Puede trabajar a presión. Ajustable (cuando el ducto no está recto) Soporta Presión (no se ha probado para defectos con fugas)

Tipo A – No se aplica soldadura sobre

el tubo

Tipo B – Se aplica soldadura sobre el

tubo

Envolventes Metálicas con Relleno Epóxico

Tecnología bien probada, pero con ciertas reservas a largo plazo en defectos que fuguen. No se aplica soldadura sobre el cuerpo del ducto. Se han hecho gran número de aplicaciones en ductos terrestres, en defectos sin fuga, destacando lo siguiente:


Mínimos problemas de ajuste (por el epóxico) Más económicas en comparación con otras envolventes. Se puede aplicar en donde es poco práctico aplicar envolventes soldadas: Curvas Fugas y Accesorios Soldaduras Circunferenciales (buena resistencia a la adherencia)

Existen diferentes tipos para aplicaciones submarinas y terrestres:

Encamisados con soldadura longitudinal (Como las Tipo A) Opción de instalación con pernos

En la siguiente figura se muestran los componentes principales de este tipo de envolventes:

Envolventes Pre – Esforzadas

Sistema de reparación permanente que permite realizar la rehabilitación en ductos, sin necesidad de sacar de servicio el tramo a reparar. Tiene aplicaciones en defectos y anomalías, tales como:

Corrosión Agrietamiento asistido por corrosión bajo esfuerzo Fallas sobre soldaduras longitudinales Quemaduras por arco Abolladuras


Instalación

Pre – calentamiento

Ventajas:

Una vez instalada la envolvente, la anomalía quedará sometida a efectos de compresión únicamente

No requiere de la aplicación de soldadura directamente sobre el cuerpo de la tubería

Se puede instalar, aún y cuando el ducto se encuentre operando a su presión máxima

El epóxico actúa como elemento de sello y no absorbe esfuerzos

Envolventes de Refuerzo con Material Compuesto

Los refuerzos con materiales compuestos, aplicados como envolventes, permiten restaurar la resistencia del ducto, sin embargo, es importante tomar en cuenta que su rigidez y resistencia se deterioran con el paso del tiempo.

Clock Spring – Características:

No requiere de trabajos en caliente o equipo pesado. La resina de poliéster se refuerza con mallas o filamentos de fibra, apretados y

amarrados al ducto. Vienen en un ancho aproximado de 300mm (12-pulgadas), permitiendo cubrir

varios defectos. Su instalación es muy rápida y sencilla (Unas 2 horas aproximadamente). Las capas individuales se amarran aplicando material de curado rápido de gran

resistencia. Aplica en ductos de 4 a 56 pulgadas. Solamente se requiere un claro de 6 pulgadas alrededor del ducto, para

maniobrar. El defecto se rellena primero con epóxico. Se le han realizado varias pruebas destructivas en el GRI de los USA desde 1986

y se tienen más de 10,000 aplicaciones.


Reparaciones con Parches

Esta es una reparación sencilla y rápida, pero proporciona un soporte parcial al área del defecto. Por lo general, se trata de un parche circular del mismo material del ducto.

Requiere la aplicación de soldadura Las soldaduras orientadas axialmente tienden a desarrollar fatiga


Reparaciones con Hot Tapping (Remoción Directa del Defecto)

Defectos, como daños mecánicos, se pueden remover mediante „hot tapping‟ en el área afectada, cortando el defecto, es decir, toda el área del defecto se retira.

Abrazaderas y Grapas Mecánicas

Grapas de contención de presión, con sellos en los extremos:

Los sellos elastoméricos contienen la fuga y los extremos se sueldan algunas veces, para trabajar como respaldo del sello

Son grandes y pesadas, debido a los pernos grandes que actúan para asegurar fuerzas de engrape adecuadas

Son simples de instalar, pero pesadas para su manejo Están diseñadas para contener fugas. Si se cree que el defecto puede fallar, no

es recomendable la instalación Si el ducto está fugando, se instala un tubo de descarga en el extremo superior

de la grapa y de esta forma liberar presión durante la reparación Las grapas mecánicas son consideradas como reparaciones temporales. Sin embargo, existen aplicaciones submarinas que pueden quedar como reparaciones permanentes, sujetas a programas de inspección (Ejemplos: Plidco, PII Tecnomarine, HydroTech, Furmanite, etc.)


Reparaciones Permanentes y Temporales

Las reparaciones en ductos pueden ser permanentes o temporales. Para cualquier reparación, se debe realizar un análisis de riesgo detallado, que incluya la simulación de todos los daños potenciales o mecanismos de degradación para un periodo determinado, por ejemplo: ¿Continuara la pérdida de metal debajo de una grapa? ¿Se presentará en el material elastomérico de sello? Estos aspectos determinaran los periodos de inspección y/o prueba del componente de reparación. El componente de reparación se puede considerar como permanente (cuya intención es permanecer en sitio el resto de la vida de servicio del sistema), pero puede requerirse inspección periódica. Una filosofía general de reparación sería:

Utilizar sistemas similares al reemplazar; La reparación será temporal, hasta que se pueda realizar el reemplazo; Una reparación permanente solamente cuando no sea posible remplazar.

Referencia: „Temporary/Permanente Pipe Repair – Guidelines‟. UK Health and Safety Executive, OFFSHORE TECHNOLOGY REPORT 2001/038. 2001. Her Majesty‟s Stationery Office. UK. ISBN 0 7176 2069 7.


Defecto

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Fuga (a través del defecto)

Fuga por Presión

Corrosión Exterior

Corrosión Exterior Profunda >0.8t

Corrosión Interior

Abolladura

Abolladura + Rasgadura

Fractura Superficial < 0.4 t

Fractura Profunda > 0.4 t

Defecto en Soldadura Long

SCC

Puntos Duros

Arrugas o Flexión Local

Defecto Previo a la Reparación

Quemadura por Arco

Ampollas

Laminación

Defecto en Soldadura

Circunferencial


Actividades Identificadas para Mitigación y Control

No. Actividad Tipo No. Sub-Actividades

AOC Condiciones de Operación

Anormal (General) L


Anormal (Control) L


Anormal (Gas) G

Corrosión

1 Inspecciones anuales de tubería

desnuda sin protección L/G

1.1 Medición del potencial

estructura-suelo

1.2 Inspecciones a intervalo cerrado

(CIS)

1.3 Detección de interferencias

1.4 Inspección y pruebas eléctricas

de terminales de conexión

1.5 Inspección y prueba de

dispositivos de aislamiento

2 Mantenimiento de cables de

prueba L/G

2.1 Inspección y verificación de

continuidad de cables de prueba

2.2 Reparación de cables de prueba

dañados

2.3 Instalación de cables de prueba mediante métodos de soldadura

no-exotérmica

2.4 Instalación de cables de prueba mediante métodos de soldadura

exotérmica

3 Inspección de rectificadores L/G 3.1

Obtención de lecturas de corriente y voltaje en

rectificadores

3.2 Verificación de operación de

rectificadores

4 Mantenimiento de

rectificadores L/G

4.1 Corrección de problemas en terminales de conexión de

rectificadores

4.2 Reparación o sustitución de

componentes defectuosos de rectificadores

4.3 Ajuste de rectificadores


5 Inspección de ductos enterrados

cuando están expuestos L/G

5.1 Inspección de daños físicos en tubería enterrada o sumergida

5.2 Inspección de corrosión exterior

en tubería enterrada o sumergida

5.3 Inspección de condición del

recubrimiento exterior en tubería enterrada o sumergida

7 Inspección y aplicación de métodos de prevención de

corrosión atmosférica L/G

7.1 Inspección visual del

recubrimiento atmosférico

7.2

Preparación de superficie para recubrimiento atmosférico,

usando herramientas manuales y de energía

7.3 Limpieza con agua a presión

7.4 Preparación de superficies mediante esmerilado para

protección atmosférica

7.5 Aplicación de recubrimiento

atmosférico mediante métodos manuales


atmosférico mediante método de atomizador

7.7 Uso de herramientas de

inspección de recubrimiento

8 Medición de espesor de pared L/G

8.1 Medición de profundidad de

picaduras con calibrador

8.2 Medición de espesor de pared con

medidor manual ultrasónico

8.3 Medición de áreas corroídas

9 Actividades de mejora en el

sistema de protección catódica L/G

9.1 Instalación de terminales de

conexión

9.2 Instalación de ánodos galvánicos

9.3 Instalación de rectificadores

9.4 Instalación de camas anódicas

para corriente impresa

9.5 Reparación de interrupciones eléctricas por encofrados en

tubos catódicamente protegidos

10 Monitoreo de corrosión interior L/G

10.1 Instalación y remoción de

cupones

10.2 Monitoreo de probetas

(interiores)

11 Actividades de corrección de

corrosión interior L/G


12 Inspección de superficie

interior de Ductos

13 Aplicación y reparación de

recubrimiento exterior para ductos enterrados y sumergidos

L/G

13.1

Preparación de superficie para recubrimiento usando

herramientas manuales y de energía

13.2 Limpieza con agua a presión

13.3 Preparación de superficies mediante esmerilado para

recubrimiento

13.4 Aplicación de recubrimiento mediante métodos manuales


usando métodos con atomizador

Mantenimiento

14 Colocación y mantenimiento de

señalamiento de ductos L/G

14.1 Ubicación del ducto

14.2 Instalación de señalamiento

14.3 Inspección y mantenimiento de

señalamiento

14.4 Inspección y mantenimiento de señalamiento aéreos de ductos

15 Inspección de condición de

superficie del derecho de vía L/G

15.1 Inspección visual de la superficie

15.2 Protocolos de reporte

16 Inspección de cruces de rutas

navegables L/G

16.1 Uso de equipo de prueba

16.2 Uso de equipo de sonar

16.3 Protocolos de reporte

17 Señalización temporal de

ductos enterrados antes de una excavación

L/G

17.1 Ubicación del ducto

17.2 Instalación de señalamiento

17.3 Inspección y mantenimiento de

señalamiento

18

Inspección posterior a actividades de excavación, recorrido, levantamiento e

inspección detallada de fugas, después de uso de explosivos

L/G 18.1

Utilización de técnicas de Recorrido, levantamiento e

inspección detallada de fugas,

18.2 Monitoreo para pérdidas de

presión

20 Inspección de válvulas L/G

20.1 Recorrido de inspección de rutina

20.2 Inspección de integridad externa

20.3 Prueba de funcionamiento de

válvulas

20.4 Prueba de fuga de válvulas

27 Inspección de tanques de

almacenamiento L

27.1 Inspección rutinaria mensual de

tanques de almacenamiento

27.2 Inspección de tanques de

almacenamiento en servicio


28 Proveer seguridad para instalaciones de ductos

L/G

29 Lanzamiento / Recepción de

dispositivo de inspección interna

L/G

29.1 Lanzamiento de dispositivo de

inspección interna

29.2 Recepción de dispositivo de

inspección interna

32 Monitoreo de actividades de

excavación L/G

33 Movimiento de ductos en

servicio L/G

33.1 Determinación de la presión permisible del ducto en la

sección a ser movida

33.2 Preparación para actividades de

movimiento

33.3 Movimiento del ducto en servicio

35

Medición del claro entre el ducto existente y estructuras subterráneas instaladas por excavación, barrenado, o perforación direccional

L/G

36 Abandono, desconexión segura,

purgado y sellado de instalaciones de ductos

L/G

36.1 Desconexión segura de instalaciones de ductos

36.2 Purgado de instalaciones de

ductos

36.3 Sellado de una porción desconectada de ducto

37

Instalación o reparación de estructuras de soporte en componentes superficiales

existentes

L/G

38

Inspección de actividades de conexión de disparos,

sustitución de tubería, u otros componentes conectados a un

ducto existente

L/G

38.1 Inspección visual del ducto y sus

componentes

38.2 Verificación de pruebas no destructivas de soldaduras

38.3

Inspección visual de cumplimiento de soldaduras con los requerimientos de la norma

aplicable (API 1104)

38.4 Pruebas radiográficas de las

soldaduras del ducto

39 Relleno de zanjas después de actividades de mantenimiento

L/G


40 Ejecución de actividades

generales de reparación de ductos

L/G

40.1 Encamisados

40.2 Sobre encamisados

40.3 Camisas metálicas bipartidas con

resina epóxica (clock spring)

40.4 Reparación mediante encamisado

con medias cañas atornilladas (Plidco splits)

40.5 Coples soldados

40.6

Preparación de dispositivos de asilamiento de secciones de

ducto / instalación de válvulas (Stopple fitting)

40.7 Tapping de ductos de 2” y

menores

40.8 Tapping de ductos de 2.5” y

mayores

40.9 Sellado de ductos con máquina de

conexión stopple

40.91 Conexión del ducto con el seguro

de conexión O-ring

41 Conducción de pruebas de

presión

42 Soldadura de mantenimiento en

ductos L/G

42.1 Reparación de golpes de arco

42.2 Reparación de soldaduras

defectuosas que no contengan grietas

42.3 Reparación de un paso directo en

una soldadura que contenga defectos diferentes a grietas

42.4 Reparación de soldaduras a tope

que contengan grietas

42.5 Reparación de un área previamente reparada

42.6 Sustitución de una soldadura o

carrete de tubo

52 Recorrido, levantamiento e

inspección detallada de fugas, G

52.1 Inspección de vegetación

52.2

Recorrido, levantamiento e inspección detallada de fugas,

con Detector de Gas Combustible (CGD )

52.3

Recorrido, levantamiento e inspección detallada de fugas,

gas con unidad de ionización de flama

59 Mantenimiento de bóvedas G


Mecánica

19 Mantenimiento de válvulas L/G

19.1 Inhibición de corrosión de cuerpo

de válvulas

19.2 Lubricación de válvulas

19.3 Sellado de asientos de válvulas

19.4 Mantenimiento de empaques de

válvulas

19.5 Ajuste eléctrico de actuador /

operador

19.6 Ajuste neumático de actuador /

operador

19.7 Ajuste hidráulico de actuador /

operador

20 Inspección de válvulas L/G

20.1 Recorrido de inspección de rutina

20.2 Inspección de integridad externa

20.3 Prueba de funcionamiento de

válvulas

20.4 Prueba de fuga de válvulas

21 Reparación de válvulas L/G

21.1 Reparación de actuador /

operador neumático de válvulas

21.2 Desensamble y re-ensamble de

válvulas

21.3 Inspección interna de válvulas


operador hidráulico de válvulas


operador eléctrico de válvulas

22

Inspección de tanques intermedios de presión / vacío,

e inspección, prueba, calibración de válvulas de alivio

de presión en tanques de líquidos altamente volátiles

(HVL)

L

23 Mantenimiento y reparación de válvulas de alivio y dispositivos

limitadores de presión L/G

23.1 Mantenimiento / reparación de

válvulas de alivio

23.2 Mantenimiento / reparación de

dispositivos limitadores de presión

24

Inspección, prueba, y calibración de dispositivos limitadores de presión y

válvulas de alivio

L/G


Eléctrica e Instrumentación

19 Mantenimiento de válvulas L/G 19.5 Ajuste eléctrico de actuador /

operador

25 Inspección, prueba y

calibración de interruptores y transmisores de presión

L/G

25.1 Inspección, prueba y calibración

de interruptores de presión

25.2 Inspección, prueba y calibración

de transmisores de presión

26

Verificación o establecimiento de parámetros de protección

para controladores programables (PLCs), y/o otros

circuitos de control de instrumentación

L/G

30 Prueba de dispositivos de

protección de sobrellenado L

31 Inspección y calibración de

dispositivos de protección de sobrellenado

L

44 Detección de fugas con sistema computarizado de monitoreo de

ductos (CPM) L

44.1 Inspección, prueba y calibración de equipo de detección de fugas

44.2 Verificación de que el equipo de detección de fugas cumple los

parámetros de diseño

55 Mantenimiento de equipo fijo

de detección de gas G

Operaciones en Campo para Ductos de Líquido

43 Operaciones de un sistema de

ductos L/G

43.1 Puesta en operación de un ducto

43.2 Paro de un ducto

43.3

Monitoreo de presiones, flujos, comunicaciones, e integridad del ducto, y mantenimiento dentro

de los límites permisibles

43.4 Apertura o cierre, manual o

remoto de válvulas u otro equipo

Centro de Control de Operaciones para Ductos de Líquido

43 Operaciones de un sistema de

ductos L/G



43.3






Operaciones de Ductos de Gas

43 Operaciones de un Sistema de

Ductos L/G



43.3





50 Purgado de gas de un ducto G

51 Purgado de aire de un ducto G

54 Prueba de los dispositivos de

control remoto de paro G

56 Realizar incrementos de presión

para elevar la Presión de Operación Máxima Permisible

G

57 Operación de equipo de

odorización G

58 Monitoreo de los niveles de

odorización G

PAID - Apendices y Referencias Tecnicas

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