SUBDIRECCIÓN DE DISTRIBUCIÓN Y COMERCIALIZACIÓN

PLAN DE ADMINISTRACIÓN DE INTEGRIDAD DE DUCTOS

(PAID)

Marzo 2007 Versión: Cero

EXPLORACION Y PRODUCCIONEXPLORACION Y PRODUCCIONEXPLORACION Y PRODUCCION

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Capítulo 1 Introducción.............................................................................................................................. 3

1.1 Propósito y objetivo ...................................................................................................................... 4

1.2 Principios de administración de integridad................................................................................... 4

Capítulo 2 Proceso de Integridad.............................................................................................................. 6

2.1 Segmentación............................................................................................................................... 7

2.2 Zonas de alta consecuencia......................................................................................................... 8

2.3 Acopio e integración de datos .................................................................................................... 11

2.4 Evaluación de riesgos ................................................................................................................ 15

2.5 Plan de evaluación inicial y métodos de evaluación de integridad ............................................ 19

2.6 Acciones preventivas, correctivas y de mitigación..................................................................... 28

2.7 Evaluación continua e intervalos de evaluaciones posteriores.................................................. 29

Capítulo 3 Procesos de Apoyo................................................................................................................ 31

3.1 Medición de desempeño ............................................................................................................ 32

3.2 Plan de comunicación ................................................................................................................ 36

3.3 Administración del cambio.......................................................................................................... 38

3.4 Administración de calidad........................................................................................................... 40

3.5 Administración de registros ........................................................................................................ 41

3.6 Roles y responsabilidades del PAID .......................................................................................... 44

3.7 Calificación de operadores ......................................................................................................... 46

Capítulo 4 Apéndices .............................................................................................................................. 60

4.1 Diagrama de Flujo del PAID....................................................................................................... 61

4.2 Zonas de alta consecuencia....................................................................................................... 65

4.3 Amenazas a la integridad del ducto ........................................................................................... 72

4.4 Tipo de costura y factor de junta ................................................................................................ 75

4.5 Material del ducto ....................................................................................................................... 75

4.6 Celaje.......................................................................................................................................... 76

4.7 Programas de educación del público ......................................................................................... 77

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4.8 Fuerzas externas........................................................................................................................ 79

4.9 Tipo de recubrimiento y condición de recubrimiento.................................................................. 79

4.10 Nivel de esfuerzo de operación (% SMYS)............................................................................ 80

4.11 Prueba de presión.................................................................................................................. 81

4.12 Factores de riesgo para SCC................................................................................................. 81

4.13 Historial de fugas y reportes de fugas resultantes de daños inmediatos .............................. 82

4.14 Velocidad de flujo ................................................................................................................... 83

4.15 Importancia en la integridad de ductos .................................................................................. 84

4.16 Seguimiento de control a la protección catódica ................................................................... 85

4.17 Procedimientos de soldadura aprobados .............................................................................. 86

4.18 Dispositivos para detección de corrosión .............................................................................. 87

4.19 Fallas causadas por operación incorrecta ............................................................................. 89

4.20 Incidentes por daños previos y resultados de inspección interior ......................................... 90

4.21 Información de revisiones y revisión de procedimientos ....................................................... 91

4.22 Metodologías de evaluación directa....................................................................................... 93

4.23 Capacidades de herramientas de inspección interna.......................................................... 103

4.24 Estrategias sugeridas para reparación de ductos................................................................ 104

4.25 Lista ejemplo de tareas criticas............................................................................................ 108

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Capítulo 1 Introducción

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1.1 Propósito y objetivo

Este documento está diseñado específicamente para proporcionar la información necesaria y así desarrollar e implementar un plan efectivo de administración de integridad, empleando prácticas y procesos probados por la industria. Los procesos y métodos de este plan son aplicables al sistema completo de ductos de Pemex Exploración y Producción (PEP).

El objetivo principal de los responsables de la operación y mantenimiento de un sistema de transporte de hidrocarburos por ducto, es el administrar la integridad de dicho sistema, para proporcionar a sus clientes una entrega segura y confiable de los hidrocarburos, la cual no tenga efectos adversos en los empleados, los clientes, la sociedad o el medio ambiente. Una operación libre de incidentes es una de las metas de Pemex Exploración y Producción, por lo que el uso de este plan contribuirá a lograr estos objetivos.

Un plan de administración de integridad completo, sistemático e integrado, proporciona los medios para mejorar la seguridad de los sistemas de ductos, dando prioridad a los segmentos que pasan por zonas de alta consecuencia. Además, provee la información para que se asignen efectivamente los recursos para actividades de prevención, detección y mitigación apropiadas, que resultará en el mejoramiento de la seguridad y una reducción en el número de incidentes.

Este documento describe el proceso que se debe usar para evaluar y mitigar riesgos con el fin de reducir la probabilidad y la consecuencia de los incidentes. Su aplicación es obligatoria en todos los ductos de recolección y transporte de hidrocarburos de Pemex Exploración y Producción y es responsabilidad del encargado de esa infraestructura, verificar y dar seguimiento a su aplicación, por parte de las áreas de operación y mantenimiento de ductos.

Las Normas Oficiales Mexicanas, Normas de Referencia y políticas institucionales como el SSPA vigentes, tienen prioridad sobre este documento, por lo que en caso de encontrarse alguna discrepancia, deberá considerarse lo establecido en estos.

1.2 Principios de administración de integridad

La serie de principios que son base para el propósito y detalles específicos del plan, están enumerados de forma que el usuario pueda entender con amplitud y profundidad el porqué la integridad debe ser una parte importante en la operación segura de un sistema de ductos.

El sistema de integridad requiere el compromiso de todo el personal de operación y de mantenimiento para usar procesos completos, sistemáticos e integrados para mantener con seguridad los sistemas de ductos. Con el fin de tener un programa efectivo de administración de integridad, éste debe considerar a la organización, los procesos y el sistema físico.

Un plan de administración de integridad evoluciona continuamente y debe ser flexible. Debe adecuarse para cumplir las condiciones únicas de cada caso. El plan debe evaluarse periódicamente y modificarse para adecuar los cambios de la operación de la línea y la entrada de nuevos datos e información del sistema. La evaluación periódica se requiere para asegurar que se consideren las ventajas de nuevas metodologías y tecnologías de operación y mantenimiento para que se utilicen las mejores acciones de prevención, detección y mitigación que estén disponibles en ese momento.

El proceso de la administración de integridad de ductos inicia por la división del ducto en segmentos constantes con el fin de acumular información con el paso del tiempo en los puntos de interés. Una vez segmentado el ducto, se identifica qué segmentos cruzan una Zona de Alta Consecuencia (ZAC), dichas zonas son áreas que en caso de un incidente se tendrían graves consecuencias para la seguridad del público y del medio ambiente.

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El acopio de información y la evaluación de riesgo son componentes clave para la administración del sistema de integridad. La información que puede impactar en los riesgos relevantes para un sistema de ductos viene de diversas fuentes. Analizando toda la información pertinente, podemos determinar los segmentos donde los riesgos de un incidente son mayores y tomar decisiones prudentes para evaluar y reducir esos riesgos.

La evaluación del riesgo es un proceso analítico continuo por el cual se puede determinar:

El tipo de eventos adversos o condiciones que pueden impactar la integridad del ducto La probabilidad de que esos eventos o condiciones que puedan llevar a una pérdida de

integridad La naturaleza y severidad de las consecuencias que se pueden presentar después de una

falla

Este proceso analítico involucra la incorporación de información de diseño, construcción, operación, mantenimiento, pruebas, inspección y cualquier otra relacionada con el sistema de ductos. La evaluación de riesgo, que es la base de un plan de administración de integridad, puede variar en alcance y complejidad y usar diferentes métodos o técnicas. El objetivo fundamental de la evaluación del riesgo es identificar las posibles amenazas, para poder realizar su seguimiento y controlarlas.

Posterior a la evaluación de riesgo se determina el método de evaluación de integridad a usar en los segmentos de interés de entre 3 métodos posibles:

Inspección Interior Prueba de Presión o Evaluación Directa

De esta manera se deben identificar los puntos más significativos para que se pueda desarrollar un plan de prevención/detección/mitigación efectivo y jerarquizado para administrar los riesgos.

Las medidas de desempeño del sistema y del programa mismo son componentes del Plan de Administración de Integridad de Ductos (PAID). Cada usuario debe adoptar las medidas de desempeño descritas en este plan y periódicamente evaluar su efectividad. Se deben emitir y evaluar reportes periódicos de la efectividad del programa de administración de integridad con el fin de mejorar continuamente el programa.

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Capítulo 2 Proceso de Integridad

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2.1 Segmentación

2.1.1 Objetivo

El objetivo de la segmentación es dividir un ducto de tal forma que se disponga de información detallada para lograr lo siguiente:

Dividir el sistema de ductos en secciones lógicas más pequeñas, que tengan diferentes probabilidades de falla, diferentes consecuencias ó ambas, respecto a otros segmentos dentro del mismo sistema

Evaluar los riesgos de cada segmento en relación con los otros segmentos Identificar aquellos segmentos que estén en Zonas de Alta Consecuencia (ZAC) Priorizar con base en riesgo para las evaluaciones de integridad así como para la

implementación de medidas de prevención y mitigación en los segmentos identificados como resultado de la evaluación de riesgos

Administrar los atributos de cada segmento de ducto

2.1.2 Términos y definiciones

Segmento: Se define como una parte continua y delimitada de un ducto, el cual se trata como una unidad de estudio con sus atributos.

Atributos: Son las características de integridad del ducto que pueden influenciar su probabilidad de falla, consecuencias ó ambos (ejemplo: diámetro, espesor, especificaciones del material, presión de operación, etc.)

Estación Intermedia: Significa una instalación en un punto del ducto que consiste de recipientes de almacenamiento que se usan para alivio de presión o para recibir y almacenar el contenido del ducto para re-inyección y continuar el transporte a través del ducto o para envío hacia otras instalaciones.

Ducto. Sistema de tubería con diferentes componentes tales como: válvulas, bridas, accesorios, espárragos, dispositivos de seguridad o alivio, etc., por medio del cual se transportan los hidrocarburos (líquidos o gases).

2.1.3 Proceso de segmentación

Los criterios para segmentar un ducto deben ser:

Entre trampas de envío / recibo de diablos Entre válvulas de seccionamiento Por cambio de atributos Por necesidades del usuario

2.1.3.1 Segmentación entre trampas de envío / recibo de diablos

Este criterio delimita la longitud del segmento entre dos trampas de diablos.

2.1.3.2 Segmentación con base en la localización de válvulas de seccionamiento

Este criterio delimita la longitud del segmento ubicado entre dos válvulas de seccionamiento, por ejemplo:

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Sección de ducto entre dos válvulas de bloqueo de la línea principal Sección de ducto entre una válvula de bloqueo de la línea principal y una válvula de una

estación de bombeo Sección de ducto entre una válvula de bloqueo de la línea principal y una válvula de bloqueo

intermedia Sección de ducto entre una válvula de bloqueo localizada en un punto de entrega ó en una

estación de medición

2.1.3.3 Segmentación con base en cambio de atributos

La segmentación por atributos supera algunas de las limitaciones del método de segmentación basado solamente en válvulas de bloqueo.

Un ejemplo sería la situación en la cual se tuvieran atributos de corrosión externa cambiantes, tales como la corrosividad del suelo a lo largo de un segmento de ducto enterrado. Estos cambios no serían reconocidos segmentando el ducto con base en válvulas de seccionamiento.

Este criterio se conoce también como segmentación dinámica y se aplica con el uso del software PIRAMID, con el cual es posible considerar que diferentes condiciones del ducto puedan ser caracterizadas por un conjunto de atributos del mismo, tales como el espesor de pared, la clase de localización, el terreno, las condiciones del suelo, u otros factores considerados en el modelo de riesgos.

2.1.3.4 Segmentación por necesidades del usuario

Este criterio permite tomar cualquier tipo de referencia para determinar el tamaño o dimensión del segmento. Se puede usar para delimitar zonas urbanas, zonas de alta consecuencia o cualquier área que sea de un interés particular para el responsable del ducto y que se quiera analizar en forma independiente. Las referencias de inicio y fin del segmento pueden ser los kilometrajes o coordenadas geográficas del ducto.

2.2 Zonas de alta consecuencia

2.2.1 Objetivo

Establecer los criterios para la identificación de Zonas de Alta Consecuencia (ZAC) así como los segmentos que se encuentran dentro de ellas.

2.2.2 Términos y definiciones

Zonas de Alta Consecuencia: Son aquellas áreas pobladas o ecológicamente sensibles a lo largo de la ruta del ducto que, en caso de una fuga pueden ser afectadas, teniendo graves consecuencias para la seguridad del público y del medio ambiente.

Zona Afectada ó de Afectación: Es el área localizada a lo largo de un ducto delimitada a ambos lados del mismo por el círculo de impacto potencial del peligro dominante calculado por PIRAMID.

Clase de Localización: Es un área unitaria de terreno que se extiende 200 metros a cada lado de la línea central del ducto y tiene una longitud de 1,600 metros a lo largo del ducto.

Localización Clase 1: Las siguientes se consideran Localizaciones Clase 1:

Un área costa afuera

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Cualquier localización unitaria que contenga 10 ó menos edificaciones destinadas para la ocupación humana

Localización Clase 2: Se consideran Localizaciones Clase 2 las siguientes:

Cualquier localización unitaria que tenga más de 10 pero menos de 46 edificaciones destinadas para la ocupación humana

Localización Clase 3: Se consideran Localizaciones Clase 3 las siguientes:

Cualquier localización unitaria que tenga 46 ó más edificaciones destinadas para la ocupación humana

Un área donde el ducto pasa a menos de 91 metros de una edificación o área exterior bien definida, que sea ocupada por 20 ó más personas al menos 5 días a la semana, durante 10 semanas en un periodo cualquiera de 12 meses, por ejemplo: Campos de juego, áreas recreativas, teatros al aire libre, u otros lugares de reunión pública (no se requiere que los días y las semanas sean consecutivos)

Localización Clase 4: Se consideran Localizaciones Clase 4 las siguientes:

Cualquier localización unitaria donde prevalecen edificaciones de 4 ó más niveles sobre la superficie.

2.2.3 Ductos que transportan hidrocarburos líquidos

Debe tenerse en cuenta que el método para determinar los segmentos que afectan ZAC, está basado en el círculo de impacto potencial calculado por la herramienta institucional para análisis de riesgo PIRAMID, está considera los efectos de volatilidad del hidrocarburo líquido transportado para consecuencias de incendio del derrame, fuego de la nube de vapor, explosión de la nube de vapor, nube de vapor toxico asfixiante. Las Zonas de Alta Consecuencia para ductos que transportan hidrocarburos líquidos son las siguientes:

2.2.3.1 Ríos

Todos aquellos ríos identificados en la cartografía nacional emitida por el Instituto Nacional de Estadística, Geografía e Informática (INEGI) y que se encuentra disponible en la herramienta de Administración de Datos e Información Técnica de Pemex Exploración y Producción (@ditep).

La extensión del segmento que atraviesa la ZAC a lo largo del ducto debe fijarse considerando el círculo de impacto potencial del peligro dominante para el caso más extenso, esto es, la distancia de afectación mayor. Por lo tanto, la longitud total del segmento contenido en la ZAC se debe calcular de acuerdo con lo siguiente:

Ducto que cruza perpendicularmente un río: La longitud del segmento contenido en la ZAC, debe ser el ancho del río en la zona de cruce, más la longitud correspondiente a un círculo cuyo radio es la distancia de afectación del peligro dominante para el caso más extenso a partir de ambas márgenes. (ver Apéndice 4.2)

Ducto que cruza diagonalmente un río: La longitud del segmento contenido en la ZAC, debe ser la distancia comprendida entre los puntos de contacto más alejados de las márgenes del río con la zona de afectación, más la longitud correspondiente a un círculo cuyo radio es la distancia de afectación del peligro dominante para el caso más extenso a partir de ambos puntos de contacto. (ver Apéndice 4.2)

Ducto que está paralelo a un río: La longitud del segmento contenido en la ZAC, debe ser la distancia comprendida entre los puntos de contacto más alejados de la margen del río con la

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zona de afectación, más la longitud correspondiente a un círculo cuyo radio es la distancia de afectación del peligro dominante para el caso más extenso a partir de ambos puntos de contacto. (ver Apéndice 4.2)

En caso de que se cuente con un estudio más detallado en donde se considere el perfil del terreno y que debido a la topografía, el escurrimiento del líquido tenga el potencial de transportar el derrame hasta un río, ésta debe ser considerada como zona de alta consecuencia.

2.2.3.2 Zonas pobladas

Se deben considerar todas las poblaciones identificadas por el INEGI y que se encuentran disponibles en @ditep.

La extensión del segmento contenido en la ZAC, se debe fijar considerando la distancia del peligro dominante para el caso más extenso, esto es, la distancia de afectación mayor. Por lo tanto, la longitud total del segmento contenido en la ZAC debe ser la distancia entre la última construcción de la zona poblada en ambos extremos, más la longitud correspondiente a un círculo cuyo radio es la distancia de afectación del peligro dominante para el caso más extenso a partir de cada extremo (ver Apéndice 4.2).

2.2.3.3 Zonas extremadamente sensibles (ZES)

Son zonas que contienen agua potable y/o recursos ecológicos que son más susceptibles a daños irreversibles o de larga duración. Se deben considerar todos los cuerpos de agua y acuíferos identificados por el INEGI y la Comisión Nacional del Agua (CNA), incluyendo el censo de Sistemas de Agua para el consumo humano, así como la lista de áreas naturales protegidas que emite la SEMARNAT, que se encuentran disponibles y están identificadas en @ditep como cuerpos de agua y zonas ecológicas.

La extensión del segmento contenido en la ZAC, se debe fijar considerando la distancia del peligro dominante para el caso más extenso, esto es, la distancia de afectación mayor. La longitud del segmento afectando la ZAC será la distancia comprendida entre los puntos de contacto más alejados de la Zona extremadamente Sensible con la zona de afectación, más la longitud correspondiente a un círculo cuyo radio es la distancia de afectación del peligro dominante para el caso más extenso a partir de ambos puntos de contacto. (Ver Apéndice 4.2).

En caso de que se cuente con un estudio más detallado en donde se considere el perfil del terreno y que debido a la topografía, el escurrimiento del líquido tenga el potencial de transportar el derrame hasta una zona ecológicamente sensible, ésta debe ser considerada como zona de alta consecuencia.

2.2.4 Ductos que transportan hidrocarburos gaseosos

Las Zonas de Alta Consecuencia para ductos que transportan hidrocarburos gaseosos son las siguientes:

Cualquier área identificada como clase de localización 3 ó 4 (ver Apéndice 4.2).

Cualquier área identificada como clase de localización 1 ó 2, donde un círculo de impacto potencial del peligro dominante para el caso más extenso, esto es, la distancia de afectación mayor, calculada por la herramienta institucional para el análisis de riesgo PIRAMID que contenga 20 ó más edificaciones destinadas para la ocupación. La longitud de la ZAC será la distancia que abarca las 20 ó más edificaciones destinadas para la ocupación humana que caen dentro de este criterio, más la longitud correspondiente a un círculo cuyo radio es la distancia de afectación del peligro dominante para el caso más extenso a partir de ambos extremos (Ver Apéndice 4.2)

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2.2.5 Evaluación periódica de los límites de los segmentos y cambios en las ZAC

La identificación de las ZAC que pueden ser impactadas por una fuga o ruptura en un ducto, así como la identificación de los segmentos de ductos que se ubican en ZAC se debe hacer en @ditep.

La información y datos obtenidos durante los celajes e inspecciones de derechos de vía, así como todas las fuentes de datos que fueron usadas para identificar y dimensionar las ZAC, se deben revisar cada dos años, como mínimo. Cualquier cambio significativo que se observe requerirá actualizar estas zonas o sus dimensiones.

La extensión de la ZAC se debe fijar considerando el círculo de impacto potencial para el caso más extenso, esto es, la distancia de afectación mayor.

El personal responsable de la integridad de un ducto, debe contar con información y evidencia documentada sobre el proceso aplicado, a fin de identificar los segmentos, estén contenidos o no en Zonas de Alta Consecuencia.

2.3 Acopio e integración de datos

2.3.1 Objetivo

Identificar y detallar la información de la condición del ducto necesaria para realizar un análisis de riesgo mediante la herramienta PIRAMID. Dicho análisis permitirá identificar las amenazas que tienen el potencial de ocasionar una falla, facilitando la toma de decisiones para iniciar acciones preventivas y de mitigación.

2.3.2 Términos y definiciones

Amenaza o peligro potencial: Condiciones Ambientales, características del ducto o factores externos que tienen un potencial para producir efectos dañinos a la integridad del ducto o sus accesorios

Integridad: Es la condición mecánica de un ducto en un tiempo determinado. Es su aptitud para el servicio

A fin de preservar una buena integridad ó en su caso incrementarla, se deben realizar un conjunto de actividades interrelacionadas enfocadas para mantener o mejorar dicha integridad en los sistemas de transporte de hidrocarburos. Cubre desde la fase de diseño, fabricación, instalación, construcción, operación y mantenimiento.

Corrosión exterior: Es el deterioro ó destrucción del material del ducto mediante una reacción electroquímica con su ambiente en presencia de un electrolito. El agente corrosivo en este caso es el agua de mar en caso de ductos submarinos y el tipo de suelo en casos de ductos enterrados. Generalmente se proporciona protección contra la corrosión externa mediante pinturas, recubrimientos y protección catódica. La falla en alguno de estos métodos propicia que ocurra la corrosión exterior

Corrosión interior: Es el deterioro ó destrucción del material del ducto mediante una reacción electroquímica con su ambiente en presencia de un electrolito. Algunas formas de solución electrolítica conductiva, tales como bióxido de carbono (CO2) y ácido sulfhídrico (H2S) en presencia de agua, propician el medio necesario para que la corrosión interna ocurra. Otro mecanismo de corrosión ocurre a través del arrastre de sedimentos, impurezas y partículas corrosivas mezcladas con los hidrocarburos asociados en líneas de producción. Generalmente se utiliza la inyección de inhibidores de corrosión para disminuir los efectos de estos mecanismos

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Agrietamiento por corrosión bajo esfuerzo (SCC): Es la formación de fisuras o grietas que se presenta en el material de acero del ducto y se origina por la combinación de esfuerzo, ambiente corrosivo y temperatura

Defecto de Manufactura en fábrica - Costura defectuosa: Son anomalías generadas durante el proceso de manufactura de tubos con costura mediante soldadura longitudinal

Defecto de Manufactura en fábrica - Tubo defectuoso: Son anomalías en el material del tubo ocasionadas por la no-remoción de todas las impurezas en el acero, lo cual podría afectar la integridad del ducto. Estos defectos se pueden presentar en forma de laminaciones, inclusiones, ampollas y costras. Los defectos pueden también presentarse como consecuencia del proceso de rolado de placa.

Defecto de fabricación en campo - Soldadura circunferencial defectuosa en tendido del ducto: Son anomalías que se originan en la soldadura durante la unión de tramos y/o carretes en la etapa de construcción, así como durante las actividades de reparación y/o mantenimiento. Estos defectos se pueden manifestar como socavaciones, inclusión de escoria, porosidad, fusión incompleta y fracturas.

Defecto de fabricación en campo – Curvaturas con arrugamiento: Son secciones de tubo curvadas con herramienta, que presentan arrugamiento individual ó múltiple ocasionado durante el proceso de curvado de secciones de tubo

Defecto de instalación del ducto y accesorios en campo - Cuerdas rayadas / Tubo roto / Defecto de coples: Son anomalías o daños al ducto y/o en sus componentes, originados durante las actividades de reparación y mantenimiento

Cuerdas rayadas: Los componentes roscados de accesorios (válvulas, instrumentos, etc.) pueden sufrir daños en sus cuerdas debido a una aplicación incorrecta de par torsional o a métodos inadecuados de montaje y/o desmontaje

Tubo roto: Los tubos pueden presentar fracturas que pudieran haberse generado durante las maniobras de manejo, almacenaje, transportación e instalación

Defecto de coples: Son daños ó anomalías que se pueden presentar en los accesorios que se utilizan para unir secciones de ducto

Falla de equipo – Juntas “O-ring”: Se refiere a anomalías en la operación de equipos, que puedan ocasionar una fuga o derrame y son debidas a juntas defectuosas ó dañadas de equipos como: Bombas, compresores, válvulas, patines de medición, tanques, sistemas de alivio y controles de sobre-presión

Falla de equipo - Mal funcionamiento de equipo de control / Alivio: Se refiere a anomalías en la operación de los sistemas de alivio y control de sobre-presión, que puedan originar una fuga o derrame

Falla de equipo - Sellos / Empaques de bombas: Se refiere a anomalías en la operación del equipo, que puedan ocasionar una fuga o derrame y son debidas a daños o defectos en los sellos ó empaques de bombas

Falla de equipo – Accesorios: Se refiere a anomalías de componentes y accesorios de un ducto, que puedan ocasionar una fuga o derrame, tales como: Bridas, coples, tubing de instrumentos, instrumentos de medición, termo pozos, etc.

Impacto mecánico al ducto - Fallas inmediatas: Se refiere a daños inflingidos sobre el ducto por primeras partes (personal del operador del ducto), segundas partes (personal de contratistas) y terceras partes (ajenas a contratistas y al operador del ducto), que resultan en una pérdida inmediata de la integridad del ducto (ruptura), ocasionando una fuga o derrame. Estos daños son generados principalmente por actividades de excavación en caso de ductos terrestres y en caso de ductos costa afuera por impacto de objetos caídos de embarcaciones realizando actividades de construcción en

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áreas cercanas a plataformas, de embarcaciones de apoyo en áreas de plataformas, por arrastre y fondeo de anclas o causados por métodos de pesca por arrastre

Impacto mecánico al ducto – Modo retardado de falla: Se refiere a daños inflingidos sobre el ducto por primeras partes (personal del operador del ducto), segundas partes (personal de contratistas) y terceras partes (ajenas a contratistas y al operador del ducto), que no ocasionan una pérdida inmediata de la integridad del ducto, pero que sus efectos pueden manifestarse en forma retardada, ocasionando posteriormente una fuga o derrame, abolladuras y ralladuras con desprendimiento de material. Este tipo de daño es ocasionado también por las mismas causas que se mencionan en el párrafo anterior

Vandalismo:- Se refiere a daños ocasionados por actos intencionales contra los ductos y/o sus instalaciones que pueden afectar la integridad ocasionando una fuga o derrame

Operaciones incorrectas: Son acciones que presentan la posibilidad de un derrame o fuga debido a error humano durante las actividades de operación diarias. Ejemplo: Error durante el direccionamiento de un fluido, error durante actividades de mantenimiento de rutina o error durante la reacción a una condición en el ducto

Clima y fuerzas externas – Clima frío: Es un fenómeno natural en el que las temperaturas extremas pueden afectar la integridad del ducto

Clima y fuerzas externas – Impacto por rayos: Se refiere a daños potenciales que pueden ser ocasionados por la descarga eléctrica debida al alcance de un rayo sobre el ducto ó sus instalaciones

Clima y fuerzas externas – Lluvias intensas e Inundaciones: Son fenómenos naturales, como lluvias intensas, inundaciones, huracanes, socavaciones en el lecho de los ríos, deslaves, que pueden afectar la integridad de los ductos por la imposición de condiciones de carga y fuerzas externas que rebasen las condiciones de diseño, resultando una fuga o derrame

Clima y fuerzas externas – Movimientos del suelo: Son fenómenos naturales como movimientos de suelo, derrumbes, hundimientos, terremotos, maremotos, erosión y socavaciones que pueden resultar en fallas en la integridad de los ductos

Fatiga cíclica: Son los daños que pueden ser ocasionados por fatiga que ocurre cuando el material del ducto y las soldaduras son sometidas a un número inaceptable de variaciones cíclicas en esfuerzo debido a vibraciones o cargas. Esta falla puede ocurrir después de un cierto número de variaciones de esfuerzo, aún cuando el esfuerzo máximo esté dentro de los valores permisibles

Integración de datos: Es el proceso de conjuntar toda la información y datos disponibles relacionados con la integridad y riesgo

2.3.3 Clasificación de amenazas

Los datos e información que se pueden usar para mejorar la integridad del ducto están basados en años de experiencia de la industria. La experiencia industrial identifica 3 clases de amenazas:

Dependientes del tiempo. Son aquellos peligros ó amenazas que tienden a incrementarse con el paso del tiempo, Ejemplo: Corrosión

Estables ó residentes. Son aquellos peligros ó amenazas originados durante la fabricación o construcción. El efecto se manifiesta cuando el esfuerzo a que se someten rebasa su capacidad de resistencia

Independientes del tiempo. Son aquellos peligros ó amenazas que pueden ocurrir en cualquier momento. Ejemplo: Daño por terceros ó fuerzas externas. El efecto puede manifestarse de inmediato o en forma retardada.

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La mayoría de las diversas amenazas identificadas, e históricamente relacionadas con los ductos pueden ser asociadas con estas clases / categorías / causas. El Apéndice 4.3, incluye como referencia una lista de amenazas identificadas, así como sus actividades de prevención y mitigación.

2.3.4 Requerimientos y fuentes de datos de amenazas

La información de las amenazas evaluadas en el análisis de riesgo, requiere de datos de diseño, construcción, operación, inspección, mantenimiento, financieros, Medio Ambiente Natural y Social; los cuales deben ser recopilados mediante el uso de las herramientas institucionales de PEP tales como: @ditep, SPADA y SAP.

Los datos recopilados de diseño y construcción, deben ser como mínimo los siguientes:

Diámetro Especificación tubería Espesor de pared Fecha de instalación Perfil topográfico Protección mecánica Tipo de válvula de seccionamiento Tipo de recubrimiento Tipo de soldadura circunferencial

Los datos recopilados de las condiciones de operación, deben ser como mínimo los siguientes:

Caracterización del fluido Ciclos de presión Rangos de presión Factor de flexibilidad operativa Perfil de presión pH Presión parcial - CO2 y H2S Temperatura del producto Volumen transportado

Los datos recopilados de las actividades de inspección y mantenimiento, deben ser como mínimo los siguientes:

Accesibilidad al DDV Actividad en la zona Condición del recubrimiento Corrosividad del producto Corrosividad del suelo Crecimiento de corrosión Crecimiento de grietas Crecimiento de grietas de fábrica Movimientos de suelo longitudinal Cruzamientos / terreno especial Densidad de abolladuras Densidad de corrosión Distancia mínima para construcciones Efectividad de inspección - corrosión Efectividad de inspección - grietas por fatiga y agrietamiento por corrosión bajo esfuerzo Efectividad del inhibidor

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Encamisado en corto circuito Espesor de la capa confinada (relleno) Fecha rehabilitación recubrimiento dieléctrico Fecha última inspección - corrosión exterior e interior Fecha última prueba hidrostática Interferencia eléctrica Método de celaje Nivel de protección catódica Presión máxima permisible de operación Señalización del DDV Susceptibilidad de la tubería al agrietamiento por corrosión bajo esfuerzo Terreno adyacente al DDV Terreno del DDV Tiempo entre celajes Tiempo para detectar una Fuga Tiempo para reparar Fuga Volumen derramado en Caso de Fuga

Los datos financieros recopilados, deben ser como mínimo los siguientes:

Costo de interrupción Costo por unidad transportada Costo del producto Costo de reparación del ducto Costo de daños materiales Costo de fatalidades Costo de restauración del terreno Penalización por incumplimiento contrato Costo de mantenimiento Tasa de interés anual

Los datos recopilados relacionados con el Medio Ambiente Natural y Social, deben ser como mínimo los siguientes:

Agua potable (en un radio máximo de 5 km) Agua subterránea sensible (en un radio máximo de 10 km) Agua superficial (en un radio máximo de 300 m) Ambiente sensible (en un radio máximo de 10 km) Magnitud de terremotos Otras aguas (en un radio máximo de 5 km) Potencial de falla dado un evento geotécnico Tipo de suelo Uso del suelo Potencial de inundación (período de Retorno) Precipitación pluvial anual Tasa de ocurrencia de peligros geotécnicos

2.4 Evaluación de riesgos

2.4.1 Objetivo

El objetivo de la evaluación de riesgos es valorar los datos de integridad actuales e históricos del ducto y las consecuencias de falla para:

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Identificar las amenazas para la integridad Priorizar las actividades del plan de evaluación de integridad del ducto Planear la evaluación de la integridad Planear la prevención y/o mitigación que requieran ser realizadas

2.4.2 Términos y definiciones

Riesgo. Es una medición de la ocurrencia de un evento indeseable y la magnitud de las consecuencias causadas por la ocurrencia de este evento (Riesgo = Probabilidad de falla x Consecuencia)

Dispositivos de emergencia para restricción de flujo. Son accesorios que se usan para restringir o limitar la cantidad de hidrocarburos en una fuga o ruptura de un ducto de transporte. Las válvulas son ejemplo de este tipo de dispositivos

Factores de riesgo. Son elementos que contribuyen y que pueden influir en la probabilidad y/o la consecuencia de un accidente en un sistema de ductos de transporte

Probabilidad de falla. Es la posibilidad verdadera y fundada de que un evento suceda. Se expresa como un valor de 0 a 1

2.4.3 Modelo de riesgo

El modelo de evaluación de riesgos que debe ser utilizado para la planeación y soporte de las actividades de evaluación de integridad, será un modelo cuantitativo como el utilizado en la herramienta PIRAMID (Pipeline Risk Analysis for Maintenance and Inspection Decisions). El esquema de evaluación de riesgos en PIRAMID hace uso de modelos de ingeniería para permitir el cálculo del riesgo a partir de información relacionada con los atributos operativos, condición y ambiente del ducto.

Los ductos que cuenten con datos de Inspecciones de Equipo Instrumentado o cualquier método de evaluación de integridad que proporcione información sobre los tipos, formas y distribución de indicaciones, se deben evaluar mediante el modo de confiabilidad de la herramienta PIRAMID, de lo contrario se debe utilizar el método histórico.

2.4.3.1 Metodología primaria para evaluación de riesgos

El esquema estándar de evaluación de riesgos de PIRAMID está basado en la probabilidad y consecuencia de falla.

Probabilidad de falla

La probabilidad de falla de un ducto se calcula usando datos históricos de falla y “factores de ajuste” para el ducto evaluado. La probabilidad de falla se calcula para cada una de las amenazas identificadas en la Sección 2.3

Consecuencia

Los tres aspectos considerados en la estimación de consecuencia son:

El impacto financiero medido en costo El impacto sobre la seguridad medido en número de personas en riesgo El impacto al medio ambiente medido por el volumen de producto permanentemente perdido

y ajustado para reflejar la toxicidad del producto y la sensibilidad del sitio a los derrames

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2.4.3.2 Evaluación con base en escenario y riesgo probabilístico

Para asuntos específicos de integridad que sean evaluados en términos de métodos de mitigación y análisis de beneficios, se pueden aplicar los métodos de evaluación de riesgo siguientes:

Identificación de riesgos con base en escenarios Evaluación de riesgos probabilísticos

2.4.4 PIRAMID

Las características de PIRAMID para valorar cada segmento de ducto son:

Probabilidad de falla de cada amenaza y sus atributos asociados identificados en la Sección 2.3

Consecuencia de una falla de un segmento de ducto asociado con los atributos identificados en la Sección 2.3

El proceso de evaluación utiliza factores de ajuste calculados por PIRAMID para cada atributo y amenaza utilizando el siguiente esquema de evaluación.

2.4.4.1 Evaluación de la probabilidad de Falla

PIRAMID utiliza:

Los datos históricos de falla para cada amenaza considerada en la Sección 2.3 Una probabilidad de falla histórica para diferentes modos de falla (fuga pequeña, fuga grande

y ruptura)

La probabilidad de falla se debe basar en los datos históricos de falla ajustados por un factor que depende de las características y atributos de amenazas medidas en el ducto evaluado.

Los factores de ajuste son calculados por PIRAMID mediante el uso de fórmulas de ingeniería que consisten de un factor para cada uno de los atributos de amenazas listados en la Sección 2.3.

Los responsables de la aplicación del PAID, apoyados por los recursos técnicos apropiados deben integrar todos los datos e información a partir de los registros de supervisión, inspección y mantenimiento periódico más recientes para identificar las amenazas y deben realizar una revisión exhaustiva de cada atributo.

El PIRAMID realiza un análisis de los datos capturados para el segmento de ducto bajo evaluación y determina la probabilidad de falla por unidad de longitud por año.

2.4.4.2 Evaluación de consecuencias

La evaluación de consecuencias está basada en el modo de falla (fuga pequeña, fuga grande y ruptura) y en el efecto correspondiente para los atributos aplicables indicados en la Sección 2.3).

Los responsables de la aplicación del PAID, apoyados por los recursos técnicos apropiados deben integrar todos los datos e información con base en el apartado Consecuencia del punto 2.4.3.1.

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2.4.4.3 Clasificación y priorización de riesgos

Después de que los atributos de las amenazas hayan sido evaluados para cada segmento, se debe calcular por medio de PIRAMID el valor total de la amenaza que representa la Probabilidad de Falla para cada segmento. Igualmente, el factor de consecuencia considerando lo indicado en el punto 2.4.4.2.

Los resultados obtenidos del análisis de riesgos con PIRAMID, que deben formar la base para la evaluación de integridad, se indican a continuación:

Priorizar amenazas para cada segmento Clasificar segmentos con base en el valor de riesgo

Los resultados anteriores se deben usar para asignar en forma más eficiente los recursos, a fin de reducir el riesgo del ducto.

2.4.4.4 Medidas preventivas y de mitigación

Los resultados de la evaluación de riesgos se analizan mediante la creación de escenarios, lo que nos debe permitir jerarquizar las medidas preventivas y de mitigación, que reducirán el nivel de riesgo.

2.4.4.5 Evaluaciones posteriores

Después de terminar las acciones correctivas, de reparación necesarias de acuerdo con la Sección 2.6 y después de la implementación de medidas preventivas y de mitigación, se debe llevar a cabo una evaluación de riesgos actualizada para priorizar nuevamente los segmentos con base en la mejora del riesgo.

2.4.4.6 Análisis de sistemas de detección de fugas

Como parte del proceso de evaluación de riesgos, los responsables de la aplicación del PAID deben analizar la conveniencia de contar con sistemas de detección de fugas en el ducto y en su caso, realizar los cambios que sean necesarios para proteger una zona de alta consecuencia. El análisis debe considerar los siguientes factores:

Longitud y dimensiones del segmento de ducto Tipo de producto transportado en el segmento de ducto La proximidad del segmento a una zona de alta consecuencia La rapidez de detección de fugas La ubicación del personal de respuesta más cercano El historial de fugas Los resultados de la evaluación de riesgos

Este análisis es complementario a la evaluación de riesgos descrita anteriormente en esta sección.

2.4.4.7 Análisis de dispositivos de emergencia para restricción de flujo

Los dispositivos de emergencia para restricción de flujo son principalmente válvulas, que pueden reducir la consecuencia de un derrame proveniente de un ducto y se deben considerar en segmentos de ductos en zona de alta consecuencia. Los factores para determinar si es necesario son:

La rapidez de detección de fugas y capacidad de paro del ducto El tipo de producto transportado

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El caudal o flujo a transportar El volumen que puede ser derramado La topografía del terreno El perfil del ducto El potencial de ignición La proximidad a fuentes de energía La ubicación del personal de respuesta más cercano El terreno específico entre el segmento de ducto y la zona de alta consecuencia Los beneficios esperados al reducir el tamaño del derrame

Los responsables de la aplicación del PAID deben considerar los factores listados para determinar si un equipo de restricción de flujo es el método apropiado para reducir las consecuencias de un potencial derrame en un ducto.

2.4.4.8 Evaluación de riesgos periódica

Se realizarán evaluaciones de riesgos periódicas de acuerdo con lo indicado en esta sección ó cuando se consideren necesarias evaluaciones posteriores debido a cambios identificados en las ZAC ó en los datos conjuntados.

2.5 Plan de evaluación inicial y métodos de evaluación de integridad

2.5.1 Objetivo Desarrollar y documentar un plan de evaluación inicial para cada ducto o segmento de ducto

que afecte ZAC Elaborar un plan de evaluación de integridad para cada ducto, que considere los métodos de

evaluación adecuados para las amenazas identificadas

2.5.2 Términos y definiciones

Evaluación de integridad. Inspección realizada por diferentes métodos, técnicas y herramientas para conocer la integridad de un ducto o segmento de ducto

Presión máxima permisible de operación (PMPO). Es la presión interna máxima a la cuál un ducto ó segmento de ducto, de gas natural ó líquidos peligrosos puede ser operado

Método de evaluación Es la serie de actividades de evaluación de integridad seleccionadas en el orden que a continuación se presenta: Inspección Interna, Prueba de Presión, Evaluación Directa y otras tecnologías, dependiendo de las limitantes físicas y condiciones operativas del ducto

2.5.3 Plan de evaluación inicial de integridad

La evaluación de riesgos y priorización de segmentos, se deben usar para identificar las amenazas que generan el riesgo, mismas que son requeridas para desarrollar un plan de evaluación inicial de integridad, el cual debe contemplar el qué, cómo, por qué y cuándo se debe inspeccionar.

El plan de evaluación inicial debe considerar como mínimo los siguientes elementos:

Identificación de amenazas para cada segmento de ducto Identificación de los métodos de evaluación para las amenazas más significativas de acuerdo

al riesgo.

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Programa priorizado con base en los niveles de riesgo y ZAC’s, para realizar las evaluaciones de integridad de todos los segmentos de ductos

Procedimientos para minimizar los riesgos ambientales y de seguridad al momento de implementar el plan de evaluación inicial

Las amenazas identificadas en el plan de evaluación inicial se justifican con base en el análisis de amenazas y evaluación de riesgos.

2.5.4 Identificación de métodos de evaluación de integridad y justificación de selección

El punto clave en la valoración de los métodos de inspección que deben ser aplicados para la evaluación de integridad de los ductos, es que todos los tipos de defectos puedan ser detectados por los métodos de inspección o de prueba. Los defectos en un ducto son diversos y están asociados con las categorías de las amenazas a las cuales el segmento de ducto es más vulnerable.

Los detalles de las categorías de amenazas al ducto, así como sus atributos asociados se discuten en la Sección 2.3 de este documento.

La información de los resultados de la evaluación de riesgos (PIRAMID), que se debe utilizar para desarrollar el Plan de evaluación inicial de Integridad, es la siguiente:

Las amenazas priorizadas para cada segmento La clasificación de segmentos con base en el valor de riesgo

La selección y justificación de las técnicas de inspección o prueba más apropiadas como método de evaluación, se deben hacer con base en las prioridades determinadas por el método de evaluación de riesgos, así como el tipo de defecto que tenga más probabilidad de ocurrir, de acuerdo a las amenazas identificadas.

La selección del método para la evaluación de la integridad debe con la prioridad que se indica a continuación:

1. Inspección Interna 2. Prueba de presión 3. Evaluación Directa 4. Técnicas alternativas probadas, que usen métodos de inspección o seguimiento equivalentes

ó superiores a los métodos de evaluación anteriores

Los métodos alternos para evaluación de integridad serán aquellos que sean reconocidos por la industria petrolera, aprobados y publicados por una organización normativa reconocida internacionalmente.

Uno ó más métodos y herramientas de evaluación podrán utilizarse para la evaluación de la integridad de acuerdo con los defectos asociados a las amenazas. En caso de que en algunas amenazas no sea factible utilizar ninguno de los métodos descritos, se pueden aplicar acciones preventivas de mitigación contra esas amenazas

La tabla 2.5.1 proporciona una guía general de las técnicas de evaluación para verificar la integridad de los ductos, específicamente para la evaluación inicial.

Amenaza Medios de Detección (Evaluación de Integridad)

Medios Alternos de Detección (Evaluación de Integridad)

Dependientes del Tiempo Corrosión Externa MFL ILI, UT ILI ECDA, Prueba de Presión

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Amenaza Medios de Detección (Evaluación de Integridad)

Medios Alternos de Detección (Evaluación de Integridad)

Corrosión Interna MFL ILI, UT ILI ICDA, Prueba de Presión, Agrietamiento por Corrosión bajo Esfuerzo

ILI para detección de fisuras por UT SSCDA, Prueba de Presión

Estables Relacionadas con la Manufactura;

• tubo defectuoso y • costura defectuosa de tubo

Detección de grietas por UT ILI Prueba de presión

Relativas a Soldadura • Soldadura circunferencial

defectuosa • Soldadura de fabricación

defectuosa • Curvaturas con

arrugamientos • Cuerdas rayadas / tubo roto

/ falla de coples

Se requiere una combinación , ILI, MFL ILI Prueba de presión

Equipo • Falla de empaques O-ring • Mal funcionamiento de

Equipo de Control/Alivio • Falla de sellos/empaques de

bombas • Miscelaneos

Mantenimiento preventivo N/A

Independientes del Tiempo Daños por terceras partes / Daños mecánicos

• Daños ocasionados por primeras, segundas ó terceras partes (fallas inmediatas)

• Tubo previamente dañado (modo retardado de falla)

• Vandalismo

ILI Geometra Prueba de presión

Operaciones Incorrectas • Procedimiento operacional

incorrecto

Capacitación de Operadores y personal trabajando en el ducto

N/A

Relativas al clima y fuerzas externas;

• tormenta (rayos), • lluvias intensas, • inundaciones y, • terremotos

Monitorear las zonas donde exista la posibilidad de derrumbes y monitorear las condiciones del clima

N/A

Tabla 2.5.1

2.5.5 Métodos de evaluación de integridad

2.5.5.1 Inspección interna

La inspección interna es un método de evaluación de integridad utilizado para detectar y ubicar defectos en ductos. Con los avances en la tecnología de inspección interna, actualmente existen una amplia variedad de herramientas que se pueden seleccionar para medir los defectos debidos a amenazas dependientes del tiempo tales como corrosión interna, corrosión externa, agrietamiento por corrosión bajo esfuerzo y agrietamientos inducidos por hidrógeno; amenazas estables entre las que podemos citar defectos de construcción y manufactura, así como amenazas independientes del tiempo que incluyen daños por terceros y daños debidos a fuerzas externas. La efectividad de las herramientas de inspección interna, depende de la condición de la sección de ducto específico a ser inspeccionada.

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El Apéndice 4.23 de este documento proporciona información sobre el uso de las capacidades de las herramientas de inspección interna en relación con la detección y ubicación de defectos asociados con las amenazas de falla.

Plan de inspección interna

Antes de realizar una inspección interna en un ducto, se debe documentar un plan de inspección para asegurar que el equipo, el personal, los procesos y el software utilizado en la inspección interna estén calificados para cumplir con los objetivos.

El plan de inspección interna debe considerar como mínimo los siguientes elementos:

Metas definidas, objetivos y grado de exactitud requerida en la inspección Las características físicas y operacionales y las restricciones del ducto Selección de un sistema de inspección interna apropiado con base en los requerimientos de

la inspección y en las capacidades de funcionamiento del equipo

2.5.5.2 Prueba de presión

La prueba de presión se debe usar como método alterno o en combinación con el método de evaluación primario cuando:

El método de evaluación primario no pueda ser utilizado Cuando la información histórica y la experiencia muestren que el método de evaluación

primario no tenga la capacidad de detectar ciertos defectos

Plan de prueba de presión

El plan de prueba de presión debe considerar todos los aspectos ambientales relacionados con el medio de prueba, (agua, aire, gas ó producto) que será utilizado para realizar la prueba de presión del ducto. Como mínimo, se considerarán los siguientes aspectos:

Programa de producción y exportación Disponibilidad de capacidad de almacenaje considerando el tiempo requerido para la prueba Condiciones climatológicas Contacto con el propietario del suelo y accesibilidad Potencial de daño de cosechas de temporada en caso de fuga Disponibilidad del medio de prueba Aditivos para detección de fugas que serán agregados al medio de prueba Remoción del medio de prueba, proceso y disposición Permisos requeridos Contaminantes residuales en el ducto que pueden disolverse o mezclarse con el medio de

prueba

2.5.5.3 Evaluación directa

La evaluación directa es un método de evaluación de integridad que puede ser usado en ductos enterrados para considerar defectos relacionados con las amenazas dependientes del tiempo, tales como corrosión interna, corrosión externa y agrietamiento por corrosión bajo esfuerzo. El método de evaluación directa se debe utilizar cuando la prueba de presión o las tecnologías de inspección interna disponibles, no sean apropiadas ó efectivas en costo en ciertos sistemas de ductos. La evaluación directa es un esquema de proceso estructurado que no impide la operación del ducto, por lo que se debe evaluar la posibilidad de utilizar este método, cuando los programas operacionales del ducto y la velocidad de flujo del producto en el ducto restringen el uso de otros métodos.

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El método de evaluación directa debe ser utilizado como método de evaluación primario o como suplemento de otros métodos de evaluación. Como método de evaluación primario, se debe utilizar para atender las amenazas de corrosión externa en ductos de líquidos y gas, de corrosión interna en ductos de gas y de agrietamientos por corrosión bajo esfuerzo en ductos de gas y líquidos.

El uso de evaluación directa para detectar corrosión interna en ductos de líquidos requiere de una evaluación especial.

La evaluación directa puede ser usada como un método de evaluación suplementario de otros métodos de evaluación para cualquier amenaza aplicable.

En cualquier caso en que la evaluación directa sea usada ya sea como método de evaluación primario ó suplementario, éste se soportará con un plan de evaluación directa de acuerdo con el procedimiento que se establece en esta sección y en el apéndice 4.22 de este documento. El plan considerará los requerimientos de las normas siguientes:

ASME/ANSI B31.8S, sección 6.4 y NACE RP0502–2002, para corrosión externa ASME/ANSI B31.8S, sección 6.4 y apéndice B2, para corrosión interna ASME/ANSI B31.8S, apéndice A3, para agrietamiento por corrosión bajo esfuerzo

Los requerimientos para el plan y para cada método de evaluación directa se detallan a continuación:

2.5.5.3.1 Evaluación directa para corrosión externa

Es un proceso que utiliza herramientas de inspección indirecta para identificar las áreas externas a lo largo del ducto que están expuestas a ambientes corrosivos debido a fallas, deterioro, ó daños al recubrimiento externo, para entonces realizar la examinación directa en ubicaciones identificadas en el segmento donde es más probable que ocurra la corrosión externa. El proceso consiste de los 4 pasos siguientes:

1. Evaluación Previa 2. Inspección Indirecta 3. Examinación Directa 4. Evaluación Posterior y Evaluación Continua

De acuerdo con el procedimiento establecido en el Apéndice 4. 22, cada uno de los cuatro pasos se detalla a continuación:

Evaluación previa

Identificar y proporcionar las bases para selección de al menos dos métodos diferentes de inspección indirecta como herramientas para evaluar cada área donde se realizará evaluación directa para corrosión externa.

Inspección indirecta

Definir un criterio para identificar y documentar las indicaciones que deben ser consideradas para excavación y examinación directa, incluyendo al menos lo siguiente:

La sensibilidad conocida de las herramientas de evaluación Los procedimientos para el uso de cada herramienta La metodología a ser utilizada para la disminución del espaciamiento físico de las lecturas de

la herramienta de evaluación indirecta cuando se sospecha la presencia de defectos

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Examinación directa

Un Criterio definido para decidir que acciones deben de ser tomadas en cualquiera de los siguientes casos:

Se han detectado defectos de corrosión que exceden los límites permisibles (ver sección 5.5.2.2 de NACE RP0502–2002)

Los análisis de causa raíz revelan condiciones para las cuales el método de evaluación directa para corrosión exterior no es apropiado (ver sección 5.6.2 de NACE RP0502–2002)

Criterios y procedimientos de notificación para cualquier cambio en el plan de evaluación directa para corrosión exterior, incluyendo cambios que afecten la clasificación de severidad, la prioridad de la examinación directa y el marco de tiempo para la examinación directa de las indicaciones

Criterios que describan como y sobre que bases se manejará la reclasificación y re-priorización para cualquiera de las provisiones especificadas en la sección 5.9 de NACE RP0502–2002

Evaluación posterior y evaluación continua

Medidas para evaluar la efectividad del método de evaluación directa para corrosión exterior a largo plazo para atender corrosión externa

Criterios para evaluar si las condiciones descubiertas por la examinación directa de indicaciones en cada área de evaluación directa para corrosión exterior, revelan la necesidad de evaluaciones posteriores del segmento a un intervalo menor que el especificado en el Código Federal de Regulaciones de EUA apartado §192.939 (ver Apéndice D de NACE RP0502–2002)

2.5.5.3.2 Evaluación directa para corrosión interna

Es un proceso que identifica áreas internas a lo largo del ducto donde puedan existir fluidos, u otros electrolitos donde es más probable que ocurra la corrosión interna. El proceso identifica el potencial de corrosión interna causado por agentes corrosivos en presencia de agua libre y microorganismos.

El ASME/ANSI B31.8S, sección 6.4 y El Apéndice C de la norma describe el proceso de evaluación directa para corrosión interna sólo para un segmento de ducto que transporta gas natural seco nominalmente y no para un segmento con presencia de electrolitos nominalmente presentes en el flujo de gas, ó para líquidos.

Cuando se evalúan segmentos operando con la presencia de electrolitos en el flujo de gas, ó con flujo líquido, se desarrollará un plan que demuestre como se conducirá la evaluación directa para corrosión interna en el segmento, para atender los problemas de integridad por corrosión interna.

El desarrollo de un plan de evaluación directa para corrosión interna consiste de los cuatro pasos siguientes:

1. Evaluación previa y definición del área de evaluación directa para corrosión interna 2. Inspección indirecta – Modelado del flujo para identificar ubicaciones para la examinación

Directa. 3. Examinación directa -Identificación de ubicaciones para excavación 4. Evaluación posterior y seguimiento

Cada uno de los cuatro pasos anteriores se debe realizar de acuerdo con los procedimientos establecidos en el Apéndice 4.22 de este documento. Específicamente el plan incluye:

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Un criterio de aplicación para la implementación de cada etapa del proceso de evaluación directa para corrosión interna

Una provisión para la aplicación de criterios más restrictivos cuando se conduce una evaluación directa para corrosión interna por primera vez en un segmento

Una provisión para que se realicen análisis en todo el ducto, excepto que la aplicación de las correcciones / reparaciones como se requiere en la Sección 2.7 se deba limitar sólo a los segmentos en zonas de alta consecuencia

Los cuatro pasos del plan de evaluación directa para corrosión interna considerarán lo siguiente:

Evaluación previa

El proceso de evaluación previa considerará los cuatro pasos siguientes:

Recopilación e integración de datos e información para: • Evaluar la factibilidad de la evaluación directa para corrosión interna para el segmento • Soportar el uso de un modelo de flujo de fase múltiple para identificar las ubicaciones

a lo largo del segmento de ducto donde se puedan acumular electrolitos Identificar las áreas de evaluación directa para corrosión interna Identificar las áreas dentro del segmento donde potencialmente pueda haber estancamiento

de líquidos Un área de evaluación directa para corrosión interna, se extiende desde la ubicación donde

un electrolito pueda entrar primero al ducto y cubre el área entera a lo largo del ducto donde pueda ocurrir corrosión interna que requiera evaluación posterior. Un área de evaluación directa para corrosión interna puede cubrir uno ó más segmentos

Evaluación indirecta

El proceso para identificación de áreas de evaluación directa para corrosión interna se debe basar en la utilización de modelos o simuladores comerciales de flujo probados en el mercado.

Examinación directa

Los resultados del modelo de flujo se utilizarán para predecir las ubicaciones donde más probablemente se acumulen electrolitos que puedan causar corrosión interna en cada área de evaluación directa para corrosión interna. Durante el proceso de identificación de ubicaciones, como mínimo se identificarán dos ubicaciones para excavación dentro de cada región de evaluación directa para corrosión interna de cada segmento. En cada ubicación se realizará una examinación directa para corrosión interna, usando medición de espesores por ultrasonido, radiografía, u otra técnica de medición aceptada.

Cuando se detecta corrosión en cualquiera de las ubicaciones, se deben tomar las siguientes acciones:

Valorar la severidad del defecto (resistencia remanente) y la corrección / reparación del defecto se debe llevar a cabo de acuerdo con la Sección 2.7

Realizar excavaciones adicionales en cada segmento dentro del área de Evaluación Directa para corrosión interna, ó se utilizará un método de evaluación alterno para evaluar cada segmento del ducto dentro del área de Evaluación Directa para corrosión interna

Evaluar el potencial de corrosión interna en todos los segmentos de ducto del sistema de ductos, que tengan características similares al área de Evaluación Directa para corrosión interna que contiene el segmento en el cual se detectó la corrosión y se realizarán las acciones de corrección / reparación, según sea apropiado, de acuerdo con la Sección 2.7

Análisis de evaluación posterior y seguimiento

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El plan de evaluación directa para corrosión interna debe considerar la valoración de la efectividad de este proceso y el seguimiento continuo de los segmentos donde se haya identificado corrosión interna. El proceso de valoración y seguimiento deberá incluir:

La valoración de la efectividad de la evaluación directa para corrosión interna como método de evaluación para tratar dicho fenómeno y para la determinación de si un segmento cubierto debe ser re-evaluado a intervalos más frecuentes que los especificados en la Sección 2.7. Esta valoración se realizará dentro del año siguiente a la conducción de la evaluación directa para corrosión interna

El seguimiento continuo de cada segmento donde se haya identificado corrosión interna, usando técnicas tales como cupones, sensores ultrasónicos o probetas electrónicas, remoción periódica del agua libre, electrolitos y líquidos similares en puntos bajos y análisis químico de líquidos para detectar la presencia de productos corrosivos

La frecuencia del seguimiento y análisis de líquidos se basará en los resultados de todas las evaluaciones de integridad que se hayan llevado a cabo y en los factores de riesgo específicos del segmento. En caso de que se encuentre evidencia de productos corrosivos en el segmento que esté en ZAC, se tomará acción expedita de acuerdo con una de las dos actividades requeridas siguientes:

Conducción de excavaciones en los segmentos, en ubicaciones flujo abajo del punto donde el electrolito pudo haber entrado al ducto

Evaluación del segmento utilizando otro método de evaluación de integridad

Posteriormente se realizará la corrección / reparación de las condiciones encontradas de acuerdo con la Sección 2.7.Ver el Apéndice 4.22 para detalles del proceso de evaluación directa para corrosión interna.

2.5.5.3.3 Evaluación directa para agrietamiento por corrosión bajo esfuerzo

Es un proceso para evaluar un segmento de ducto por la presencia de agrietamiento por corrosión bajo esfuerzo mediante la recopilación sistemática y análisis de datos de excavación de ductos que tengan características operacionales similares y residan en ambientes similares.

Se debe desarrollar un plan de evaluación directa para agrietamiento por corrosión bajo esfuerzo antes de utilizar este método de evaluación en un segmento de ducto. El plan debe considerar lo siguiente:

Recopilación e integración de datos

Se debe utilizar un proceso sistemático para el acopio y evaluación de los datos de todos los segmentos para identificar si la condición de SCC esta presente, a fin de priorizar los segmentos en ZAC para su evaluación. Los criterios siguientes son indicativos de presencia de agrietamiento por corrosión bajo esfuerzo:

Esfuerzo de operación > 60% SMYS Temperatura de operación > 100°F Distancia de una estación de compresión ≤ 20 millas (32 Km) (No aplica para ductos de

líquidos con bombas centríugas) Edad ≥ 10 años Cualquier sistema de recubrimiento contra corrosión diferente al epóxico adherido por fusión

(FBE)

Método de evaluación

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Si las condiciones para agrietamiento por corrosión bajo esfuerzo son identificadas en un segmento, se debe realizar una evaluación del segmento de acuerdo con los procedimientos para evaluación directa para agrietamiento por corrosión bajo esfuerzo establecidos en el apéndice 4.22 de este documento y se realizará la corrección / reparación de acuerdo con la Sección 2.7

2.5.5.4 Método alterno para evaluación de integridad

Cuando los métodos de evaluación de integridad delineados en los párrafos 2.5.5.1 (Inspección interna), 2.5.5.2 (Prueba de presión) y 2.5.5.3 (Evaluación directa) de esta sección no puedan ser utilizados, se utilizarán métodos alternos para evaluación de integridad con una tecnología probada y equivalente. Se debe documentar un plan de evaluación de integridad detallado considerando las fases siguientes:

1. Evaluación Previa 2. Inspección indirecta 3. Examinación Directa 4. Análisis

Revisiones, cambios, ó modificaciones al plan de evaluación inicial

Los responsables de la aplicación del PAID están autorizados para hacer revisiones, cambios, ó modificaciones a un plan de evaluación inicial, ó a un plan de evaluación periódica. La razón de los cambios se debe documentar para su aprobación correspondiente.

2.5.5.5 Programa de protección ambiental durante la evaluación de integridad y excavaciones para reparación

Al momento de llevar acabo la evaluación de integridad y las excavaciones relacionadas con la examinación directa y con las reparaciones, PEMEX debe aplicar su programa de protección ambiental en forma pro-activa, a fin de anticipar, prevenir, manejar y mitigar condiciones que pudieran tener el potencial de afectar en forma adversa el medio ambiente.

El programa de protección ambiental según sea aplicable a la evaluación de integridad y reparación de ductos, debe cumplir con los lineamientos del SSPA.

Los componentes de un programa de protección ambiental relacionado con la evaluación de la integridad de ductos, excavación y reparación de ductos debe considerar lo siguiente:

Una declaración ó manifiesto de protección ambiental en apoyo a la política de protección ambiental de PEMEX

El proceso de evaluación de integridad, de excavación y de planeación de reparación debe considerar cualquier legislación así como otros requerimientos (tales como permisos de agencias reguladoras), e incorporará procedimientos ambientales relevantes que puedan incluir detalles sobre la administración de:

• Almacenaje de materiales y desechos (Incluyendo comunicación y manejo de materiales peligrosos, separación, señalamientos, contención, etiquetado, etc.)

• Vegetación (incluyendo información base y gráficas de control cuando sea apropiado) • Suelos • Calidad del aire (incluyendo provisiones para modelado y seguimiento cuando sea

apropiado) • Ruido (incluyendo provisiones para seguimiento cuando sea apropiado) • Vida silvestre y hábitat silvestres (incluyendo información base y programas de

seguimiento en curso)

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• Recursos acuáticos y calidad del agua (incluyendo información base y programas de seguimiento en curso)

2.6 Acciones preventivas, correctivas y de mitigación

2.6.1 Objetivos Detectar en un segmento de ducto, un defecto que represente una amenaza a su integridad Priorizar la reparación de los defectos en un programa Reparar los defectos con base en el programa priorizado

Este proceso debe proporcionar una lista priorizada de excavaciones para reparación de cada segmento con base en lo crítico de las condiciones encontradas (defectos identificados) durante la evaluación de integridad.

2.6.2 Términos y definiciones

Indicación. Discontinuidad o irregularidad detectada por la inspección no destructiva, que puede o no ser un defecto.

Defecto. Es una imperfección que puede causar una falla ó condición inadecuada. Es una indicación de magnitud suficiente para no ser considerada como tal.

Los defectos en los ductos deben ser analizados mediante documentos normativos vigentes. Los análisis deben determinar si el defecto es suficientemente severo para requerir remoción ó reparación. Ejemplos de defectos son: Abolladuras, pérdida de material por corrosión, grietas, entre otros.

2.6.3 Detección de una indicación

Dependiendo del método de evaluación de integridad, se deben utilizar los siguientes lineamientos para establecer el tiempo de detección de una indicación para propósitos de programación priorizada de evaluación y reparación.

Para prueba de presión, la fecha de detección de un defecto ocurre durante la prueba, cuando una sección de ducto ó un accesorio falla. El defecto causante de la falla debe ser reparado inmediatamente e iniciar nuevamente la prueba.

Para evaluación directa, la fecha de detección de una indicación debe ser cuando se realice la excavación para la examinación directa. Dependiendo de la evaluación de la indicación, se debe realizar las actividades necesarias. El método de evaluación directa ofrece la oportunidad de realizar reparaciones inmediatas y/o correcciones al momento de detectar defectos. Dependiendo de la clasificación del defecto encontrado, cuando las reparaciones no se realicen en ese momento, se debe documentar un programa priorizado de reparación.

Para inspección interna, Cuando se usa un método de inspección interna para evaluación, la detección de un defecto puede ocurrir durante:

La excavación confirma el defecto de acuerdo al reporte preliminar de inspección interna con equipo instrumentado

Cuando se recibe el reporte final de inspección interna

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2.6.4 Programa para evaluación y reparación

La evaluación y reparación se debe basar en la evaluación de riesgos y en la severidad de los resultados de evaluación de integridad. Los responsables de la aplicación del PAID deben documentar e implementar un programa priorizado para reparación de los defectos.

2.6.5 Reparación

Todas las reparaciones a los ductos se realizarán de acuerdo con la normatividad y los procedimientos vigentes. La información referente a los programas de reparación y verificaciones se debe documentar y registrar en SAP, @ditep y SPADA.

2.6.6 Otros procedimientos para reparación de ductos

Además de los procedimientos de PEMEX para reparación, cuando se realicen reparaciones permanentes o temporales por segundas o terceras partes, se debe cumplir también con los siguientes requerimientos.

2.7 Evaluación continua e intervalos de evaluaciones posteriores

2.7.1 Objetivo

El objetivo de esta sección es establecer los lineamientos para las actividades periódicas de evaluaciones posteriores de integridad de los segmentos de ducto que puedan afectar zonas de alta consecuencia, como parte integral de las actividades continuas del Plan de Administración de Integridad de Ductos.

Esta sección establece:

Los criterios mínimos para la evaluación de la integridad e intervalos de Evaluaciones Posteriores

Los requerimientos de evaluación y justificación para extensión de intervalos de Evaluaciones Posteriores.

2.7.2 Términos y definiciones

Evaluación continua. Es un proceso cíclico y sistemático de evaluaciones periódicas de la integridad de un ducto, con sus correspondientes valoraciones de resultados para mantener actualizado el conocimiento de las condiciones del ducto, e identificar los problemas actuales relacionados con la integridad del ducto.

2.7.3 Intervalo de evaluaciones posteriores de integridad

Los intervalos para la evaluación de la integridad de ductos que transportan hidrocarburos deberán ser determinados con base en los resultados del análisis del riesgo y considerando lo siguiente:

La integración de datos de la evaluación de integridad anterior. El uso de otros métodos de evaluación indirecta que proporcionen información de la

condición del ducto, equivalente a la obtenida mediante los métodos de evaluación indicados en este documento.

La velocidad de crecimiento de defectos con base en los peligros potenciales que afecten al segmento de ducto.

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El período entre evaluaciones de integridad por cualquier método no podrá ser mayor de 10 años.

Los períodos entre evaluaciones deberán ajustarse de acuerdo a lo establecido en la Norma Oficial Mexicana emitida por la Secretaría de Energía relacionada con la administración de la integridad de ductos de recolección y transporte de hidrocarburos.

Programa de mantenimiento

El programa de mantenimiento determinado para el año siguiente se debe elaborar y documentar en SAP.

31

Capítulo 3 Procesos de Apoyo

32

3.1 Medición de desempeño

3.1.1 Objetivo

El plan de integridad debe ser evaluado anualmente, para proporcionar una medición continua de la efectividad a través del tiempo y para:

Verificar el cumplimiento de los objetivos del PAID Medir la mejora de la integridad de los ductos y la seguridad a través del plan de

administración de integridad

Para medir la efectividad del PAID se deben utilizar dos técnicas – Indicadores de desempeño y revisiones de control del Plan de Administración de Integridad.

3.1.2 Términos y definiciones

Medidas de desempeño. Son parámetros o información que se deben obtener y valorar para determinar el cumplimiento de los objetivos del PAID

3.1.3 Medidas de desempeño

Las medidas de desempeño se deben realizar en tres áreas:

3.1.3.1 Medición de actividades de prevención y mitigación

Para todas las acciones preventivas y/o de mitigación requeridas en la sección 2.46, se debe dar seguimiento para una implementación efectiva y las mediciones deben ser reportadas con valores de porcentaje de avance.

Ejemplo: Después de una evaluación de riesgos, se han recomendado las siguientes acciones preventivas sobre la efectividad del celaje:

Proporcionar al personal que realiza los celajes capacitación sobre detección de amenazas a la integridad

Documentar en los reportes de celajes los hallazgos relacionados con: • Nuevos daños inflingidos por terceras, segundas, ó primeras partes • Ductos previamente dañados • Señales de vandalismo • Señales de corrosión externa en ductos expuestos • Daños relacionados con las condiciones climatológicas • Movimientos de tierra

Implementar programas de educación al público sobre prevención de daños

Una acción preventiva se debe documentar con una fecha proyectada de terminación y la medición se debe hacer respecto a la terminación a tiempo de las medidas preventivas contra cada uno de los hallazgos y se debe reportar como porcentaje de avance de todas las recomendaciones.

3.1.3.2 Mediciones operacionales

Las mediciones operacionales deben medir la efectividad de las acciones preventivas y/o de mitigación

33

Ejemplo: La reducción en un periodo de tiempo, de incidentes relacionados con daño de equipo, como resultado de la implementación de las acciones preventivas recomendadas en esta sección, es una medida de la efectividad operacional.

3.1.3.3 Mediciones directas de integridad

Las mediciones directas de integridad involucran aspectos cuantitativos de la integridad, tales como número de fugas durante pruebas de presión, número de fallas de equipo, número de lesionados ó fatalidades.

3.1.3.4 Medición de amenazas

Todas las amenazas que se indican en la sección 2.3, deben ser medidas en su desempeño, con base en las fallas y reparaciones relacionadas con las amenazas. En cada caso se debe establecer la causa raíz de la falla para la amenaza que la ocasionó.

3.1.3.5 Mediciones del programa total

Como medición del desempeño del PAID se debe reportar como mínimo lo siguiente:

Cantidad de kilómetros de ductos inspeccionados

El responsable de la aplicación del PAID debe recopilar información sobre las evaluaciones de integridad realizadas en términos de kilómetros acumulados de ductos pertenecientes a los activos que se encuentren bajo su jurisdicción. La realización de las evaluaciones de integridad significa que la integridad de los kilómetros registrados ha sido evaluada utilizando uno de los métodos de evaluación de integridad establecidos en la Sección 2.5.

En la Tabla 3.1.2 se muestra una representación gráfica del número de kilómetros inspeccionados, comparado con lo planeado.

Millas ó Kilómetros Inspeccionados

Enero 2006 a Junio 2006 Julio 2006 a Dic. 2006 Región/Activo - PEMEX -Muestra

Real Planeado Real Planeado

Evaluaciones de Integridad Realizadas (Millas ó Km) 1000 1400 800 1400

Tabla 3.1.1.

Evaluaciones de Integridad Realizadas (Millas ó Kms.)

0 200 400 600 800

1000 1200 1400 1600

Real Planeado Real Planeado

Ene 2006 a Jun 2006 Jul 2006 a Dic 2006

Tabla 3.1.2

34

Reparaciones realizadas

El responsable de la aplicación del PAID debe recopilar la información sobre las reparaciones realizadas para cada categoría de programación en los Activos y/o Sectores dentro de su jurisdicción.

Región/Activo - PEMEX - MUESTRA Ene 06 a Jun 06 Jul 06 a Dic 06

Reparaciones Inmediatas realizadas 40 50 Reparaciones a 60 días realizadas 10 12 Reparaciones a 180 días realizadas 20 15

Tabla 3.1.3

Las reparaciones realizadas deben cubrir todos los defectos que son evaluados después de una evaluación de integridad y programados para reparación de acuerdo con lo establecido en la Sección 2.6.

La tabla 3.1.4 muestra una representación gráfica del número de reparaciones realizadas en un periodo específico.

Reparaciones Realizadas

Rep

arac

ione

s In

med

iata

s

Rea

lizad

as

Rep

arac

ione

s In

med

iata

s

Rea

lizad

as

Rep

arac

ione

s a

60 d

ías

R

ealiz

adas

Rep

arac

ione

s a

60 d

ías

R

ealiz

adas

Rep

arac

ione

s a

180

días

R

ealiz

adas

Rep

arac

ione

s a

180

días

R

ealiz

adas

0

10

20

30

40

50

60

Ene 06 a Jun 06 Jul 06 a Dic 06

Tabla 3.1.4

3.1.4 Medición de desempeño

Además de los indicadores establecidos en esta sección se deben reportar indicadores adicionales de atributos de amenazas específicas según se listan en la Sección 2.3. A continuación, se presentan algunas variables adicionales que podrían ser incorporadas para medición:

Paros no programados e impacto sobre los clientes Confianza del público en los programas de administración de integridad Número de invasiones a los DDV Resultados de evaluaciones de riesgo Costo de la administración de integridad Mejoras en la integridad a través de nuevas tecnologías

Registros de resultados de indicadores

Todos los resultados de las mediciones deben ser registrados y conservados en SAP, SPADA y @ditep.

35

3.1.5 Revisiones de control

Además de los indicadores del desempeño que deben reportarse anualmente como se establece en el párrafo anterior se deben realizar revisiones de control.

El equipo revisor debe consistir de individuos independientes del grupo responsable de la aplicación del PAID.

El objeto de las revisiones de control es determinar la efectividad de las actividades del programa y su cumplimiento con los requerimientos regulatorios.

Durante estas revisiones, se debe considerar lo siguiente:

Nivel de aplicación del Plan de Administración de Integridad de Ductos y los procedimientos administrativos y operacionales

Registro de Incidentes que puedan revelar debilidades del Plan Documentación, reportes y registros

Adicionalmente a la revisión documental, el equipo revisor puede entrevistar empleados (incluyendo empleados de contratistas cuando sea apropiado) para identificar fortalezas, debilidades y omisiones de administración, aplicación y diseño del Plan.

Los resultados de las revisiones de control se deben documentar en un reporte formal, que debe incluir:

Un resumen de los hallazgos Las fortalezas y debilidades del PAID Las omisiones del PAID y/o de su aplicación Las recomendaciones para corregir las debilidades del PAID

3.1.6 Equipo de revisiones de control

El equipo de revisiones de control debe consistir de un líder del equipo revisor y de un número apropiado de miembros del equipo (ejemplo: Analistas).

Cada equipo revisor debe contar con las siguientes habilidades y conocimientos:

Conocer los requerimientos aplicables al Plan de Administración de Integridad de Ductos y de las regulaciones aplicables

Dominar técnicas de entrevistas y de recopilación de datos Capacidad de análisis y síntesis de la información recopilada

3.1.7 Conducción de la revisión de control

Las revisiones de control anuales se deben conducir para verificar lo siguiente:

Nivel de implantación y/o aplicación del PAID Registros y/o documentación soporte del PAID

3.1.8 Preparación de reportes de revisiones de control

A la conclusión de la revisión, el equipo revisor debe preparar un reporte para documentar el desempeño de la revisión del PAID. El reporte debe contener la siguiente información:

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Introducción — Una breve introducción estableciendo el alcance, las fechas y los miembros del equipo revisor (incluyendo sus asignaciones)

Hallazgos de la revisión de control — La lista completa de resultados de la revisión, incluyendo documentación de particularidades del plan implantadas y deficiencias del plan (hallazgos)

Recomendaciones — Las recomendaciones que se deben considerar para implementar y corregir las debilidades del Plan de Administración de Integridad de Ductos, incluyendo las razones o motivos de dichas recomendaciones

3.1.9 Atención de hallazgos de revisiones de control

Cada hallazgo de una revisión de control debe ser atendido y contar con su evidencia documental correspondiente, previa conciliación entre las partes involucradas.

3.1.10 Capacitación

Antes de llevar a cabo una revisión de control al PAID, es necesario entrenar a los responsables sobre sus asignaciones y responsabilidades según se especifica en este Plan.

3.2 Plan de comunicación

3.2.1 Objetivo

Contar con un plan de comunicación para informar a todas las partes interesadas sobre los avances en materia del PAID y sobre los resultados del mismo.

El plan de comunicación debe permitir:

Mejorar las relaciones entre PEMEX y terceros Satisfacer las necesidades y/o requerimientos de la comunidad

Toda la comunicación de información de acuerdo con este plan debe tener un efecto de mejora sobre:

La planeación para expansión de la capacidad de ductos Las precauciones durante actividades de excavación en sitios cercanos a los ductos Concientización de la comunidad con respecto a los ductos

3.2.2 Grupos receptores de comunicación

El plan de comunicación debe considerar dos grupos receptores

Externos

Propietarios y residentes cerca del DDV Organismos públicos Entidades de respuesta a emergencia Público en general

Internos

Empleados de PEP Directivos de PEP

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3.2.3 Información para comunicación – Grupos externos

El contenido de la información para receptores externos debe ser como se indica a continuación:

Propietarios y residentes cerca del DDV

Nombre de la entidad de PEMEX que opera el ducto e información telefónica para caso de emergencia

Información general del ducto respecto a su ubicación Producto transportado Notificación de excavaciones

Organismos públicos

Nombre de la entidad de PEMEX que opera el ducto e información telefónica para caso de emergencia

Información general del ducto respecto a su ubicación Producto transportado Notificación de excavaciones Simulacros de Programas de Respuesta a Emergencias (PRE)

Entidades de respuesta a emergencias

Nombre de la entidad de PEMEX que opera el ducto e información telefónica para caso de emergencia

Información general del ducto respecto a su ubicación Producto transportado Notificación de excavaciones Simulacros de Programas de Respuesta a Emergencias (PRE) Ubicación y descripción de estaciones de respuesta a emergencias Coordinación con otras entidades para atención de emergencias

Público en general

Nombre de la entidad de PEMEX que opera el ducto e información telefónica para caso de emergencia

3.2.4 Método de comunicación con los grupos externos

Se debe documentar y comunicar la información de la sección anterior en la forma más efectiva. Dicha información se debe difundir a través de:

Documentos dirigidos a los organismos de gobierno, entidades de respuesta a emergencias y propietarios del suelo, según sea el caso

Volantes y desplegados en lugares de dominio público tales como Internet, panfletos informativos en bibliotecas públicas y otros sitios de dominio público

3.2.5 Información a ser comunicada a los grupos internos

El contenido de la información debe ser como se indica:

Empleados de PEP

Plan de Administración de Integridad

38

Resultados de las evaluaciones de riesgo de ductos

Directivos de PEP

Plan de Administración de Integridad Resultados de las evaluaciones de riesgo de ductos Principales Indicadores de desempeño

3.2.6 Método de comunicación con los grupos internos

Los medios de comunicación serán el sistema Intranet de la compañía y las áreas de tableros de notificaciones operacionales.

3.3 Administración del cambio

3.3.1 Objetivo

El objetivo de la administración del cambio consiste en tomar las medidas necesarias para mantener actualizado el programa de integridad de ductos cuando se realicen cambios que afecten este sistema. Para lograr lo anterior, se debe considerar lo siguiente:

Identificar los cambios antes ó poco después de que ocurran Asegurar que los cambios no incrementen innecesariamente los riesgos Actualizar en forma oportuna las partes afectadas del programa de integridad de ductos

Todos los cambios deben ser documentados

3.3.2 Términos y definiciones

Administración de cambios. Es un proceso continuo, cíclico y sistemático basado en la adecuada planeación, ejecución, control, registro y difusión de cambios asociados con los procesos, materiales, equipos, instalaciones y procedimientos que inciden en la administración de la integridad de ductos. Todos los cambios, se deben hacer de forma documentada

Administración de cambios reactiva. Es la ocasionada por eventos iniciados fuera de la organización, tales como la legislación, actividades de la comunidad, etc. En este caso, la fuente del cambio es externa y la administración de cambios se refiere a la adecuada respuesta a cambios sobre los cuales la organización tiene muy poco o ningún control

Administración de cambios pro-activa. Es la ocasionada por eventos iniciados dentro de la organización, tales como la implementación de nuevos métodos, sistemas, tecnologías, etc. En este caso, la fuente del cambio es interna y los cambios realizados son controlados dentro del ámbito de la organización y esta se realiza de una forma planeada y controlada

3.3.3 Elementos del programa de administración del cambio

Los elementos mínimos a considerar en el Plan de Administración del Cambio son los siguientes:

Razón del cambio Autoridad para aprobar cambios Análisis de implicaciones Obtención de los permisos de trabajo requeridos Documentación Comunicación de los cambios a las partes afectadas

39

Limitaciones de tiempo Calificación del personal

La información reportada durante el proceso de administración del cambio, debe estar documentada, revisada y aprobada antes de su publicación.

3.3.4 Identificación de cambios que afectan el programa de integridad

Se deben identificar los cambios que puedan impactar cualquier información que haya sido valorada y utilizada en el proceso de evaluación de riesgos descrito en las secciones 4 y 5, incluyendo cambios que afecten la identificación de zonas de alta consecuencia.

La administración del cambio debe considerar cambios físicos, técnicos, de procedimientos y organizacionales al sistema, que pueden incluir, pero sin limitarse a los que se indican a continuación:

Cambios físicos

Agregar, eliminar, ó modificar de alguna manera el equipo de un ducto Agregar ó remover pozos ó tubería a un segmento de ducto existente Construcción en un área del ducto (condición de clase de localización,

independientemente de que se puedan tolerar ó no interrupciones de servicio) Cambios en zonas de alta consecuencia (densidad de población, áreas ambientales

sensibles y vías navegables) Cambios en el uso de suelo Cambios en el producto transportado

La actualización del censo de ductos e información básica de cada ducto se debe realizar utilizando el SAP.

Cambios técnicos

Cambios en las regulaciones y en su interpretación Cambios en el diseño después de aprobado Cambios en los parámetros de operación

Cambios en procedimientos

Cambios en los programas de entrenamiento ó modificaciones en las calificaciones del personal operativo y otro personal

Cambios en los programas de evaluación de integridad

Cambios organizacionales

Cambios en la estructura organizacional

3.3.5 Actualización del plan de integridad de ductos

Cualquier cambio se debe evaluar para determinar su impacto en lo siguiente:

Zonas de alta consecuencia ó zonas de impacto potencial (Sección 2.2) Datos considerados para valoración de los factores de riesgo, por adición de nuevos

datos, eliminación de datos existentes, ó modificación de datos (Sección 2.3) Datos de impacto considerados durante la evaluación de riesgos, incluyendo cambios

que afecten los planes de inspección, prevención ó mitigación (Sección 2.4)

40

La revisión del plan de evaluación de integridad ó plan de evaluación inicial (Sección 2.5) Cualquier indicación de desempeño ó criterio de revisiones de control (Sección 2.6)

Cualquier cambio que afecte el programa de integridad de ductos deberá ser documentado. Las partes afectadas del programa de integridad de ductos deben ser modificadas según sea necesario para reflejar el cambio. Cualquier actualización de los análisis de riesgos y de la priorización de segmentos debe ser realizada mediante la herramienta PIRAMID.

3.3.6 Requerimientos de documentación

Todo cambio debe ser documentado. La documentación debe incluir pero no limitarse a:

Una descripción del cambio Una descripción de cómo fueron analizadas las amenazas y de cualquier acción

recomendada resultante del análisis Una descripción de la comunicación a las partes afectadas Una descripción de las actividades de notificación a las entidades regulatorias Una lista del personal que fue entrenado Una lista de los cambios hechos al plan de integridad de ductos La autorización para implementar el cambio Cualquier otro elemento identificado anteriormente, que haya sido cambiado como parte

de la implementación del cambio

3.4 Administración de calidad

3.4.1 Objetivo

Proporcionar evidencia documentada de que se cumple con los requerimientos del PAID.

3.4.2 Elementos del plan de control de calidad

Los elementos principales del sistema de control de calidad son:

Compromiso de la dirección

La dirección debe apoyar el sistema de control de calidad mediante las siguientes acciones:

Identificar las partes involucradas (Internas y externas) Asignar recursos y otorgamiento de autoridad y responsabilidad para la implantación y

mantenimiento del Plan de Administración de Integridad de Ductos Reportar resultados del Plan de Administración de Integridad de Ductos a las partes

involucradas de acuerdo con un plan de comunicación documentado (Sección 3.2) Revisar periódicamente el desempeño del Plan de Administración de Integridad de

Ductos (Sección 3.1)

Documentación

Todos los registros listados en la Sección 3.5, son parte del Plan de Control de Calidad y deben ser controlados como registros de calidad de acuerdo con el procedimiento vigente en PEP.

Las coordinaciones y sectores operativos de PEP debe ser los responsables de la actualización y control de los registros de calificación del personal encargado de la operación, seguridad y mantenimiento (incluye Contratistas y Subcontratistas).

41

Recursos

Las aplicaciones que se deben utilizar como infraestructura de apoyo al Proceso de Administración de Integridad de Ductos son:

@ditep PIRAMID SAP SPADA Livelink

Etapas clave

Las etapas clave para implantar el Plan de Administración de Integridad de Ductos son:

Segmentación, sección 2.1 Identificación de zonas de alta consecuencia, sección 2.2 Acopio e Integración de datos de integridad de ductos, sección 2.3 Evaluación de riesgos, sección 2.4 Evaluación de integridad, sección 2.5 Acciones preventivas, correctivas y de mitigación, sección 2.6 Evaluación continua, sección 2.7

Los diagramas de flujo correspondientes, se incluyen en el apéndice 4.1 de este documento.

Evaluación de desempeño

La efectividad del Plan de Administración de Integridad de Ductos debe ser monitoreada periódicamente mediante la medición de los indicadores claves de integridad como se indica en la sección 3.1 de este documento. Adicionalmente, se deben realizar periódicamente revisiones de control internas para asegurar que los objetivos están siendo logrados.

Todos los hallazgos de las revisiones de control deben ser documentados, así como, las acciones correctivas iniciadas según se detalla en la 3.3.

Administración del cambio

Las disposiciones contenidas en la Sección 3.3 de este documento, están diseñadas para mantener actualizado el Plan de Administración de Integridad de Ductos y para asegurar que los cambios sean reconocidos antes o poco después de que ocurran.

3.5 Administración de registros

3.5.1 Objetivo

Asegurar que la información requerida, tanto histórica como actual esté disponible para:

Realizar una revisión exhaustiva de la información de cada ducto para identificar las amenazas a la integridad

Dar seguimiento y medir el desempeño del PAID

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3.5.2 Responsabilidades

Los registros generados en la administración del mantenimiento de ductos se clasifican en dos categorías:

Registros operacionales Registros de administración de integridad de ductos

El responsable de la aplicación del PAID debe ser el responsable del mantenimiento de todos los registros operacionales, de aquellos relacionados con la administración de la integridad de cada ducto y mantendrá estos registros durante el periodo de tiempo especificado. Los registros, datos e información se deben administrar mediante las herramientas SAP, SPADA y @ditep.

3.5.3 Registros operacionales

Este tipo de registros deben ser almacenados y administrados por el responsable de la aplicación del PAID para cada ducto en particular durante su vida útil. Algunos registros operacionales se mencionan a continuación:

Registros de construcción

Estos registros deben contener información referente a:

El número total de soldaduras circunferenciales y el número de las que han sido sujetas a pruebas no destructivas, incluyendo el número de soldaduras rechazadas y la acción realizada sobre las mismas

El espesor de pared del ducto Longitud, diámetro, ubicación y perfil topográfico del ducto La ubicación de cada cruce con otro ducto La ubicación de cada cruce con alguna otra estructura enterrada La ubicación de pasos aéreos de cables de alta tensión La ubicación de cada válvula e interconexiones La ubicación de puntos de inyección y de evaluación de velocidades de corrosión Aplicación y tipo de recubrimiento anticorrosivo Los parámetros de diseño del sistema de protección catódica instalada

Mapas actualizados de ubicación y atributos físicos del ducto

Este tipo de registros debe contener como mínimo la siguiente información:

Ubicación e identificación de las siguientes instalaciones relacionadas con los ductos: • Tanques intermedios • Estaciones de bombeo • Trampas de envío y recibo • Válvulas • Instrumentación • Derechos de vía • Dispositivos de seguridad

Registros de operación

Este tipo de registros deben contener como mínimo los siguientes datos:

Datos de operación normal (presión, volumen, temperatura, flujo y otros)

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Datos operativos de emergencia (fugas, taponamientos y otros)

Registros de inspección y reparación

Este tipo de registros deben con tener como mínimo los siguientes datos:

La fecha, ubicación y descripción de cada reparación realizada al ducto (incluyendo conexiones tubo a tubo), deben ser conservadas durante el tiempo que el ducto permanezca en servicio

La fecha, ubicación y descripción de cada reparación realizada a otros elementos y accesorios conectados al ducto

La fecha y descripción del celaje, inspección y prueba requerida y ejecutada durante la operación y mantenimiento del ducto

Registro de pruebas por reparaciones

Los responsables de la aplicación del PAID, debe conservar un registro de cada prueba de presión realizada a los ductos. Los registros de la última prueba se deben conservar durante el tiempo que la instalación probada permanezca en operación. Los registros deben contener como mínimo la siguiente información:

El nombre de los supervisores de PEP responsables de la realización de las pruebas y el nombre de la compañía y el personal que efectúa las pruebas

La fecha y hora de la prueba El medio de prueba utilizado La temperatura del medio de prueba ó del ducto durante el periodo de prueba La presión mínima de prueba La duración de la prueba Las gráficas de registro de presión u otros registros de lecturas de presión Los datos de calibración de los instrumentos de prueba Una descripción de la instalación probada y de los aparatos de prueba Una explicación de cualquier variación de presión, incluyendo pruebas fallidas y acciones

tomadas Las variaciones en la elevación cuando éstas sean significativas para la prueba en

particular (específicamente para ductos de líquidos con diferencias de elevación que excedan de 30 metros) en la sección siendo probada. El registro debe documentar un perfil del ducto que muestre la elevación y sitios de prueba a todo lo largo de la sección de prueba

Registros de calificación

Los responsables de la aplicación del PAID, deben conservar registros que demuestren la calificación y competencia de los individuos que ejecuten las tareas cubiertas, identificadas en la sección de calificación de operadores de este documento.

Los registros de calificación deben incluir:

Identificación de los individuos calificados Identificación de las tareas cubiertas para cuya ejecución los individuos están calificados Las fechas de las calificaciones actuales Los métodos de calificación

Los registros de soporte de la calificación actual de un individuo, se deben conservar mientras el individuo ejecute la tarea cubierta.

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3.5.4 Registros para demostrar cumplimiento con el plan de administración de integridad

Durante la vida útil del ducto, se deben conservar registros que demuestren el cumplimiento con los requerimientos del PAID, los cuales son los siguientes:

El proceso para identificación de ductos en zonas de alta consecuencia Documento que identifique todos los segmentos de ducto contenidos en una zona de alta

consecuencia El proceso para identificar una nueva zona de alta consecuencia y su incorporación en el

plan de evaluación inicial Un plan para la evaluación inicial de cada ducto Cambios, revisiones o modificaciones al plan de evaluación inicial, así como su

aprobación Práctica alternativa Un plan maestro que haga referencia a cada elemento requerido del plan de

administración de integridad Justificación técnica del método seleccionado para evaluar la integridad del ducto Documentos que demuestren que el personal tiene la capacitación requerida, incluyendo

una descripción del programa de capacitación para valoración de resultados de evaluaciones de integridad y análisis de datos

El proceso y factores de riesgo para determinar los intervalos para las evaluaciones posteriores de integridad

Los resultados de la evaluación inicial de integridad El proceso utilizado para la valoración continua y los factores de riesgo utilizados para

determinar la frecuencia de las valoraciones El proceso para integración y análisis de la información relacionada con la integridad de

un ducto Los resultados de los análisis de información y valoraciones periódicas Justificación de cualquier desviación respecto a los intervalos requeridos de evaluaciones

posteriores Resultados de las evaluaciones de la integridad, los defectos encontrados, el proceso

para valoración y corrección de defectos, los criterios para acciones correctivas y las acciones tomadas para valorar y corregir los defectos

Otras acciones correctivas planeadas y/o realizadas El Programa para valoración y corrección de defectos, la justificación para desviaciones

respecto a los tiempos requeridos para corrección Los análisis de riesgo utilizados para identificar medidas preventivas o de mitigación

adicionales Criterios para determinar instalación de dispositivos de emergencia para restricción de

flujo Criterios para evaluación y modificación de la capacidad para detección de fugas Los métodos utilizados para medir la efectividad del PAID Los documentos para llevar a cabo los requerimientos para un plan de evaluación directa Los documentos para llevar a cabo una evaluación directa confirmatoria

3.6 Roles y responsabilidades del PAID

3.6.1 Responsables

El personal rector responsable de la aplicación del PAID se debe encargar de comunicar todos los cambios y actualizaciones realizados al PAID.

Además, deben ser el enlace con autoridades reguladoras y/o gubernamentales.

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3.6.2 Grupo del Plan de Administración de Integridad de Ductos

EL grupo del Plan de Administración de Integridad de Ductos (GPAID) es un Grupo de especialistas asignado a Ductos, el cual se compone de personal seleccionado de administración de activos, de control de corrosión, del operativo y de ingeniería.

Este grupo debe de mantener todos los registros operacionales, incluyendo los relacionados con el PAID para los ductos bajo su responsabilidad.

3.6.3 Personal de PEP encargado del control de corrosión

Este personal debe ser el responsable del seguimiento y del control de la corrosión en los ductos y en conjunto con el personal de operación, son responsables de asegurar la obtención oportuna de los datos de corrosión y de los datos asociados con la integridad de ductos.

Algunas de las actividades que deben desarrollar son:

Seguimiento de corrosión Inspecciones internas Evaluaciones directas Pruebas de presión Inyección de inhibidores

3.6.4 Personal de mantenimiento

Este personal debe ser el encargado de proporcionar mantenimiento a los diferentes dispositivos y accesorios que forman parte del ducto, tales como:

Válvulas Bombas Otros

3.6.5 Personal de seguridad

Es el encargado de:

Fortalecer la cultura de seguridad, salud y protección ambiental en la organización de PEP, para alcanzar niveles competitivos internacionales

Consolidar la operación segura y limpia en PEP, para fortalecer la armonía de la actividad petrolera con la comunidad y el medio ambiente

3.6.6 Personal de ingeniería

Es responsable del diseño y planeación de modificaciones y de la evaluación de riesgos de los ductos.

3.6.7 Personal de la alta dirección de PEP

Es responsable de proveer los recursos materiales, humanos y financieros necesarios, para la implantación, aplicación y evaluación del PAID.

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3.6.8 Personal de operación

Es responsable de las operaciones diarias y de otros procedimientos de operación asociados. El departamento operativo debe ser el responsable de la documentación de los resultados de evaluaciones de integridad. El operativo debe ser el responsable de la modificación de parámetros de operación o de poner fuera de servicio ductos o equipos encontrados deficientes como resultado de la evaluación de integridad.

3.7 Calificación de operadores

3.7.1 Introducción y objetivo

Establecer los requerimientos para la calificación del personal de ductos, así como para la administración de tales calificaciones. Con la implementación de estos requerimientos, se busca brindar apoyo para minimizar los errores humanos que pudieran impactar la seguridad o la integridad de los ductos.

Las personas que ejecuten actividades de ductos que se identifiquen como “Tareas Cubiertas”, así como las personas responsables del aseguramiento de las calificaciones de la fuerza de trabajo, deben cumplir con los requerimientos aplicables de esta sección.

Se requiere que los Operadores de ductos desarrollen un programa escrito para la calificación del personal, con el propósito de reducir el potencial de accidentes en ductos atribuibles a error humano, y esto se busca por medio del aseguramiento de que los empleados de ductos tienen los conocimientos y habilidades necesarias para ejecutar las funciones de su trabajo en forma segura y eficiente.

Adicionalmente al entrenamiento de rutina del personal, los operadores deben formalmente calificar a los empleados en las tareas que ejecutan. Al asegurarse de contar con personal completamente entrenado y calificado para realizar el trabajo que se les ha asignado, se proporcionará protección no solo a la integridad del ducto, sino también a las comunidades y al medio ambiente a lo largo de la ruta del ducto.

Se requiere que el operador de ductos evalúe la habilidad de su personal, para ejecutar las actividades del programa, tanto para ductos de gas como para ductos de líquidos peligrosos, además que sea capaz de reconocer y responder ante condiciones anormales de operación, que puedan ser encontradas durante la ejecución de sus tareas.

3.7.2 Términos y definiciones

Accidente. Es una falla que en presencia de hidrocarburos puede ocasionar:

Explosión o fuego no intencional Derrame de algún líquido peligroso La muerte de alguna persona Personal con lesiones que requieran hospitalización Daño a la propiedad de PEP Daño a Terceros Daño al medio ambiente

Individuo calificado. Es una persona que ha sido evaluada y puede ejecutar tareas cubiertas asignadas y reconocer y reaccionar ante condiciones operativas anormales

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Calificación sucesiva. Es un proceso para evaluar la continuidad de la calificación de un individuo calificado para ejecutar una tarea cubierta

Condición Operativa Anormal. Es un estado o circunstancia que indica el mal funcionamiento de un componente o una desviación con respecto a la operación normal, que indica una situación que exceda los límites de diseño o que pueda resultar en una amenaza para las personas, la propiedad o el medio ambiente

Conocimiento, Habilidades y Capacidades. Es la combinación apropiada de información (conocimiento), destreza (habilidad) y pericia (capacidad) que permite a un individuo ejecutar Tareas cubiertas en una forma competente

Criterios de Evaluación. Son reglas o principios que sirven como parámetros para medir el conocimiento y habilidades específicas que un individuo debe poseer y demostrar para ser calificado para ejecutar una Tarea cubierta

Dirigir y Observar. Es el proceso mediante el cual un individuo calificado supervisa las actividades del trabajo de uno ó más individuos no-calificados; el observador debe estar en contacto visual y verbal con el ó los individuos y debe ser capaz de tomar acciones correctivas inmediatas, en caso de que observe procedimientos incorrectos ó condiciones operativas anormales (auditoria efectiva del SSPA).

Evaluación. Es el proceso establecido para determinar la habilidad de un individuo para ejecutar una Tarea cubierta. El término se puede utilizar para referirse al proceso, a los instrumentos ó a ambos. El proceso puede incluir uno o más métodos de evaluación ó uno ó más diferentes instrumentos de evaluación. El proceso debe ser objetivo y consistente y debe incluir la determinación de la habilidad del individuo para reconocer y reaccionar a condiciones operativas anormales

Evaluador. Es un individuo que conduce una evaluación mediante examinación oral o de desempeño y debe poseer los conocimientos requeridos para determinar si el individuo está calificado para desarrollar una Tarea cubierta y para reconocer y reaccionar ante condiciones operativas anormales. Esto no significa que la persona que realiza las evaluaciones deba físicamente ser capaz de ejecutar las Tareas cubiertas él mismo

Instrumento de Evaluación. Es el material que se usa para realizar una evaluación, incluyendo, pero no limitándose a:

Examinación escrita Examinación oral Revisión de historial de trabajo Observación del desempeño en el trabajo Entrenamiento en el trabajo Uso de simuladores Otros métodos

Que afecta la operación o integridad del ducto. Cualquier actividad u omisión de la misma, que directa ó indirectamente puede resultar en una amenaza a las personas, la propiedad, ó el medio ambiente. También indica actividades que pueden resultar en una condición operativa anormal, que a su vez puede resultar en una condición de operación insegura

Revocación. Cancelación de la calificación para ejecutar una ó varias tareas cubiertas identificadas

Suspensión. Restricción temporal de un individuo calificado para ejecutar tareas cubiertas identificadas

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Tarea. Es una unidad de trabajo definida que tiene un comienzo y un fin identificables y especificaciones observables y medibles

Tarea crítica. Es el trabajo de mantenimiento efectuado en un equipo crítico que se requiere para poder sustentar la disponibilidad y la integridad física de las instalaciones.

3.7.3 Programa de calificación

Para poder realizar un seguimiento, se debe contar con un programa escrito para calificación, el cual debe incluir como mínimo los siguientes elementos:

Identificación de tareas críticas Condiciones operativas anormales Desarrollo de personal Evaluación Calificación Comunicación Aseguramiento de Calidad Administración de Cambios Mantenimiento de registros Definiciones

3.7.3.1 Alcance del programa

Este Programa de Calificación no incluye actividades de Diseño ni de Ingeniería ya que se considera que el personal que ejecuta esas tareas dispone de la educación, experiencia, lineamientos y procedimientos para la realización de este tipo de trabajos. Además, no incluye actividades ejecutadas antes de la instalación ó comisionamiento del ducto.

Este programa incluye a todo el personal que ejecute una ó más tareas críticas en un ducto, incluyendo contratistas, subcontratistas y personal de PEP.

3.7.3.2 Diagrama de flujo del programa de calificación

El diagrama de flujo que se muestra en la tabla 3.7-1 define el proceso de calificación

3.7.3.3 Plazos Se deberá tener un programa escrito de calificación de operadores a más tardar a los 18

meses después de la entrada en vigor del presente documento Se deberá tener la calificación de todos los individuos que realicen tareas críticas a más

tardar a los 24 meses después de la entrada en vigor del presente documento

3.7.4 Identificación de tareas críticas

Se deberá disponer de un proceso lógico para identificar todas las tareas críticas ejecutadas por el operador, sus contratistas y subcontratistas.

La identificación de las tareas críticas es un elemento clave de los requerimientos para la calificación de los individuos.

49

Tabla 3.7-1

Para propósitos del programa, una tarea crítica, es una actividad identificada sujeta a los requerimientos del programa y que cumple con los criterios siguientes:

Es ejecutada en una instalación ó sistema de ductos Es una actividad de operación o mantenimiento Se ejecuta como un requerimiento de las Regulaciones Afecta la operación o la integridad del ducto

La identificación de tareas críticas debe cumplir con lo establecido en la administración de la seguridad de los procesos del SSPA

50

3.7.4.1 Actividades ejecutadas en una instalación ó sistema de ductos

El término “ejecutada en una instalación ó sistema de ductos” significa una actividad que es realizada por un individuo cuyo desempeño impacta directamente al ducto. Por ejemplo. Un individuo que trabaja en un componente que físicamente esta conectado al mismo, esta ejecutando un trabajo en el sistema independientemente de que haya ó no, flujo de producto, se considera una Tarea Crítica. Por otro lado, una persona que repara un sistema de ductos, ó un componente que haya sido removido del sistema, no está llevando a cabo trabajo en el ducto y por lo tanto no se considera un Tarea Crítica.

3.7.4.2 Actividades de operación y mantenimiento

Por operación se entenderán las actividades de Arranque, Paro, Seguimiento y Control de los dispositivos y/o sistemas.

Por mantenimiento se entenderán las actividades realizadas para conservar el ducto en una condición adecuada de servicio.

3.7.4.3 Actividades requeridas por las regulaciones

Se consideran Tareas Críticas aquellas actividades que se ejecutan como requerimiento de las regulaciones y que corresponden a Operación y Mantenimiento. Por ejemplo:

Limpieza química de ductos Recorrido, levantamiento e inspección detallada de fugas Arranque, operación y paro de unidades de compresión de gas Inspección de cruces de aguas navegables Inspección de tanques de almacenamiento

Las actividades de mantenimiento que se ejecutan por el operador y que no son requerimiento de las regulaciones no se consideran tareas críticas.

3.7.4.4 Actividades que afectan la operación o la integridad del ducto

El término “afecta la operación” se utiliza en el contexto de la seguridad de la operación normal contra la operación anormal, es decir, cuando una operación anormal puede resultar en una condición insegura. Por ejemplo, el control de flujo y presión en un ducto puede resultar en una operación anormal si se permite que la presión se incremente por encima de los límites aceptables. Por lo tanto y para efectos de este ejemplo, las actividades que incluyan control de flujo y presión en un sistema de ductos se deben considerar tareas críticas si cumplen también con los tres criterios anteriores.

La tabla 4.25 contiene una lista muestra de tareas críticas.

En caso de que se quiera utilizar esta lista como base para identificar las tareas críticas aplicables a los ductos de PEP, se recomienda que personal especialista en la materia revise la lista y con base en la aplicación de los tres criterios se eliminen las actividades que no apliquen y se incorporen aquéllas que cumplan con los tres criterios y que no se encuentren en la lista.

51

3.7.4.5 Proceso para identificar tareas cubiertas

Para la identificación de actividades cubiertas se puede aplicar el siguiente Diagrama de Flujo:

Tabla 3.7.2

3.7.5 Condiciones operativas anormales

Una condición operativa anormal es una condición que, puede indicar el mal funcionamiento de un componente, ó una desviación con respecto a la operación normal, que puede:

Indicar una condición que este excediendo los límites de diseño Resultar en una amenaza para las personas, la propiedad, ó el medio ambiente

Los individuos que ejecuten tareas cubiertas deben ser capaces de reconocer y reaccionar adecuadamente ante una Condición Operativa Anormal. Por lo que deben ser entrenados y/o

52

evaluados para determinar si son capaces de reconocer y reaccionar adecuadamente ante una Condición Operativa Anormal. Esta evaluación puede ser un proceso separado, ó puede hacerse en combinación con el entrenamiento y evaluación correspondiente a las tareas cubiertas.

A continuación se presenta una lista de Operaciones Anormales que puede utilizarse como guía:

Escape no planeado de producto de un ducto Fuego ó explosión Desviaciones inexplicables / no-planeadas de la presión (incremento, disminución, alta,

baja, ausencia) Desviaciones inexplicables / no-planeadas de la velocidad de flujo (flujo alto, flujo bajo,

falta de flujo) Daño en el ducto (golpe, impacto de rayo, tornados, inundación, terremoto, etc.) Activación de un dispositivo de seguridad (alivio de presión, paro de emergencia, paro por

alta presión, paro por presión en cuartos de control, paros por alta temperatura, etc.) Cambio inexplicable / no-planeado de estado (arranque de unidad, paro de unidad,

apertura de válvula, cierre de válvula, etc. sin que se hayan accionado) Interrupción ó falla de comunicaciones, sistema de control, ó energía Inadecuada aromatización de gas, ó reportes de olor a gas

En caso de que no se quiera utilizar esta lista guía, se deberá desarrollar un proceso para identificación de las Condiciones Operativas Anormales aplicables mediante el uso de especialistas con base en las definiciones dadas.

3.7.6 Desarrollo de personal

Las regulaciones requieren que se establezca y lleve a cabo en forma continua un programa para el desarrollo de personal de operación y mantenimiento de ductos. El personal debe ser entrenado para:

Llevar a cabo los procedimientos de operación, mantenimiento y emergencias relacionados sus asignaciones

Conocer las características y peligros de los líquidos peligrosos transportados en el ducto, incluyendo, en el caso de líquidos altamente volátiles inflamables, la inflamabilidad de mezclas con aire, vapores inodoros y reacciones con el agua

Reconocer condiciones que probablemente puedan ocasionar emergencias, predecir las consecuencias del mal funcionamiento de las instalaciones ó fallas y de derrames de líquidos peligrosos o bióxido de carbono y realizar las acciones correctivas apropiadas

Seguir los pasos necesarios para controlar cualquier escape accidental de líquidos peligrosos ó bióxido de carbono y minimizar el potencial para fuego, explosión, toxicidad, ó daños ambientales

Aprender el uso apropiado de procedimientos y equipo de combate de incendios, equipo de bombero, aparatos de respiración, mediante utilización, cuando sea posible, en condiciones simuladas de emergencia en un ducto

Reparar en forma segura las instalaciones tomando en cuenta cuidados especiales, tales como aislamiento y purga, cuando se involucren líquidos altamente volátiles

En intervalos que no excedan 15 meses, pero al menos una vez cada año calendario, se deberá revisar el desempeño del personal en la consecución de los objetivos del programa de entrenamiento y se deberán realizar los cambios apropiados según sea necesario para asegurar su efectividad.

3.7.6.1 Responsabilidades

Se deberán identificar los individuos ó puestos responsables para las siguientes actividades:

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Determinación de las necesidades de desarrollo de personal (capacitación y entrenamiento)

Adquisición ó desarrollo, mantenimiento y comunicación de disponibilidad del entrenamiento necesario

Establecer y mantener los procesos de evaluación y evaluaciones Seleccionar a los evaluadores

3.7.6.2 Identificación de necesidades de desarrollo de personal

Las situaciones en que se requiere desarrollo de personal incluyen, pero no deben limitarse a:

El personal no ha ejecutado la tarea cubierta anteriormente El personal busca calificarse para una tarea cubierta fuera de sus conocimientos y

habilidades La calificación del personal ha sido suspendida o revocada El personal falló en la evaluación para calificación El personal requiere un conocimiento y habilidad nuevo ó diferente para realizar una tarea

cubierta El personal utilizará nuevos equipo ó procedimientos nuevos para ejecutar una tarea

cubierta El personal requiere conocimientos o habilidades adicionales para implementar

requerimientos específicos que estén fuera del alcance de su evaluación vigente.

Se debe considerar el nivel académico, experiencia y entrenamientos previos del personal para determinar los requerimientos de capacitación o entrenamiento. El personal debe portar su identificación de certificación o acreditación previo al inicio de los trabajos.

3.7.6.3 Programa y materiales

Se debe adquirir o desarrollar el material requerido para el entrenamiento y se debe documentar directamente o mediante referencias. Se debe implementar y mantener de tal forma que se asegure que los conocimientos y habilidades requeridos son considerados y tomados en cuenta. Algunas consideraciones específicas incluyen:

Definición del tipo de entrenamiento: Salón de clases, computadora, simulador, laboratorio, ó en el trabajo.

Implementación del entrenamiento: El entrenamiento debe conducirse de acuerdo con el contenido programado

Los instructores deberán haber demostrado su conocimiento del tema (no se requiere que estén calificados en las tareas cubiertas) y que tengan la habilidad para proporcionar el entrenamiento de acuerdo con los materiales del entrenamiento

Cuando se requiera la aplicación de exámenes como parte del entrenamiento, éstos pueden ser utilizados como parte de la evaluación para calificación.

54

Figura 3.7-2

3.7.7 Evaluación

Se deben establecer los requerimientos mínimos para asegurar que el personal cuente con los conocimientos, destrezas y habilidades requeridas para ejecutar las tareas cubiertas.

Los procesos e instrumentos de evaluación se deben establecer en forma tal que se maximice la validez y confiabilidad. Una evaluación válida y confiable significa que el proceso mide en forma consistente la capacidad individual para ejecutar cada tarea cubierta.

3.7.7.1 Proceso de evaluación

El proceso de evaluación deberá estar documentado y debe incluir las políticas o procedimientos para la selección de Evaluadores. Se deben considerar los conocimientos técnicos y habilidades de

55

los potenciales evaluadores para verificar las habilidades de un individuo para ejecutar las tareas cubiertas y para reconocer y reaccionar ante condicionas operativas anormales.

Se deben incluir políticas o procedimientos para:

Prohibir la auto aplicación de evaluaciones Verificar la identidad de los individuos a ser evaluados Investigar y resolver sospechas de trampas durante una evaluación o examen Concluir una evaluación anticipadamente cuando se han demostrado acciones inseguras

o insatisfactorias Requerimientos de acciones correctivas en caso de falla en la evaluación Establecer tiempo mínimo entre evaluaciones

3.7.7.2 Métodos de evaluación

Se debe establecer la validez del contenido de las evaluaciones mediante revisiones y validaciones del mismo por especialistas, verificando que los criterios requeridos para ejecutar una tarea estén cubiertos.

Se deben revisar las tareas cubiertas para identificar si se requiere una evaluación de conocimientos, destreza, habilidad, ó una combinación de ellos. Por ejemplo, la evaluación de conocimientos normalmente se realiza mediante un examen escrito o mediante una entrevista verbal. La destreza generalmente se mide mediante la evaluación de la ejecución y la habilidad se verifica a través de la evaluación de los conocimientos y destreza.

Evaluación escrita

El proceso para desarrollo de las evaluaciones escritas debe considerar:

Asegurar la confidencialidad de los exámenes escritos Instrucciones de aplicación Limitar el uso de preguntas de “Cierto ó Falso” a aquellas situaciones que presentan dos

probables opciones pero solo una es correcta Establecer qué preguntas o temas pueden resolverse mediante consulta a material de

referencia Asegurar que las evaluaciones contienen el número suficiente de elementos que deben

ser contestados correctamente para verificar los conocimientos específicos Establecer los puntos mínimos necesarios para aprobar la evaluación escrita (60%, 70%,

80%, etc.) Asegurar que las persona que realizan las evaluaciones escritas, las aplican de acuerdo

con las instrucciones y procedimientos, sin proporcionar ayuda verbal a los individuos siendo evaluados

Evaluación por entrevista verbal

El proceso debe considerar lo siguiente:

Incluir instrucciones de aplicación Contar con evaluadores que posean los conocimientos en el proceso ó disciplina que

representan y que tengan la experiencia de haber trabajado en el proceso ó disciplina que representan el tiempo suficiente para ser reconocidos como expertos

Realizar preguntas específicas para comprobar la experiencia y conocimientos de un individuo respecto a una tarea cubierta

Establecer qué preguntas pueden responderse con ayuda de material de consulta Requerimiento de respuestas satisfactorias en cada tema

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Evaluación de Desempeño

El proceso debe considerar lo siguiente:

Incluir instrucciones de aplicación Uso de evaluadores de acuerdo a la especialidad por calificar Especificar los componentes del desempeño o comportamiento observables que deben

ser verificados por el evaluador Establecer los componentes del desempeño o comportamiento que pueden ser

ejecutados con acceso a material de consulta Especificar las preguntas que deben ser respondidas para comprobar los conocimientos y

comprensión del individuo Asegurar que la evaluación se realice en el sitio apropiado; ejemplo: En el lugar de

trabajo, simulación en campo, simulación en laboratorio Asegurar que las evaluaciones de desempeño usadas durante el entrenamiento en el

trabajo, cumplen con los requerimientos de esta sección Requerir un desempeño satisfactorio en cada elemento

Método de Evaluación Calificación Transitoria

Calificación Inicial Calificación Subsecuente

Examen Escrito Sí Sí Sí Examen Oral Sí Sí Sí Revisión del Historial de desempeño en el trabajo

Sí No se debe utilizar como único método de evaluación

No se debe utilizar como único método de evaluación después de la fecha de cumplimiento de los 3 años

Observación de desempeño en el trabajo

Sí Sí Sí

Entrenamiento en el trabajo Sí Sí Sí Simulador Sí Sí Sí Otro Sí Sí Sí

Tabla 3.7.4

Notas: Calificación transitoria significa la calificación de personal que regularmente ha estado ejecutando tareas cubiertas antes de la entrada en vigor del presente documento Calificación inicial significa la calificación en cualquier momento de personal que no ha estado ejecutando tareas cubiertas regularmente antes de la entrada en vigor del presente documento Calificación sucesiva significa la evaluación de la calificación de personal después de la fase transitoria o inicial, a los intervalos establecidos.

3.7.8 Calificación

Se deben establecer los requerimientos mínimos para:

Calificación inicial y sucesiva Suspensión y reactivación ó revocación de calificación Asignación de personal calificado y no calificado para realizar tareas cubiertas Establecer y mantener el espacio de control y los Intervalos de calificación sucesiva

3.7.8.1 Calificación inicial y sucesiva

Cada individuo se debe someter a un proceso de calificación inicial y conservar esa calificación mediante evaluaciones sucesivas a intervalos especificados. Los métodos de evaluación de calificación inicial y sucesiva pueden ser los mismos.

57

3.7.8.2 Suspensión y revocación de calificación

Se debe disponer de procesos y procedimientos para suspender y reactivar la calificación, así como para la revocación de la calificación. Estos procesos y procedimientos deben incluir la notificación al individuo y a los responsables de asignar tareas cubiertas sobre la suspensión ó reactivación de la calificación. Se debe considerar la suspensión de la calificación en los siguientes casos, sin que estos sean limitativos:

Falla en el cumplimiento de los requerimientos (entrenamiento y evaluaciones sucesivas) necesarios debido a cambios en las tareas para mejorar la seguridad o la integridad antes de la fecha de la próxima ejecución de la tarea

Falla en completar o expiración del plazo de capacitación ó entrenamiento continuos requeridos para calificación en alguna tarea

Existe la sospecha razonable de que el desempeño de un individuo en una tarea cubierta pudo haber afectado adversamente la seguridad ó integridad de un ducto

La calificación sucesiva no se realizó en la fecha obligatoria Existe la creencia razonable de que un individuo ya no está calificado para desempeñar

una tarea cubierta

Las calificaciones suspendidas podrán reactivarse cuando se cumpla con alguno de los puntos siguientes:

Se ha determinado y documentado que el individuo estaba y continúa calificado El individuo ha completado la acción que resuelve la preocupación que originó la

suspensión de la calificación (entrenamiento, asesoría, evaluación, etc.) La calificación ha sido reestablecida de acuerdo con los requerimientos de la calificación

inicial

Si los puntos anteriores no se cumplen, la calificación deberá ser revocada.

3.7.8.3 Asignación de personal no calificado para realizar tareas cubiertas

Se pueden asignar individuos no calificados para realizar tareas cubiertas siempre y cuando sean dirigidos y supervisados físicamente por personal calificado que sea capaz de realizar acciones inmediatas en caso de una condición operativa anormal.

El número de individuos no calificados (espacio de control) que pueden ser dirigidos y supervisados por un individuo calificado se debe determinar para cada tarea cubierta y se deben considerar aspectos tales como ruido, obstrucciones visuales, clima, condiciones del sitio de trabajo, que puedan dificultar que un individuo observe a otros.

El espacio de control se debe establecer con base en alguno de los métodos siguientes:

Consenso de Especialistas. Este grupo debe establecer el número de individuos no calificados por individuo calificado. Se puede tomar como punto de partida la proporción 5 a 1 y reducirla dependiendo de las dificultades asociadas con la dirección y observación de la ejecución de la tarea. Este espacio de control debe ser supervisado y reducido o incrementado considerando los factores del sitio de trabajo y la Dificultad, Importancia y Frecuencia de la tarea cubierta

Análisis de Dificultad-Importancia o de Dificultad-Importancia-Frecuencia. Es un análisis que cuantifica la Dificultad (D), la Importancia (I) y la Frecuencia (F) de cada tarea. Este análisis puede realizarse en forma cualitativa o cuantitativa

Adopción de espacios de control preestablecidos de acuerdo con alguna norma ó estándar

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Otro método que proporcione bases racionales y verificables para establecer el espacio de control

Intervalos de Calificación Sucesiva

Se deben desarrollar e implementar los procesos y/o procedimientos para establecer los intervalos para calificación sucesiva.

Se deben considerar los siguientes métodos:

Consenso de Especialistas Análisis de Dificultad y Desempeño ó Análisis de Dificultad, Importancia y Frecuencia Adopción de intervalos preestablecidos por alguna norma ó estándar Otro método que proporcione bases racionales y verificables para establecer el intervalo

3.7.9 Comunicación y cambios

Se deben incorporar procesos y procedimientos mediante los cuales sean comunicados los contenidos, requerimientos y responsabilidades de implementación del programa de calificación.

3.7.9.1 Métodos de comunicación

Los métodos de comunicación pueden incluir:

Notificaciones escritas Notificaciones electrónicas (Internet, e-mail, página Web) Reuniones departamentales Sesiones de entrenamiento Otros métodos apropiados

Las comunicaciones al personal calificado ó que va a ser calificado deben incluir:

Sus responsabilidades en la implementación del programa de calificación Una lista de las tareas cubiertas y de las Condiciones Operativas Anormales Los métodos para determinar el estatus de sus calificaciones y el estatus de las

calificaciones de los individuos que pueden dirigir y observar Los requerimientos para ejecutar solo tareas cubiertas en las que ellos estén calificados,

a menos que sean dirigidos y observados por un individuo calificado Los procedimientos para dirigir y observar a personal no-calificado, incluyendo el espacio

de control Acciones a tomar si un individuo pierde una ó más calificaciones

Las comunicaciones al personal con responsabilidades dentro del programa deben incluir:

Sus funciones en la implementación del programa de calificación Los requerimientos del programa de calificación, incluyendo la identificación del tipo de

información que necesita ser comunicada, la determinación de las partes afectadas que deben recibir tales comunicaciones, la identificación de cómo se va a comunicar esa información, la descripción de cómo se va a asegurar que la comunicación necesaria ha ocurrido.

Una lista de las tareas cubiertas y de las Condiciones Operativas Anormales Los procesos y procedimientos del programa de calificación de los cuales son

responsables de implementar

59

3.7.9.2 Administración de cambios

El programa de calificación debe incluir procesos y procedimientos para administrar y comunicar los cambios que impacten al personal calificado y al personal con responsabilidades dentro del programa de implementación.

Se debe asegurar que el personal calificado que ejecuta tareas cubiertas continúe calificado para realizar tales tareas. También se debe asegurar que el personal con responsabilidades dentro de la implementación del programa, tenga la información necesaria para desempeñar sus responsabilidades.

3.7.10 Mantenimiento de registros

Se deben mantener los registros que documenten la implementación del programa de calificación, tales como:

Lista de tareas cubiertas Procesos para identificar las tareas cubiertas Criterios de evaluación para cada tarea cubierta Métodos de evaluación para cada tarea cubierta Intervalos de evaluación para cada tarea cubierta Lista de las Condiciones Operativas Anormales que aplican al ducto y/o a tareas

cubiertas Necesidades de capacitación y entrenamiento Entrenamiento realizado Identificación del personal calificado Identificación de tareas cubiertas en las cuales el personal está calificado (individual) Documentos de evaluación del personal calificado para reconocer y reaccionar

apropiadamente a Condiciones Operativas Anormales Métodos de evaluación aplicados Fecha de calificación Nombre del evaluador

60

Capítulo 4 Apéndices

61

4.1 Diagrama de Flujo del PAID

62

63

64

65

4.2 Zonas de alta consecuencia

Ductos que transportan hidrocarburos líquidos; ducto que cruza perpendicularmente un río

Ejemplo:

Círculo de Impacto calculado por PIRAMID para el caso más extenso; DA = 150 m Ancho del río en la zona de cruce = 180 m Longitud del segmento afectando ZAC = 300+180+300 = 780 m

Ancho del Río

ZAC = 300 + 180 + 300 = 780 m

180 m

Segmento Afectando ZAC

Río

300 m300 m

150 m

150 m

DA = 150 m DA = 150 m

66

Ductos que transportan hidrocarburos líquidos; 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 calculada por PIRAMID para el caso más extenso; DA = 150 m Longitud afectada del río = 800 m Longitud del segmento afectando ZAC = 300+800+300 = 1,400 m

Río

Segmento Afectando ZAC

DA = 150 m

Longitud Afectada del Rio = 800 m

ZAC = 300 + 800 + 300 = 1,400 m

300 m 300 m

150 m

150 m

DA = 150 m

67

Ductos que transportan hidrocarburos líquidos; ducto que está paralelo a un río

Ejemplo:

Distancia de afectación calculada por PIRAMID para el caso más extenso; DA = 150 m Longitud afectada del río = 600 m Longitud del segmento afectando ZAC = 300+600+300 = 1,200 m

Río

Segmento Afectando ZAC

DA = 150 m

Longitud Afectada del Rio = 600 m

ZAC = 300 + 600 + 300 = 1,200 m

300 m 300 m

150 m

150 m

DA = 150 m

68

Ductos que transportan hidrocarburos líquidos; Zonas pobladas

Ejemplo:

Zona poblada a lo largo del ducto con una extensión de 600 m Distancia de afectación calculada por PIRAMID para el caso más extenso; DA = 150 m Longitud del segmento afectando ZAC = 300+600+300 = 1,200 m

Segmento Afectando ZACZAC = 300 + 600 + 300 = 1,200 m

600 m300 m300 m

DA = 150 m

DA = 150 m

150 m

150 m

69

Ductos que transportan hidrocarburos líquidos; Zonas Extremadamente Sensibles

Ejemplo:

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

Distancia de afectación calculada por PIRAMID para el caso más extenso; DA = 120 m Longitud de la zona afectada = 680 m Longitud del segmento afectando ZAC = 240+680+240 = 1,160 m

Zona Extremadamente Sensible

Segmento Afectando ZAC

240 m240 m

680 m

ZAC = 240 + 680 + 240 = 1,160 m

120 m

120 m

DA = 120 mDA = 120 m

N

70

Ductos para transporte de hidrocarburos gaseosos; Localizaciones Clase 3 ó 4

Ejemplo:

Localización Clase 3 ó 4

200 m

200 m 200 m

ZACLocalización Clase 3 ó 4

200 m

1,200 m

71

Ductos para transporte de hidrocarburos gaseosos; ducto en Localización Clase 1 ó 2;

Con 20 edificios ó más destinados para la ocupación humana dentro del círculo de afectación

Ejemplo:

Localización clase 1 Distancia de afectación calculada por PIRAMID para el caso más extenso; DA = 300 m 20 edificios destinados para la ocupación humana dentro de un círculo con un radio igual

a la distancia de afectación calculada por PIRAMID para el caso más extenso. La distancia entre los edificios afectados más alejados en cada extremo es de 500 m Longitud de la ZAC = 600+500+600 = 1,700 m

ZAC = 1,700 m

Localización Clase 1 - 1600 m

200 m

200 m

600 m 600 m500 m

550 m550 m

DA = 300 m

DA = 300 m

DA = 300 m

72

4.3 Amenazas a la integridad del ducto

A continuación se presenta el listado de las amenazas a la integridad del ducto, estas se clasificaron en 3 grandes grupos que cuentan con 9 categorías y 21 causas raíz:

Dependientes del Tiempo

Corrosión Interna • Corrosión Interior

Corrosión Externa • Corrosión Exterior

Agrietamiento por Corrosión Bajo Esfuerzo • Agrietamiento por corrosión bajo esfuerzo

Estables ó Residentes

Defectos de Manufactura • Costuradefectuosa • Tubo defectuoso

Soldadura / Fabricación • Soldadura circunferencial defectuosa • Soldadura de fabricación defectuosa • Curvaturas con arrugamiento • Cuerdas rayadas / tubo roto / falla de coples

Equipo • Falla de juntas • Mal funcionamiento de equipo de control / alivio • Falla de sellos / empaques de bombas • Miscelaneos

Independientes del Tiempo

Daños por Terceros • Daños por Terceras partes (Falla instantanea) • Tubo previamente dañada (modo retardado de falla) • Vandalismo

Operaciones Incorrectas • Procedimiento operativo incorrecto

Clima y Fuerzas Externas • Clima frio • Rayos • Lluvias intensas e inundaciones • Movimientos del suelo

En la tabla que a continuación se presenta cuenta con una guía para detectar, prevenir y mitigar dichas amenazas

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Corr. Corr. Corr. Manufactura Construcción Equipo Daños por terceros O. I. Clima y fuerzas externas Prevención, detección y métodos de reparación Ext. Int. SCC C.S. Tubo S.C. S. F. Dy A FU Emp Valv. Sell Cinta F. In TDP Vand O.I. Helad Ray Inud Terr

Detección y Prevención Celaje Aéreo X X X X X X X X Patrullaje a pie X X X X X X X X X Inspección visual/mecánica X X X X X X Llamadas 01-800 X X X Auditorias de Conf. X Especif. De diseño X X X X X X X X X X X Especif. De Materiales X X X X X X X Inspección en manuf. X X X X X X Inspección en transporte X X X Inspección en const. X X X X X X X X X X X Prueba hidrostática X X X X X X X Educación pública X Procedimientos Op. y Mtto. X X X X X X X X X X X X X X X Entrenamiento del operador X Frecuencia de X X Monitoreo de deformaciones X X Protección externa X X X X Mantenimiento del derecho de Vía X X X Incremento en espesor de pared X X X X X X Cintas o postes de advertencia X X Monitoreo de Control de Corrosión X X Limpieza interna X Medidas de control de fugas X X X X X X X X X Medidas de diablo instrumentado X X X X Reducción en tensión externa X X X X Instalación de trazadores de calor X Reubicación de Líneas X X X X X Rehabilitación X X X X X X X Reparación de recubrimiento X X Incremento en profundidad X X X Reducción de temperatura de operación X X x

Reducción de humedad X

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Corr. Corr. Corr. Manufactura Construcción Equipo Daños por terceros O. I. Clima y fuerzas externas Prevención, detección y métodos de reparación Ext. Int. SCC C.S. Tubo S.C. S. F. Dy A FU Emp Valv. Sell Cinta F. In TDP Vand O.I. Helad Ray Inud Terr

Inyector de inhibidores X Protección termal X Reparaciones Reducción de presión X X X X X X X X X Sustitución X X X X X X X X X X X X X X X X X X X Recubrimiento X X X Reparación de rutina X X X X X X X Rellenos de soldadura X X Camisa presurizadas tipo B X X X X X X X X X Camisa de refuerzo tipo A X X X X X X Camisa de compuesto X Camisa rellena de epóxico X X X X X X X X X Abrazadera Mecánica X

Nota: Las abreviaciones se relacionan con los 21 peligros potenciales indicados en la sección 2.3. Corr. Ext = Corrosión externa Sell = Falla del sello/bomba Corr. Int = Corrosión interna Cinta = Roscado/tubería rota Corr. SCC = Agrietamiento por corrosión bajo esfuerzos F. In = Daño por terceros, falla inmediata CS = Defectos en la costura TDP = Daño previo por terceros Tubo = Defectos en el metal base del tubo Vand = Vandalismo SC = Soldadura circunferencial o longitudinal OI = Operaciones incorrectas SF = Defectos en las soldaduras en la construcción Helad = Heladas DyA = Dobles y arrugas en la parte interna del tubo Ray = Alcances por Rayos FU = Fallas en las uniones Inud = Inundaciones y lluvias intensas Emp = Fallas en los empaques Terr = Movimientos bruscos de tierra Valv = Mal funcionamiento de las válvulas control/relevo

75

4.4 Tipo de costura y factor de junta

4.4.1 Importancia para la integridad de ductos

Factor de Junta: es un coeficiente utilizado para establecer el esfuerzo máximo permisible para materiales considerando la eficiencia de la unión soldada producida por el proceso de manufactura.

La Sociedad Americana de Ingenieros Mecánicos (ASME) desarrolló una ecuación para calcular la presión de operación permisible de un tubo con base en el tipo de proceso de manufactura. Esta ecuación incluye la variable conocida como “Factor de Junta”, la cual se basa en el tipo de soldadura utilizada para crear la costura del tubo. Un tubo sin costura tiene un “Factor de Junta” de 1.00. Un tubo con junta traslapada tiene un Factor de Junta de 0.8.

Las costuras realizadas con soldadura por resistencia eléctrica de baja frecuencia se han encontrado susceptibles a corrosión selectiva, grietas de gancho y a una inadecuada unión de las costuras. Las uniones traslapadas se han encontrado poco confiables en comparación con las técnicas modernas para manufactura de tubos. Las costuras realizadas con Electric Flash son susceptibles a corrosión y a grietas de gancho, aunque en menor extensión que las costuras por ERW.

Estos parámetros están relacionados con la categoría de peligros por Defectos de Manufactura

4.4.2 Tabla para factor de junta Especificación de Material Clase de Tubo Factor de Junta Aplicación ASTM A53 Sin costura 1.00 Gas y Líquidos ASTM A53 Unión por resistencia eléctrica (ERW) 1.00 Gas y Líquidos ASTM A53 Unión traslapada por calentamiento 0.80 Líquidos ASTM A53 Unión a tope por calentamiento 0.60 Gas y Líquidos ASTM A106 Sin costura 1.00 Gas y Líquidos ASTM A 333/A 333M Sin costura 1.00 Gas y Líquidos ASTM A 333/A 333M Unión por resistencia eléctrica (ERW) 1.00 Gas y Líquidos ASTM A381 Soldadura por arco sumergido doble 1.00 Gas y Líquidos ASTM A671 Soldadura por fusión eléctrica 1.00 Gas y Líquidos ASTM A672 Soldadura por fusión eléctrica 1.00 Gas y Líquidos ASTM A691 Soldadura por fusión eléctrica 1.00 Gas y Líquidos API 5L Sin costura 1.00 Gas y Líquidos API 5L Unión por resistencia eléctrica (ERW) 1.00 Gas y Líquidos API 5L Unión a tope por calentamiento de bordes

(Electric Flash) 1.00 Gas y Líquidos

API 5L Soldadura de arco sumergido 1.00 Gas y Líquidos API 5L Unión traslapada por calentamiento 0.80 Líquidos API 5L Unión a tope por calentamiento 0.60 Gas y Líquidos Otros Tubo mayor a 4 plgs (102 mm) 0.80 Gas

Tabla 4.4-1

4.5 Material del ducto

4.5.1 Importancia en la integridad del ducto

La importancia del material del ducto radica en:

Su capacidad para mantener la integridad estructural del ducto bajo las condiciones ambientales y de temperatura que hayan sido anticipadas.

Su compatibilidad química con el producto que transporte y con otros materiales con los cuales estará en contacto.

76

Que haya sido hecho bajo especificaciones escritas que establecen los requerimientos químicos y de pruebas a que deberá someterse el material.

Este Factor de riesgo esta relacionado con las categorías de peligros de: “Defectos de Manufactura, Defectos de Soldadura / Fabricación y Clima y Fuerzas Externas”

4.5.2 Tabla para selección de material del ducto Descripción Ductos de Gas Ductos de Líquidos

Especificaciones de materiales Para Tubo de acero

API 5L (1995) ASTM A 53 (1995a) ASTM A 106 (1994a) ASTM A 333 / A 333M (1994) ASTM A 381 (1993) ASTM A 671 (1994) ASTM A 672 (1994) ASTM A 691 (1993) Otros que cumplan con los requerimientos del Apéndice B, Parte 192

API 5L (1995) ASTM A 53 (1995a) ASTM A 106 (1994a) ASTM A 333 / A 333M (1994) ASTM A 381 (1993) ASTM A 671 (1994) ASTM A 672 (1994) ASTM A 691 (1993)

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

Tabla 4.5-1

4.5.3 Registro de datos

Los registros de diseño, los planos de alineamiento, las hojas de datos del producto transportado y los registros de construcción deben documentar la información indicada en el punto 4.5.2 y deberán controlarse y administrarse de acuerdo con plan de integración y administración de documentos del operador del ducto.

4.6 Celaje

4.6.1 Importancia

La importancia de este factor radica en la obtención oportuna de información acerca de lo que esta sucediendo en los alrededores del ducto, de tal forma que se puedan implementar las acciones de respuesta apropiadas en forma también oportuna. Este factor de riesgo esta relacionado con el peligro de “Daños por Terceros”.

4.6.2 Obtención de datos durante el celaje Cambios en el uso de suelo Invasiones al DDV Incremento en las actividades de construcción en los alrededores del DDV Actividades con maquinaria pesada en los alrededores del DDV Manchas en los alrededores del DDV que pudieran ser indicios de 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 de las señalizaciones Falta de señalizaciones Cambios en las localizaciones de clase Indicios de olor a gas

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4.6.3 Tabla de frecuencia de celaje Máximo intervalo entre Celajes

Ducto Cruces de carretera, vías de ferrocarril 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

Ductos de Gas en Localizaciones Clase 3

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

7½ meses, pero al menos dos veces por año calendario

Ductos de Gas en Localizaciones Clase 4

No mayor a 4½ meses, pera al menos 4 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

Tabla 4.6-1

Los celajes podrán realizarse mediante cualquiera de los métodos siguientes:

Recorridos a pie por el Derecho de Vía (DDV) Recorridos en vehículo por el DDV Recorridos aéreos por el DDV Otros medios apropiados de recorrido por el DDV

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

Ducto Intervalo Observaciones

Ductos para Gas No mayor a 15 meses, pero al menos una vez por año calendario

Ductos para Gas 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

Ductos para Gas sin Odorante en localizaciones Clase 4

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

Se deberá utilizar equipo para detección de gas

Ductos para Líquidos 3 semanas, pero al menos 26 veces cada año calendario

Tabla A 4.6-2

4.6.4 Registro de datos

Se debe medir y documentar la efectividad de las actividades de celaje mediante las acciones de respuesta a los hallazgos reportados; ej. Reparaciones realizadas, Señalizaciones instaladas, inspecciones realizadas, etc.

4.7 Programas de educación del público

4.7.1 Importancia

La importancia de un programa efectivo de educación del público radica en los objetivos que se persiguen con el mismo y uno de ellos es lograr que mediante este programa se eduque a las personas que habitan las cercanías del ducto, sobre la interrelación que existe entre su seguridad y la seguridad del ducto, de tal forma que mediante la información y acciones apropiadas ese público se convierta en la primera línea de defensa del ducto contra daños por actividades de terceros. Este factor de riesgo esta relacionado con la categoría de peligros de “Daños por Terceros”

4.7.2 Obtención de datos Grado de implantación del programa Alcance logrado Nivel de conocimientos y entendimiento logrado

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Comportamiento del público Resultados; número de accidentes debido a daños por terceros, número de acciones

apropiadas seguidas por el público y entidades de emergencia, en casos de incidentes reportados.

4.7.3 Premisas

Se requiere que se establezca un programa educacional continuo para enseñar a los clientes, contratistas, público, organizaciones gubernamentales apropiadas y personas involucradas en actividades de excavación a reconocer una emergencia en ductos de gas o líquidos peligrosos, con el propósito de reportarla al operador del ducto ó a las entidades y agencias oficiales apropiadas (Bomberos, Policía, Departamentos de emergencia, etc.)

El programa debe ser tan amplio como sea necesario para poder alcanzar todas las áreas por las cuales pasan los ductos. El programa debe estar en un lenguaje entendible por la población que habita las áreas por las cuales pasan los ductos.

El programa debe contemplar:

El uso de un Sistema de “Llamada de Notificación” antes de cualquier excavación, así como otras actividades de prevención de daños

Información sobre los posibles peligros asociados con una fuga o derrame accidental proveniente del ducto

Las señales físicas que se presentan cuando ha ocurrido un derrame o fuga Las instrucciones de seguridad a seguir en caso de un derrame o fuga La forma de reportar un evento

Los métodos de comunicación pueden incluir los siguientes:

Contacto personal Envió de material impreso por correo Comunicación masiva Medios electrónicos

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

4.7.4 Registro de datos Encuestas para medir el público alcanzado por el programa Cuestionarios para medir el grado de entendimiento por parte del público alcanzado

mediante el programa Conteo de llamadas de notificación Auditorias al programa por un tercero

Los registros generados durante la aplicación del programa deben ser controlados y conservados de acuerdo con el programa de administración de documentos del operador del ducto.

Se deben mantener por un periodo mínimo de 5 años los registros correspondientes a los resultados de las mediciones realizadas.

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4.8 Fuerzas externas

4.8.1 Importancia en la integridad de ductos

Estas pueden ser cargas impuestas debido a fenómenos naturales u otro tipo de cargas externas. Su importancia radica en que aún cuando estadísticamente, las fuerzas externas causan un pequeño porcentaje del total de fallas en los ductos, sin embargo, cuando se da el caso de fuerzas externas debidas a fenómenos naturales, algunas veces resultan en una falla catastrófica y en grandes volúmenes de fuga o derrame.

Esta categoría de fuerzas incluye: Vibraciones inducidas por maquinaria pesada de construcción, trenes, camiones, Autobuses, ó explosiones; fuerzas originadas por el movimientos de suelo, fuerzas que se puedan originar por aparentes excavaciones futuras cerca del ducto. Presiones externas, fuerzas originadas por la expansión ó contracción térmica, fuerzas impuestas por el uso de puentes de suspensión para los ductos y sus componentes.

Este factor de fuerzas externas está relacionado con las categorías de peligros de: Clima y Fuerzas externas, Defectos de Soladura / Fabricación y Fatiga Cíclica.

4.8.2 Premisas

Se requiere que para el diseño y construcción de ductos, los operadores identifiquen, evalúen y consideren las condiciones geotécnica conocidas y los eventos meteorológicos anticipados y que 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.

4.8.3 Registro de datos

Los registros y documentos de diseño, construcción e instalación deben documentar las adecuadas justificaciones para la evaluación y consideración de fuerzas externas en el diseño y construcción del ducto.

Los reportes de inspección de derecho de vía, reportes de inspección del ducto y reportes de incidentes deben documentar la información necesaria que permita identificar los datos contenidos en el punto 4.8

4.9 Tipo de recubrimiento y condición de recubrimiento

4.9.1 Importancia para la integridad de ductos

Los ductos enterrados están expuestos a los riesgos de corrosión externa y de fracturas por corrosión y esfuerzo (SCC) y estos riesgos varían de acuerdo al tipo de recubrimiento, principalmente debido a las características del recubrimiento que lo hacen susceptible a daños debido al ambiente que lo rodea. La tabla siguiente contiene algunos ejemplos históricos de tipos de recubrimiento y su exposición a riesgos relacionados con los peligros de corrosión externa y fractura por corrosión y esfuerzo (SCC).

Tipo de Recubrimiento Factores de Riesgo relacionados con el Tipo de Recubrimiento

Se deteriora con la edad debido a oxidación y agrietamiento Asfalto / Alquitrán de Hulla

El recubrimiento sufre daños debido a esfuerzos del suelo

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Tipo de Recubrimiento Factores de Riesgo relacionados con el Tipo de Recubrimiento

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

Tiene limitaciones ambientales de uso

Se le asocia con fracturas por corrosión y esfuerzo

Pobre resistencia al esfuerzo cortante

Se le asocia con fracturas por corrosión y esfuerzo

Sirve de escudo de la protección catódica Cinta Termo-contráctil (dos capas)

Los adhesivos están sujetos a la biodegradación

Rango limitado de temperatura Polietileno expandido (dos capas)

Pobre resistencia al esfuerzo cortante

Baja resistencia al Impacto Epóxico adherido por fusión (FBE)

Permeabilidad y Absorción de humedad altas

Polyotefin (tres capas) Susceptible a abultamientos por soldadura en bajos espesores

Tabla 4.9-1

Es importante también identificar la condición del recubrimiento ya que puede estar sujeto a deterioro por el paso del tiempo, el ambiente o por los métodos de aplicación utilizados. El recubrimiento también esta expuesto a sufrir daños durante las actividades de construcción, instalación u operación.

4.9.2 Premisas

Las normas y estándares industriales no establecen criterios específicos sobre los tipos de recubrimiento para ser usados en distintos ambientes, sin embargo se requiere que la selección del recubrimiento externo debe ser hecha con base en la resistencia del recubrimiento, las propiedades de adhesión y en su capacidad para soportar el ambiente en el cual se espera que el ducto opere, de tal forma que se proporcione la adecuada protección para la vida operacional del ducto

Se deben considerar los factores de riesgo que reflejen la condición de riesgo sobre el ducto, incluyendo el tipo y condición de recubrimiento, por ejemplo, para la evaluación del riesgo por corrosión externa, si durante actividades de excavación en áreas sospechosas del segmento de ducto, se detecta desprendimiento ó daño en el recubrimiento, el índice de riesgo correspondiente a este factor debería ser considerado como Alto.

4.9.3 Registro de datos

Los registros de diseño deben documentar la adecuada justificación sobre la selección del tipo de recubrimiento externo con base en la resistencia del recubrimiento, las propiedades de adhesión y en el ambiente de operación. Los registros de inspección, reparación y mantenimiento deben documentar la condición del recubrimiento y deben controlarse y administrarse de acuerdo con plan de integración y administración de documentos del operador del ducto.

4.10 Nivel de esfuerzo de operación (% SMYS)

4.10.1 Importancia para la integridad de ductos

La corrosión (amenaza dependiente del tiempo) ocurre independientemente del nivel de esfuerzo en el ducto, sin embargo, la evolución de una anomalía relacionada con la corrosión puede derivar en una fuga o ruptura ocasionada por el nivel de esfuerzo al cual el ducto está operando.

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Las definiciones utilizadas por la herramienta PIRAMID en los modos de falla se incluyen a continuación:

Fuga pequeña – Pérdida de producto a través de un defecto de una dimensión >0 y ≤10mm

Fuga Grande - Pérdida de producto a través de un defecto de una dimensión >10 y ≤100mm

Ruptura – Pérdida de producto en defectos >100mm

4.10.2 Registro de datos

Los registros de diseño y operación deben documentar las bases para la selección del esfuerzo de cedencia mínimo especificado.

4.11 Prueba de presión

4.11.1 Importancia para la integridad de ductos

Las pruebas de presión se realizan en los ductos para:

Verificar la integridad y la no-existencia de defectos en ductos nuevos Verificar la integridad en ductos existentes Controlar el crecimiento de defectos dependientes del tiempo

El tiempo transcurrido desde la última prueba de presión es importante para la evaluación de los factores de riesgo de indicaciones dependientes del tiempo (corrosión) y los factores de riesgo de indicaciones estables (relacionados con la manufactura y la construcción).

La evaluación de los defectos estables se ha efectuado mediante una prueba de presión realizada con un margen por encima de la presión de operación, antes de entrar en servicio.

4.12 Factores de riesgo para SCC

4.12.1 Importancia para la integridad de ductos

Los factores de riesgo tales como: (1) edad del ducto, (2) temperatura de operación y (3) distancia del segmento hacia una estación de compresión, se relacionan directamente con el peligro de agrietamiento por corrosión bajo esfuerzo.

La importancia de cada uno de estos atributos en la evaluación de factores de riesgo relacionados con fallas de agrietamiento por corrosión bajo esfuerzo, debidas a un valor alto de pH o cercano al punto neutro, puede basarse bajo las siguientes condiciones:

Edad – El agrietamiento por corrosión bajo esfuerzo de extensión variada se ha detectado en ductos viejos. Si la edad del ducto es mayor a 10 años, entonces la edad es un factor de riesgo

Temperatura de Operación – Si la temperatura de operación del ducto es mayor a 100º F (38º C), entonces se considera un factor de riesgo

Distancia hacia una Estación de Compresión – Una distancia menor o igual a 32 km (20 millas) entre un segmento y una estación de compresión se considera un factor de riesgo

Los factores establecidos anteriormente cuando se combinan con:

Un esfuerzo de operación mayor al 60% SMYS

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Un tipo de recubrimiento diferente a FBE (Epóxico Adherido por Fusión) Fallas debidas a Agrietamiento por Corrosión bajo Esfuerzo durante pruebas de presión,

constituyen un riesgo elevado de este fenómeno en el segmento que está siendo evaluado

4.12.2 Obtención de datos Fecha de Instalación Historial de temperatura de operación Distancia del segmento hacia una estación de compresión Historial de datos de pruebas de presión por fallas relacionadas con Agrietamiento por

Corrosión bajo Esfuerzo Historial de presión de operación Tipo de recubrimiento externo

4.13 Historial de fugas y reportes de fugas resultantes de daños inmediatos

4.13.1 Importancia para la integridad de ductos

El historial de fugas es el registro de pérdida de producto en un ducto en particular durante un periodo de tiempo. Las fugas o derrames pueden ser la consecuencia de cualquier peligro o categoría de peligro, sin embargo su mayor significado como factor de riesgo esta relacionado con las categorías de peligros de “Corrosión Interna”, “Corrosión Externa” y “Daños por Terceros”.

Es importante que el historial de fugas registre todas las pérdidas de producto ocurridas, así como la causa aparente, esto aún cuando la magnitud de las mismas pudiera parecer insignificante ya que la presencia de fugas en un ducto pudiera ser debido a problemas de corrosión interna o externa.

Algunas fugas y derrames se presentan como consecuencia o resultado inmediato de daños ocasionados al ducto por actividades de terceros, principalmente impactos sobre el ducto por actividades de excavación, por impacto de objetos en movimiento y por caída de objetos sobre el ducto.

Existen también situaciones en las cuales el ducto recibe un impacto, contacto o rozamiento por maquinaria o equipo de excavación, arrastre de anclas, artes de pesca, cables de ancla, por objetos en movimiento o por caída de objetos, que no resultan en una fuga o derrame inmediato, pero que le ocasionan al ducto daños como rasgaduras, abolladuras, raspaduras y fisuras que con el paso del tiempo crecen y pueden ser las causas que conduzcan a una falla catastrófica, principalmente cuando se combinan con algún otro factor de riesgo (ejemplo: corrosión, nivel de esfuerzo, etc.).

Estos factores de riesgo están relacionados con las categorías de peligros de “Corrosión Interna”, “Corrosión Externa” y “Daños por Terceros”.

4.13.2 Obtención de datos

Se debe obtener e integrar como mínimo la siguiente información:

Fecha de instalación del ducto Número de fugas Ubicación de la fuga Causa aparente de la fuga Acciones correctivas Tamaño y volumen de la fuga Volumen perdido y volumen recuperado

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4.13.3 Premisas

Se requiere que los operadores de ductos realicen inspecciones para detección de fugas, que éstas se reporten adecuadamente, que se investigue la causa aparente y que se lleven y mantengan registros históricos de las mismas.

Los criterios para considerar el factor de riesgo debido a fugas por defectos dependientes del tiempo, en ductos de líquidos, 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

Tabla 4.13-1

El factor de riesgo para fugas o derrames debido a daños por terceros (independientes del tiempo) depende de factores tales como: Uso de suelo, Profundidad del ducto, incremento de actividades de construcción, tráfico de embarcaciones en las inmediaciones del ducto, etc.).

4.13.4 Registro de datos

Los registros de historial de fugas, los registros y reportes de inspección de fugas, de investigación y evaluación de fugas, de mantenimiento y reparación, deben documentar la información señalada en el punto 4.13.2 y deben controlarse y administrarse de acuerdo con el plan de integración y administración de documentos del operador del ducto.

4.14 Velocidad de flujo

4.14.1 Importancia en la integridad de ductos

Una velocidad alta de flujo puede ocasionar que las impurezas y/o partículas contenidas en el fluido transportado, puedan causar erosión en las paredes internas del ducto.

Una baja velocidad del fluido combinada con el perfil del ducto puede ocasionar la separación de agua y sedimentos contenidos en el fluido, mismos que se pueden acumular en los puntos bajos del ducto. Esta situación se complica en ductos que operan en condiciones de flujo intermitente.

Este factor de riesgo está relacionado con la categoría de peligro de “Corrosión Interna”

4.14.2 Obtención de datos Velocidad de operación del flujo Rango de velocidad de operación de diseño Perfil topográfico Tipo de producto transportado Tipo de operación (continuo ó intermitente) Tipo de material Tipo de flujo (laminar o turbulento) Cambios en el tamaño del ducto Registros de limpieza interior

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4.14.3 Premisas

ASME B31.8, Publicación de NACE sobre “Control de Corrosión Interna en Ductos de Acero y Sistemas de Tubería”

Se deben establecer consideraciones de diseño para el control de la velocidad del flujo dentro de un rango que permita minimizar la corrosión.

El límite inferior del rango de velocidad de flujo debe ser un valor tal que permita mantener las impurezas suspendidas en el producto transportado, de tal forma que la acumulación de material corrosivo dentro del ducto sea mínima.

El límite superior del rango de velocidad debe ser un valor tal que mantenga al mínimo los problemas de erosión, cavitación y ataque abrasivo.

En casos en que se pronostique la acumulación de agua, sedimentos, u otros contaminantes corrosivos dentro del ducto, se deben considerar e implementar procedimientos de limpieza interior.

4.14.4 Registro de datos

Los registros de diseño, los planos de alineamiento y las hojas de datos del producto transportado, los registros de operación y de mantenimiento deben documentar la información indicada en el punto 4.14.2.Espesor de pared del ducto

4.15 Importancia en la integridad de ductos

El espesor de pared es un parámetro que está directamente relacionado con la integridad del ducto ya que es el factor de resistencia principal para soportar las fuerzas y cargas externas e internas a que puede estar sometido el ducto durante su operación. La disminución del espesor en zonas localizadas puede ser indicio de presencia de corrosión (Interna o externa), por lo que durante las actividades de operación y mantenimiento, el espesor debe ser evaluado periódicamente mediante el uso de equipos y herramientas apropiadas que permitan verificar el espesor remanente y en caso necesario, tomar las medidas para mantener la integridad del ducto.

En la etapa de diseño, se utilizan factores de seguridad para calcular el espesor de pared, dando así un margen adicional para soportar cargas y fuerzas externas no previstas durante la operación del ducto.

Este factor de riesgo esta relacionado con las siguientes categorías de peligro de: “Corrosión interna”, “Corrosión externa” y “Clima y Fuerzas externas”.

4.15.1 Obtención de datos 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 de fabricación del ducto Certificados de materiales del ducto Historial de mediciones de espesor de pared Historial de fugas Registros de reparación y/o mantenimiento Planos como se instaló (As-built) la línea

85

4.15.2 Premisas

Se debe diseñar el ducto con un espesor de pared suficiente para soportar las cargas y presiones externas adicionales que pueden ser aplicadas sobre el ducto después de su instalación.

Se deben mantener registros del espesor de pared de los ductos y se debe evaluar periódicamente y reportar cualquier disminución de espesor que sea menor que el requerido para la máxima presión de operación.

4.16 Seguimiento de control a la protección catódica

4.16.1 Importancia en la integridad de ductos

El objetivo principal de los sistemas de protección catódica instalados en las líneas de acero al carbono, es prevenir o mitigar la corrosión externa que es causada por el medio ambiente agresivo que circunda a las líneas enterradas o sumergidas.

Los sistemas de protección catódica que se deben usar de acuerdo a las condiciones particulares de las líneas son los siguientes:

Sistema de protección catódica por ánodos de sacrificio Sistema de protección catódica por corriente impresa

Para el seguimiento de control del funcionamiento adecuado de la protección catódica, se deben realizar las actividades descritas en la normatividad vigente al respecto.

Este factor de riesgo está relacionado con la categoría de peligro “Corrosión externa”

4.16.2 Obtención de datos Reportes de lecturas de potenciales a intervalos cercanos(CIS) Reportes de lecturas de gradientes de voltaje directo(DCVG) Reportes de resistividad del suelo Reportes del desprendimiento catódico del recubrimiento anticorrosivo Reportes de prueba “ON” , “OFF” Reportes 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 terreno que pudieran provocar el rápido deterioro del recubrimiento o acelerar la corrosión externa de la línea

4.16.3 Premisas

Ductos para transporte de gas – Se debe realizar el seguimiento del control de corrosión externa de los sistemas de tubería de transporte de gas enterrada o sumergida, efectuando inspecciones en el sistema de protección catódica de acuerdo a lo indicado anteriormente.

Ductos para transporte de Líquidos – Se deben cumplir los requerimientos normativos vigentes al respecto.

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4.17 Procedimientos de soldadura aprobados

4.17.1 Importancia en la integridad de ductos

Las actividades de soldadura en líneas de transporte realizadas con procedimientos calificados bajo normas tales como API 1104 y ASME IX, con soldadores calificados y con documentación de respaldo adecuada, son medios que garantizan, las propiedades mecánicas y calidad y sanidad de las juntas de soldadura de los sistemas de transporte.

Con base en la evidencia documental arriba indicada, durante la etapa de operación y mantenimiento de los sistemas de transporte de ductos, se debe disponer de la información necesaria para realizar trabajos de reparación y mantenimiento de las líneas y de esa manera, se debe tener una mejor administración de la integridad de las líneas y sistemas de ductos.

4.17.2 Obtención de datos Especificaciones y/o procedimientos de soldadura Registros de calificación de procedimientos de soldadura Resultados de pruebas no destructivas Resultados de pruebas mecánicas (tensión, doblez y sanidad) Calificación de soldadores Reportes de pruebas no destructivas usados en la calificación de procedimientos Identificación y registro de soldaduras

Este factor de riesgo, está relacionado con la categoría de peligro de “Defectos de soldadura / fabricación”.

4.17.3 Premisas

La soldadura se debe realizar con procedimientos y soldadores calificados de acuerdo con los códigos y normatividad nacional e internacional vigente; dichos procedimientos deben contar con sus registros.

Se deben considerar las protecciones necesarias contra condiciones climatológicas que pudieran afectar la calidad de las soldaduras.

Se deben inspeccionar las soldaduras para asegurar el cumplimiento con los requerimientos de las reglas y estándares aplicables.

Se deben realizar pruebas no destructivas para verificar la calidad de las soldaduras

4.17.4 Datos de registro.

Los registros de fabricación, reparación y mantenimiento, así como los correspondientes registros de calificación de procedimientos y de calificación de soldadores, incluyendo los respectivos reportes de pruebas, deben documentar los datos e información indicada en el punto 4.17.2 y deberán controlarse y administrarse de acuerdo con plan de integración y administración de documentos del operador del ducto.

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4.18 Dispositivos para detección de corrosión

4.18.1 Importancia para la integridad de ductos

El seguimiento de control de la corrosión se realiza principalmente para evaluar condiciones potencialmente corrosivas de un sistema, para dar seguimiento de control en las efectividades de las medidas de mitigación adoptadas o para evaluar la aptitud de diferentes metales para sistemas y ambientes específicos.

En la práctica, el uso de cupones de corrosión es una de las herramientas más utilizadas para medir la velocidad de corrosión ya que proporciona resultados aceptables a un costo razonable, son fáciles de usar y proporcionan información general sobre corrosión en forma cuantitativa y visual. La confiabilidad de la información depende del cuidado que se tenga en el manejo de los cupones y en la consideración de los parámetros relevantes de exposición.

Además de los cupones de corrosión, existen otras técnicas para seguimiento de control de la corrosión como: probetas eléctricas para medición, 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 falla debidas a corrosión

Los cupones de corrosión son muestras que se colocan en el ducto y son pesadas en forma precisa antes de exponerlas al medio. Posteriormente se analizan para detectar pérdida de material y otras imperfecciones. Con los datos obtenidos se determina la velocidad de corrosión.

Entre mayor sea la cantidad de cupones instalados, mayor será el número de datos disponibles.

La velocidad de corrosión se calcula mediante la siguiente fórmula:

Peso perdido del cupón [gr] x 3.65 x 106 Corrosión anual [micras] =

Área del cupón [cm2] x Densidad del material [gr/cm3] x No. De días de exposición

Este factor de riesgo está relacionado con la categoría de peligro de “Corrosión interna”.

4.18.2 Obtención de datos. Tipo de dispositivo utilizado para seguimiento de control de corrosión Número y ubicación de 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 de la línea Resultados de análisis de sedimentos después de limpieza Historial de servicio del ducto Planos As-built y perfil topográfico 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.

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4.18.3 Premisas

Se deben considerar medios para controlar la corrosión interior, tal como programas de limpieza periódica, inyección de inhibidores de corrosión apropiados y la instalación de testigos o cupones para seguimiento de control de corrosión interna en los ductos. Estos deben ser ubicados en puntos representativos vulnerables a la corrosión interna.

Pruebas Frecuencia Criterio Ductos para gas. Se deben instalar y verificar cupones u otros dispositivos instalados para monitoreo de corrosión interna.

Dos veces al año, pero en intervalos no mayores a un año

Efectividad de medidas tomadas para minimizar corrosión interna

Ductos para líquidos.

Verificación de cupones de prueba u otros dispositivos usados

Al menos dos veces al año o en intervalos no mayores de 7 ½ meses

Criterio de Efectividad de los inhibidores de corrosión usados

Inspeccionar el interior de tubería para buscar evidencia de corrosión interna

Cada vez que se cambie o reemplace una sección de tubo de la línea y si se detecta corrosión interna que requiera reparación proceder de acuerdo con procedimientos aprobados

Criterio de base a resultados obtenidos en efectos de gas sobre material de tubería.

Tabla 4.18-1

La tabla a continuación presenta una categorización cualitativa de las velocidades de corrosión en aceros al carbono en sistemas de producción de petróleo.

Velocidad de corrosión promedio Velocidad de corrosión tipo Picadura (Pitting) Corrosión Mils por Año Micras por Año Mils por Año Micras por 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

Tabla 4.18-2

También se deben instalar estaciones de seguimiento de control a puntos específicos en la línea de donde se tomen muestras representativas del fluido para su análisis y algunas otras medidas complementarias.

Cuando se consideran los puntos antes citados en uso de los medios de control y mitigación de la corrosión, se espera que se tengan resultados confiables, de otra manera pueden ser inefectivos o poco confiables y afectar la integridad del ducto.

4.18.4 Datos de registro.

Los registros de diseño, registros de operación y mantenimiento, registros de análisis de cupones, deberán documentar los datos indicados en el punto 4.18.2 y deben ser controlados y administrados de acuerdo con el plan de integración y administración de documentos del operador del ducto.

89

4.19 Fallas causadas por operación incorrecta

4.19.1 Importancia para la integridad del ducto.

Los factores humanos pueden llegar a ser elementos críticos en ciertos tipos de fallas del ducto y del equipo. Las acciones incorrectas realizadas por el personal, pueden ser una causa directa o indirecta de la falla del ducto, resultando en fuga de líquido o gas.

La calidad de los procedimientos operativos, de los programas de entrenamiento y calificación de operadores, así como lo riguroso de los mismos, son factores importantes en la prevención de operaciones incorrectas.

Estos factores de riesgo están relacionados con la categoría de peligro de “Operaciones Incorrectas”

4.19.2 Obtención de datos

La información que debe ser necesario analizar para la evaluación del riego, debe incluir lo siguiente:

Fallas causadas por operación incorrecta Calificación del personal Pruebas de alcohol y drogas al personal Reporte de revisión de control inmediata anterior Procedimientos de operación Reportes de mantenimiento y/o reparación

4.19.3 Premisas

Se requiere se desarrollen programas de calificación para el personal que realice actividades de operación de ductos de transporte de líquidos y gases. Estos programas deben estar enfocados hacia el personal que realiza funciones relacionadas con la seguridad e integridad del ducto.

Requerimientos Recomendaciones Contenido

Programa de Calificación Inicial y re-evaluaciones periódicas de la calificación. Líquidos y Gases

ASME B31.8S recomienda evaluaciones periódicas anuales.

Identificar las actividades incluidas. Asegurar mediante la evaluación que el personal realizando las actividades incluidas estén calificados. Permitir a personas que no estén calificadas realizar actividades reguladas, siempre y cuando sean dirigidas y observadas por personal calificado. Comunicación de cambios que afecten actividades incluidas al personal realizando esas actividades incluidas. Identificar aquellas actividades cubiertas y los intervalos a los cuales evaluaciones de la calificación del personal serán requeridas.

Programa de revisiones de control ASME B31.8S

Numero de revisiones. Numero de hallazgos por revisiones. Revisión y Clasificación de hallazgo por severidad. Numero de cambios de procedimientos debidos a revisión.

Tabla 4.19-1

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4.19.4 Datos de registros

Los registros de los programas de capacitación y calificación del personal, reportes de revisiones, los registros de investigación y evaluación de fugas, se deben documentar y además ser controlados y administrados de acuerdo con el plan de integración y administración de documentos del operador del ducto.

4.20 Incidentes por daños previos y resultados de inspección interior

4.20.1 Importancia para la integridad del ducto

Cuando un ducto es dañado por terceros, éste puede fallar inmediatamente o puede continuar la operación por algún tiempo antes de que falle. La combinación de abolladuras y rasgaduras, son los más importantes entre este tipo de daños. Las abolladuras con concentración de esfuerzos (tipo V) representan un peligro mayor para la integridad del ducto que las de un perfil suave o uniforme.

Es importante que se evalúen los resultados de inspección interior que se haya realizado para detectar abolladuras y rasgaduras.

Este factor de riesgo esta relacionado con la categoría de peligro de “Daños por Terceros”

4.20.2 Obtención de datos

La información de los daños que será necesario evaluar para la evaluación del riesgo, deberá incluir lo siguiente:

Ubicación y Localización del segmento de ducto Descripción y Geometría del daño Ubicación y localización en el ducto Profundidad de daño Incremento de actividad de terceras partes en el área del ducto Registros de incidentes de daños por terceros Resultados de Inspección interior (diablo instrumentado) Registro de daños (abolladuras y rasgaduras) detectados en la mitad superior del ducto Acciones correctivas

4.20.3 Premisas Indicador de Riesgo

Alto Cualquier abolladura en la parte superior del ducto (entre la posiciones 4 y 8 en medición horaria) con o sin ninguna indicación de pérdida de metal.

Cualquier abolladura con pérdida de metal o abolladura que afecte la curvatura del tubo en la soldadura longitudinal o circunferencial. Cualquier abolladura que reporte profundidad mayor al 6% del diámetro del tubo. Ductos para Líquidos Cualquier abolladura que reporte 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”). Ductos para Gas. Indicaciones de potenciales fisuras, confirmadas mediante excavación.

Medio

Rasgaduras o Ranuras mayores que el 12.5% del espesor nominal. Cualquier área donde los datos reflejen un cambio desde la evaluación inmediata anterior. Cualquier área donde los datos indiquen un daño mecánico que este localizado en la mitad superior del tubo. Cualquier área donde los datos indiquen anomalías de naturaleza abrupta. Cualquier área donde los datos indiquen anomalías que sean de orientación longitudinal.

Bajo

Cualquier área los datos indiquen anomalías que están ocurriendo sobre una gran área.

91

Indicador de Riesgo

Cualquier área con anomalías localizadas en o cerca de encamisados, cruces y áreas con dudosa protección catódica.

Tabla 4.20-1

4.20.4 Datos de registros

Los reportes y registros de inspección, de operación y mantenimiento, de reparaciones realizadas y los reportes de celajes, deben documentar los datos que se establecen en 4.20.2 y deberán controlarse y administrarse de acuerdo con el plan de integración y administración de documentos del operador del ducto.

4.21 Información de revisiones y revisión de procedimientos

4.21.1 Importancia para la integridad del ducto

La revisión periódica de los procedimientos permite incorporar nuevos requerimientos o realizar modificaciones requeridas para asegurar el cumplimiento con el objetivo de proporcionar un adecuado nivel de seguridad. Estas revisiones, conjuntamente con la información de las acciones correctivas realizadas, permiten evaluar la consistencia de las modificaciones con los hallazgos detectados durante las revisiones y evaluar su efectividad.

Es importante que durante las revisiones se verifique lo siguiente:

Los procedimientos contienen la información y datos relevantes de la seguridad del ducto

Los procedimientos sean apropiados para el tipo de ducto o instalación en particular, así como para la ubicación de la instalación

Los procedimientos sean razonables El grado de contribución de los procedimientos hacia la seguridad del público.

Este factor de riesgo esta relacionado con la categoría de peligro de “Operaciones Incorrectas”

4.21.2 Obtención de datos. Identificación del segmento de ducto Registros de revisión de procedimientos y fechas de revisión Historial de accidentes Resultados de auditorias y fecha de las mismas No-conformidades reportadas Acciones correctivas realizadas Resultados de mediciones de la efectividad de los procedimientos Registros de entrenamiento del personal para seguimiento de los procedimientos

4.21.3 Premisas

Se debe preparar un manual de procedimientos para la ejecución de las actividades de operación y mantenimiento, así como para el manejo de situaciones de emergencia.

Este manual debe ser revisado en intervalos que no excedan 15 meses, pero al menos una vez cada año calendario y se deben hacer los cambios que sean necesarios para asegurar la efectividad del manual.

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El manual debe ser preparado antes del inicio de las operaciones del sistema de ductos y las partes apropiadas deben estar disponibles en los sitios donde se realizan las actividades de operación y mantenimiento.

Manual de Operaciones y Mantenimiento

Procedimiento para: Aplicación

Disponibilidad de registros de construcción, mapas, e historial de operaciones que sean requeridos para la operación y mantenimiento seguros. G y L

Acopio de datos necesarios para reporte de accidentes en una forma oportuna y efectiva. G y L

Operación, mantenimiento y reparación del sistema de ductos de acuerdo con las regulaciones aplicables G y L

Identificación de instalaciones de ductos ubicados en áreas que requieren una respuesta inmediata del operador para prevenir riesgos al publico en caso de que la instalación falle o sea operada incorrectamente

G y L

Análisis de accidentes para determinar su causa G y L Minimizar el potencial de peligros identificados y la posibilidad de recurrencia de los accidentes analizados G y L

Arranque y paro de cualquier parte del sistema de ductos asegurando la operación dentro de los límites prescritos por las regulaciones [195.406] G y L

Monitoreo desde una posición atendida, de la presión durante el arranque de ductos no equipados para falla segura [195.406]. L

Abandono de ducto G y L Minimizar la probabilidad de ignición accidental de vapores en áreas cercanas a instalaciones donde exista la potencial presencia de líquidos ó gases inflamables. G y L

Detección de condiciones anormales de operación de ductos no equipados para falla segura. L

Establecer relación con las organizaciones de policía, bomberos y otras organizaciones públicas apropiadas que puedan responder a una emergencia. G y L

Revisión periódica del trabajo realizado por el personal del operador para determinar la efectividad de los procedimientos usados en operación y mantenimiento y acciones correctivas.

G y L

Precauciones adecuadas para la seguridad y protección del personal de excavación de zanjas contra vapores ó gases. G y L

Mantenimiento de estaciones de compresión G Arranque y paro de unidades de compresión G Control de la corrosión

Operación y Mantenimiento en Condiciones Normales

Inspección y pruebas rutinarias y sistemáticas de recipientes tipo tubo o tipo botella. G Respuesta, Investigación y corrección de causas de incidentes G y L Verificación de variaciones respecto a operación normal una vez que haya concluido la operación en condiciones anormales G y L

Corrección de variaciones respecto a operación normal en equipos de control de presión y flujo G y L

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

Operación en Condiciones Anormales

Revisión periódica de la respuesta del personal responsable de la operación para determinar la efectividad de los procedimientos de control G y L

Recepción, identificación y clasificación de eventos que requieran respuesta inmediata o aviso a bomberos, policía u otro organismo público apropiado G y L

Respuesta pronta y efectiva a los avisos de cada tipo de emergencia (ej. fuego, explosiones, derrames accidentales, etc.) G y L

Disponibilidad de personal, equipo, instrumentos, herramienta y materiales según se requiera en los escenarios de emergencia G y L

Acciones necesarias como paro de emergencia y reducción de presión G y L Control de líquidos peligrosos derramados en un accidente para minimizar el peligro L Minimización de la exposición del público a lesiones mediante el apoyo en actividades de evacuación de residentes y detención de tráfico en el área afectada G y L

Notificaciones a los departamentos de policía, bomberos y otros organismos públicos apropiados sobre las emergencias. G y L

Uso de instrumentos apropiados para evaluar la extensión y cobertura la nube de vapor en caso de accidentes en ductos que transporten líquidos altamente volátiles L

Conversión de cualquier peligro real o potencial para la vida o para la propiedad en una condición de seguridad G

Restauración en forma segura de cualquier suspensión de servicio G

Emergencias

Revisión de las actividades de los empleados realizadas en cada emergencia, para determinar la efectividad de los procedimientos G y L

Reporte de condiciones potenciales relacionadas con la seguridad del ducto G y L

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Tabla 4.21-1

4.21.4 Datos de registros

Los reportes y registros de revisión de procedimientos, los registros de resultados de revisiones, los registros de acciones correctivas realizadas, los registros de operación y mantenimiento, el historial de emergencias, los reportes de incidentes y accidentes deberán documentar la información y datos indicados en el punto 4.21.2 y deberán controlarse y administrarse de acuerdo con el plan de integración y administración de documentos del operador del ducto.

4.22 Metodologías de evaluación directa

4.22.1 Metodología de evaluación directa para corrosión externa

Evaluación Directa para Corrosión Externa es un proceso que utiliza herramientas de inspección indirecta para identificar las áreas externas a lo largo del ducto que estén expuestas a un ambiente corrosivo debido a fallas, deterioro o daños en el recubrimiento externo y realizar entonces la examinación directa en las ubicaciones identificadas en el segmento donde sea más probable que ocurra la corrosión.

Este proceso de evaluación directa consiste de 4 etapas:

Evaluación previa Inspección Indirecta Examinación Directa Evaluación Posterior

Una evaluación de datos durante la fase de preevaluaciones sucesivas debe proporcionar la guía para la selección del método de evaluación y de las herramientas de inspección indirecta. Para cada evaluación indirecta se seleccionarán dos herramientas como mínimo tomando como referencia las practicas recomendadas existentes a nivel nacional o internacional. Cualquier excepción debe ser documentada.

La identificación de diferentes zonas geográficas se usa para facilitar el proceso de evaluación directa para corrosión externa. Se pueden utilizar herramientas similares en diferentes zonas geográficas.

La información obtenida durante las actividades de inspección indirecta puede requerir cambios en las herramientas de inspección indirecta, así como en la delineación de la zona ó segmento. Todos los cambios deben ser documentados.

Los datos de inspección indirecta deben ser registrados y geográficamente referenciados. Se identificarán las ubicaciones para examinación directa. Las indicaciones deben ser clasificadas como severa, moderada y para seguimiento. La tabla de Clasificación de Severidad de Indicaciones de Evaluación Directa para Corrosión Externa (Tabla 4.22.1) muestra los criterios para cada categoría con base en la herramienta de inspección indirecta. Las indicaciones se deben priorizar y agrupar de acuerdo a esta tabla. Las excavaciones se llevarán a cabo de acuerdo con la prioridad listada. La Tabla 4.22.2 muestra los “Criterios de Prioridad de Excavaciones”. Estas excavaciones deben continuar hasta que las clasificadas como inmediatas y las programadas hayan sido terminadas. Los datos obtenidos durante las excavaciones se deben incorporar a los datos establecidos previamente.

La cantidad ó número de excavaciones se debe incrementar cuando se determine que los datos de daños al recubrimiento y corrosión se extienden más allá del sitio de excavación planeado. La reparación de daños al ducto y al recubrimiento se hará de acuerdo con los procedimientos y prácticas recomendadas vigentes.

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Todas las indicaciones de corrosión significativas deben ser sujetas a un análisis de causa raíz. Si el análisis de causa raíz indica que la Evaluación Directa para Corrosión Externa no es el método conveniente para la zona ó segmento, se considerará un método alterno.

4.22.2 Proceso de evaluación directa para corrosión externa

4.22.2.1 Etapa – 1 – Evaluación previa

Proceso de recopilación de datos y evaluación previa

Para el proceso de Evaluación Directa para Corrosión Externa, se deben recopilar los datos iniciales obtenidos durante la evaluación de riesgos, junto con los datos adicionales esenciales para la selección de la herramienta de inspección indirecta y para valorar la factibilidad del método de evaluación. Los datos deben estar geográficamente referenciados. Los datos recopilados deben incluir como mínimo lo siguiente:

Relacionados con el Ducto – Material, diámetro, espesor de pared, edad, tipo de costura y otros

Relacionados con la Construcción – Año de instalación, cambios de ruta, mapas de ruta, prácticas de construcción, ubicación de accesorios (válvulas, abrazaderas, soportes, etc.), ubicación de encamisados de cruces carreteros, curvas de expansión, perfil topográfico, cruces de ríos, lastrado, proximidad a estructuras, líneas de transmisión de alta tensión y otros

Suelo/Medio ambiente – Características del suelo, topografía, drenajes, uso del suelo y otros

Control de Corrosión – Tipo de sistema, criterios de valoración y mantenimiento de protección catódica, corrientes parásitas, ubicaciones de puntos de prueba, tipo y condición del recubrimiento, interconexiones, demanda de corriente y otros

Datos Operacionales – Presión, flujo, temperatura, Niveles de esfuerzo de operación y otros

Durante la revisión, se debe determinar si la información es adecuada para continuar con lo planeado o si se debe considerar un plan alterno de evaluación. Esta determinación puede hacerse para todo el segmento o para una porción del mismo. Las siguientes condiciones pueden impedir la aplicación de la Evaluación Directa para Corrosión Externa:

Recubrimientos que ocasionen aislamiento eléctrico Relleno con contenido de rocas significativo o con salientes de rocas Ciertos atributos de la superficie, tales como pavimento Situaciones que impidan obtener las mediciones superficiales en un periodo razonable de

tiempo Ubicaciones con estructuras metálicas enterradas adyacentes Áreas inaccesibles

4.22.2.2 Etapa – 2 – Inspección indirecta

Los objetivos de la Inspección indirecta son:

Identificar y definir la severidad de las fallas en el recubrimiento Identificar áreas donde la actividad de corrosión puede haber ocurrido, ó esta ocurriendo Registrar otras anomalías

Los datos obtenidos durante la evaluación indirecta deben estar geográficamente referenciados.

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La inspección indirecta se debe realizar usando intervalos cercanos para permitir la evaluación detallada. La distancia seleccionada debe estar basada en la capacidad de la herramienta seleccionada para detectar y localizar la actividad de corrosión que se sospecha en el segmento.

Se deben revisar las anomalías detectadas durante la inspección utilizando una 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.

La Tabla 4. muestra generalizaciones de clasificaciones de severidad únicamente para propósitos de guía.

Herramienta/Ambiente Intervalo Menor Moderado Severo

CIS, Suelo con humedad del aire 5 ft

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

5 ft

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

5 ft Baja caída de voltaje Mediana caída de voltaje Elevada caída de voltaje

Electromagnética ó PMC 50ft 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

Tabla 4.22-1

Se deben considerar tanto las variaciones existentes, 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.

4.22.2.3 Etapa – 3 – Examinación directa

Número de excavaciones y priorización de excavaciones

Los responsables de la aplicación del PAID deben valorar los resultados de las inspecciones indirectas en cada zona o segmento para determinar la necesidad de excavación de cada indicación con base en la probabilidad de la actividad de corrosión actual y en la severidad de corrosión anterior. Se debe aplicar lo siguiente:

Priorización de las indicaciones encontradas durante las inspecciones indirectas Excavación y acopio de datos en áreas donde sea más probable la actividad de corrosión Medición de daños al recubrimiento y defectos de corrosión Evaluación de la resistencia remanente Análisis de causa raíz Resultado del proceso de Evaluación Directa para Corrosión Externa

La Tabla A4.22-1 resume la priorización de las indicaciones y el mínimo de excavaciones que son requeridas con base en la valoración y clasificación de las indicaciones.

Se Requiere Acción Inmediata

Se Requiere Acción Programada

Conveniente para Monitoreo

No Hay Indicaciones

Indicaciones severas muy próximas, independientes de corrosión anterior

Todas las indicaciones severas remanentes

Todas las indicaciones remanentes

Indicaciones severas Todas las indicaciones

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Se Requiere Acción Inmediata

Se Requiere Acción Programada

Conveniente para Monitoreo

No Hay Indicaciones

individuales, ó grupos de indicaciones moderadas en regiones de corrosión anterior moderada

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 Examinaciones directas* – Primer ECDA Todas las indicaciones Dos DA en la más severa Dos DA en la más

severa Two DA – en la región ECDA identificada como más probable para corrosión externa durante la etapa de pevaluaciones subsecuentes

Número de Examinaciones directas* – ECDA Subsecuentes Todas las indicaciones Una DA* en la más severa,

en 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 pevaluaciones subsecuentes.

Tabla A4.22-1

4.22.2.4 Etapa – 4 – Evaluación posterior

La etapa de evaluación posterior debe definir el intervalo de evaluaciones sucesivas y la efectividad total del proceso de Evaluación Directa para Corrosión Externa considerando lo siguiente:

Cálculos de vida remanente Definición de intervalos de evaluaciones sucesivas Evaluación de la efectividad de Evaluación Directa para Corrosión Externa Mejora continua del proceso

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4.22.3 Metodología de evaluación directa para corrosión interna

El proceso de Evaluación Directa para Corrosión Interna es una metodología que identifica las áreas a lo largo del ducto donde puedan existir colgamientos de fluidos ú otros electrolitos para realizar examinación directa en las ubicaciones identificadas en el segmento, donde es más probable que ocurra la corrosión interna. El proceso identifica el potencial de corrosión interna causada por agentes corrosivos (agua libre, microorganismos y otros).

Este proceso de evaluación es similar al citado en el 4.22.2 referente a la Evaluación Directa para Corrosión Externa.

4.22.4 Proceso de evaluación directa para corrosión interna

4.22.4.1 Etapa – 1 – Evaluación previa

Acopio de datos y proceso de evaluación previa

Los datos e información que serán obtenidos para la factibilidad de la Evaluación Directa para Corrosión Interna y para el uso de un modelo de flujo para identificar las áreas donde sea más probable que ocurra la corrosión interna, incluyen pero no están limitados a los siguientes:

Año de Instalación Reportes de inspección del ducto (excavación) Historial de fugas Espesor de pared Diámetro Información de pruebas de presión anteriores Análisis de gas, líquidos, ó sólidos; particularmente ácido sulfhídrico, bióxido de

carbono, oxígeno, agua libre 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 paro Nivel de esfuerzo de operación (%SMYS) Ubicación de todos los puntos de incorporación y entrega de producto en el segmento Perfil topográfico y accesorios Información sobre segmentos donde no se hayan utilizado equipos de limpieza interior

Los datos se deben utilizar durante la evaluación de riesgo para identificar amenazas. Cuando no se tengan datos disponibles, se asumirán datos históricos.

4.22.4.2 Etapa – 2 – Inspección indirecta

Modelado de Flujo

El objetivo de la inspección indirecta por modelado de flujo es utilizar los resultados para predecir las ubicaciones que tengan mayor probabilidad de haber sufrido corrosión interna en cada segmento de Evaluación Directa para Corrosión Interna; esta fase tiene como base la habilidad para identificar las ubicaciones con mayor probabilidad para acumular agua y se aplica a ductos en los cuales el flujo es estratificado.

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La fase de Evaluación Directa para Corrosión Interna incluye lo siguiente:

Modelado de flujo de estado estable usando los datos obtenidos Perfil topográfico del ducto Identificación de sitios donde la corrosión interna pudiera estar presente

Los sitios para excavación deben ser los puntos bajos de acuerdo con el perfil de elevación del ducto.

Selección de Sitio

Los sitios en los cuales la corrosión interna pudiera estar presente se deben determinar mediante la integración los resultados del modelado de flujo con el perfil de inclinaciones del ducto, considerando las ubicaciones donde pudiera haber acumulación de líquidos con base en la comparación de los ángulos de inclinación críticos con los resultados del perfil de elevaciones.

4.22.4.3 Etapa – 3 – Examinación directa

Excavaciones y examinación directa

El objetivo de la Evaluación Directa para Corrosión Interna ó examinación directa debe ser la determinación de la existencia de corrosión interna en las ubicaciones identificadas.

EMAT – Transductores acústicos electromagnéticos

EMAT es una técnica de prueba no destructiva que utiliza campos electromagnéticos. El equipo de prueba no tiene que estar conectado al tubo sujeto a prueba por medio de cable ú otros medios. Sin embargo, la baja eficiencia de transducción de la técnica requiere adaptar la herramienta a las aplicaciones particulares.

EMAT es válido para acero, aluminio y otros materiales metálicos, haciendo que la técnica sea ideal para evaluación de ductos.

La herramienta realiza un recorrido a lo largo del eje longitudinal de la superficie exterior de la pared del ducto. El ultrasonido medido es generado en el ducto como resultado del campo electromagnético que se produce. La herramienta se utiliza para ubicar corrosión interna y externa en excavaciones.

Los datos de EMAT son en realidad una lectura de espesor. Los cambios respecto a las lecturas base pueden ser indicaciones de recubrimiento, corrosión u otras anomalías.

Matriz Ultrasónica automatizada (ejemplo: Generador de mapas de corrosión)

Esta herramienta automatiza la prueba ultrasónica (UT) para la determinación del espesor de pared. La configuración física de la herramienta es una matriz de sensores UT de compresión que se desplazan a través de la superficie del tubo para producir un mapa continuo y muy granular (espaciamiento de 0.1”) del espesor de la pared del tubo. Una limitante de esta herramienta es la no detección de picaduras externas severas, costuras y soldaduras circunferenciales. Las desviaciones respecto a las lecturas base, pueden indicar desprendimientos de recubrimiento, corrosión u otras anomalías.

Las herramientas EMAT, Generador de Mapas de Corrosión, u otra herramienta similar se deben utilizar para las evaluaciones en los sitios de excavación. Para las ubicaciones con accesibilidad limitada, tales como canales, ríos y arroyos entre otros, se puede utilizar la herramienta de ondas guiadas ó similares.

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Excavación, priorización y número de excavaciones

Los sitios de fugas anteriores se deben evaluar para posible excavación y se debe considerar al menos un sitio de excavación en cada segmento con fugas internas conocidas.

Cuando se encuentre corrosión dentro de un segmento, excavaciones adicionales podrán ser necesarias para determinar la extensión de la corrosión. El número total de excavaciones a realizar puede ser valorado considerando el área del ducto que pudiera estar afectada.

Se debe calcular la resistencia remanente del ducto para determinar si se requiere corrección-reparación.

Medidas de mitigación

Los sitios identificados y confirmados como ubicaciones potenciales de corrosión interna deben ser equipados, cuando sea posible, con un dispositivo para seguimiento de control de corrosión (cupones, probetas electrónicas, sensores ultrasónicos y otros) el cual ayudará a determinar de manera más eficiente los intervalos de inspección.

4.22.4.4 Etapa – 4 – Evaluación posterior

La etapa de evaluación posterior debe definir el intervalo de evaluaciones sucesivas y la efectividad total del proceso de Evaluación Directa para Corrosión Interna, considerando lo siguiente:

Cálculos de vida remanente Definición de intervalos de evaluaciones sucesivas Evaluación de la efectividad de la Evaluación Directa para Corrosión Interna Mejora continua del proceso de Evaluación Directa para Corrosión Interna

4.22.5 Metodología de evaluación directa de agrietamiento por corrosión bajo esfuerzo

El agrietamiento por corrosión bajo esfuerzo inicia como resultado de la interacción compleja de tres condiciones:

Ambiente corrosivo en la superficie del ducto Susceptibilidad del material del ducto Esfuerzo de tensión

El diagrama de flujo que a continuación se presenta explica el proceso de evaluación directa de agrietamiento por corrosión bajo esfuerzo, el cual al igual que los otros procesos de evaluación directa consiste de 4 etapas.

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4.23 Capacidades de herramientas de inspección interna

Usos y capacidades de herramientas de inspección interna

4.23.1 Herramientas para detección de pérdidas de metal – Detección de amenazas dependientes del tiempo

Las siguientes herramientas pueden ser usadas para valoración de corrosión interna y externa. La efectividad de la valoración esta limitada por la tecnología que usa la herramienta.

Flujo magnético (MFL) de resolución estándar: Son más adecuadas para detección de pérdida de metal debido a corrosión que para dimensionado. La exactitud de dimensionado esta limitada por el tamaño del sensor. La herramienta es sensible a ciertos defectos metalúrgicos, tales como escamado y no es confiable para la detección ó dimensionado de la mayoría de defectos diferentes a pérdida de metal. La herramienta no es confiable para detección ó dimensionado de defectos de pérdida de metal orientada axialmente.

Flujo magnético (MFL) de alta resolución: Proporcionan mejor exactitud de dimensionado que las herramientas de resolución estándar. La exactitud del dimensionado es mejor para defectos con formas geométricamente simples ya que la exactitud decrece cuando se encuentran presentes picaduras, ó defectos con formas más complejas. La habilidad para detectar defectos diferentes a la pérdida de metal es limitada y varía con las características y geometría del defecto. Esta herramienta generalmente no es confiable para defectos orientados axialmente.

Ultrasónico, herramienta de onda de compresión: Requieren un líquido como medio de conducción de la señal acústica, No hay capacidad de detección ó dimensionado cuando se pierden las señales de retorno, lo cual puede ocurrir en defectos con perfiles que cambien rápidamente, algunas curvaturas y cuando el defecto esta cubierto por alguna laminación. Los sensores y datos asociados son sensibles a desechos y depósitos en el interior de la pared del tubo.

Ultrasónico, herramienta de onda cortante: Requieren un líquido como medio de conducción de la señal acústica, ó un sistema acoplado de ruedas. El número de sensores y la complejidad de los defectos limitan la exactitud del dimensionado. La presencia de inclusiones e impurezas en la pared del ducto degradan también la exactitud.

Herramienta de flujo transversal: Son más sensibles a defectos de pérdida de metal orientados axialmente, que las herramientas MFL de resolución estándar y de alta resolución. Esta herramienta puede también ser sensible a otros defectos orientados axialmente. Es menos sensible que las herramientas MFL de resolución estándar y de alta resolución para defectos orientados circunferencialmente. La exactitud de dimensionado es generalmente menor para la mayoría de los defectos geométricos cuando se compara con los detectados por las herramientas MFL de resolución estándar y de alta resolución.

4.23.2 Detección de grietas – Agrietamiento por corrosión bajo esfuerzo – Detección de amenazas dependientes del tiempo

Las siguientes herramientas pueden ser usadas para evaluar agrietamientos por corrosión bajo esfuerzo:

Ultrasónico, herramienta de onda cortante: Requieren un líquido como medio de conducción de la señal acústica, ó un sistema acoplado de ruedas. El número de sensores y la complejidad del conjunto de grietas limitan la exactitud de dimensionado. La presencia de inclusiones e impurezas en la pared del ducto degradan también la exactitud.

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Herramienta de Flujo Transversal: Es capaz de detectar algunas fisuras orientadas axialmente, pero no se considera exacta para el dimensionado.

4.23.3 Herramientas de geometría y pérdida de metal – Daños por terceros y daños mecánicos – Detección de amenazas independientes del tiempo

Las siguientes herramientas pueden ser usadas para la detección y dimensionado de abolladuras, reducciones de diámetro interno y zonas de pérdida de metal.

Herramientas para pérdida de metal descritas en los párrafos anteriores de este apéndice – Tienen alguna capacidad para detección de abolladuras. La confiabilidad de la detección es reducida dependiendo del tamaño y forma de la abolladura.

Herramientas geométricas – Son efectivas para la detección de abolladuras. Son buenas para dimensionado de la profundidad de abolladuras, pero generalmente no son confiables para medición de la forma de las abolladuras.

4.24 Estrategias sugeridas para reparación de ductos

4.24.1 General

Las inspecciones realizadas de acuerdo con este Plan Maestro para la Administración de Integridad deben dar como resultado la detección de anomalías que serán valoradas y/o reparadas. La industria de ductos en general, ha considerado muchas estrategias diferentes de reparación para atender las anomalías y defectos.

En este Apéndice se presenta, sólo como guía y herramienta educacional, un panorama general de algunos de las técnicas de reparación más frecuentemente usadas en la industria de ductos.

Todas las reparaciones deben ser realizadas con materiales que tengan propiedades que cumplan ó excedan la presión de operación máxima permisible (MAOP) del segmento de ducto afectado y cumplan con las regulaciones aplicables.

4.24.2 Sustitución de ducto

En caso de que se detecte una sección de ducto con anomalías severas, puede requerirse la sustitución de la sección defectuosa de tubo por una sección de tubo nuevo. El tramo sustituto debe tener una resistencia de diseño al menos igual a la del tubo a reemplazar y se debe someter a prueba de presión de acuerdo con este documento.

4.24.3 Aplicación de recubrimiento y relleno

Después de que una anomalía externa ha sido valorada y se ha determinado que no requiere reparación, ésta debe ser sujeta nuevamente a una aplicación de recubrimiento y de relleno. La actividad de relleno debe ser realizada de tal forma que se proteja cualquier recubrimiento del ducto y que se proporcione un soporte firme para el ducto. Al aplicar el recubrimiento, la anomalía estará otra vez bajo la protección del recubrimiento y de la protección catódica. Se deberá determinar la causa raíz de la anomalía de corrosión y tomar medidas de mitigación para evitar recurrencia o incremento en la severidad de la anomalía.

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4.24.4 Encamisados

Los encamisados de acero son uno de los métodos más ampliamente usados para reparación general de defectos en ductos.

Hay muchos tipos y configuraciones de encamisados de acero que pueden ser usados, dependiendo de la configuración del segmento de ducto y del área defectuosa a ser reparada.

Camisas Tipo A - Consisten de dos mitades envolventes de tubo cilíndrico, ó de dos placas curvadas colocadas alrededor del ducto en la zona defectuosa y unidas en sus bordes por soldadura de penetración completa o por soldadura simple de filete. Los extremos no son soldados al ducto, pero deben ser sellados para evitar la migración de agua entre el tubo y la camisa de refuerzo. No pueden contener presión y pueden ser usados en defectos que no presenten fuga. Para que sean efectivas, las camisas tipo A deben reforzar el área defectuosa, restringiéndola de abultamientos radiales tanto como sea posible. La reducción de la presión de operación cuando la camisa esta siendo instalada hace más efectiva la reparación. Esto también es cierto usando un relleno de resina incompresible en el espacio anular.

Ventajas

No hay soldadura con el ducto Las soldaduras longitudinales pueden hacerse con electrodos de celulosa, en caso

necesario

Desventajas

La reparación no es recomendable para defectos orientados circunferencialmente No puede ser usada para reparar anomalías que presenten fuga o que eventualmente

puedan presentar fuga

Camisas tipo B, en las cuales los extremos son soldados con soldadura de filete al ducto en el cual se instalan – Consisten de dos mitades de tubo cilíndrico o de dos placas curvadas, fabricadas y posicionadas en la misma manera que las Camisas Tipo A. Una camisa Tipo B puede contener presión y/o soportar en buena medida esfuerzos longitudinales impuestos sobre el ducto por cargas laterales. Se usan para reparar fugas y para reforzar defectos orientados circunferencialmente. Algunas veces, las camisas Tipo B se usan para reparar defectos donde no existe fuga, son presurizadas mediante hot tapping a través de la camisa y el tubo, para aliviar el esfuerzo circunferencial en la zona defectuosa. Las camisas Tipo B deben ser fabricadas usando soldadura de penetración completa en la costura de los lados. Únicamente las camisas Tipo A con soldadura longitudinal a tope pueden ser convertidas en camisas Tipo B.

Ventajas

Pueden usarse para casi todo tipo de anomalía, incluyendo defectos que presenten fuga Pueden usarse para anomalías orientadas circunferencialmente La reparación es fácilmente detectada mediante herramienta de inspección interna para

pérdida de metal El espacio anular entre la camisa y el ducto está protegido contra corrosión

Desventajas

Hay potencial para agrietamientos retardados asociados con la soldadura de filete circunferencial si la soldadura se hizo cuando el ducto estaba en servicio y no se utilizó un proceso de soldadura de bajo hidrógeno

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Se deben considerar reducciones en la velocidad de flujo y/o presión de operación durante la reparación

4.24.5 Encamisados tipo encapsulado

En ductos con muchos años de servicio, las uniones fueron hechas mediante acoplamientos mecánicos tipo compresión. Estos acoplamientos incluían pernos y collares utilizados para comprimir los empaques para el sellado con el tubo. Este tipo de uniones proporciona una transferencia de esfuerzo longitudinal despreciable a lo largo del ducto, de tal forma que estaban sujetas a incidentes de desconexión cuando se imponían cargas longitudinales inusuales sobre el mismo. Para prevenir los problemas de desconexión y de fugas, se instalan sobre los acoplamientos o encamisados, cuyos extremos van unidos al ducto con soldadura de filete. Las uniones laterales también van soldadas, de tal manera que las camisas pueden contener presión. Los encamisados tipo encapsulado se pueden usar también para reparar deformaciones, ovalamientos y arrugamientos por curvado debido a que se pueden ajustar sobre esas anomalías. Los encamisados tipo encapsulado deben ser instalados en la misma forma que un encamisado convencional tipo B. Estos tienen un diámetro significativamente mayor que el ducto sobre el cual se instalan, razón por la cual necesitan tener mayor espesor, ó mayor grado que el ducto donde se instalan, para soportar la presión de diseño. Por lo tanto, se requiere una cuidadosa verificación técnica del diseño antes de su instalación.

En caso de niples con fugas, se puede instalar otro tipo de encapsulado, consistente de una pequeña pieza de tubo con una tapa soldada en un extremo, colocada sobre el niple y soldada al tubo para prevenir cualquier posible fuga del niple. Los encapsulados se usan como técnica de último recurso cuando se demuestre que los encamisados de acero Tipo A ó Tipo B son inadecuados.

Los encamisados tipo encapsulado ó parches deberán usarse solo como último recurso y se considerarán temporales.

4.24.6 Abrazaderas atornilladas

Las abrazaderas atornilladas son un método ampliamente utilizado para reparar anomalías a fin de restaurar la Máxima Presión de Operación del ducto y puede ser considerada como una reparación permanente en la mayoría de los casos. Son usadas tanto en ductos de baja como de alta presión que transporten hidrocarburos. Las abrazaderas atornilladas son pesadas y de gran espesor debido a los grandes tornillos necesarios para asegurar la adecuada fuerza envolvente. Aunque hay disponibles muchos tipos comerciales de abrazaderas atornilladas, hay dos configuraciones de instalación básicas: 1) Sellado elastomérico sólo y 2) sellado elastomérico con soldadura. El sellado elastomérico sólo se diseña para contener la presión si el defecto está fugando. La opción de soldadura se diseña como dispositivo de respaldo. Si el sellado elastomérico llega a fallar, la abrazadera soldada está diseñada para sellar la fuga y continuar conteniendo la presión. La opción soldada debe seleccionarse sobre la base de casos individuales, pero se debe tener mucho cuidado cuando se suelden las abrazaderas atornilladas, especialmente debido a la disparidad de espesores de pared. Adicionalmente, el material de empaque no debe ser sobrecalentado, aunque debe obtenerse la fusión con la pared gruesa.

Ventajas

Las abrazaderas atornilladas son efectivas en costo No es requerida la soldadura con el ducto donde se instalan

Desventajas

107

Su corta longitud no permite el uso sobre grandes secciones de anomalías, aunque se pueden fabricar abrazaderas de mayor longitud a pedido del cliente

Se usan en secciones rectas de tubo, pero hay aplicaciones disponibles para codos y accesorios, a pedido del cliente

4.24.7 Abrazaderas para fugas

Las abrazaderas para fugas se usan para reparar fugas por picaduras de corrosión externa. Son ampliamente usadas en picaduras aisladas, pero se consideran reparaciones temporales y su duración será únicamente hasta que el segmento pueda ser sustituido. Las abrazaderas para fugas se distinguen de las abrazaderas de tubo o encamisados debido a su naturaleza temporal. Estas deben ser usadas solamente si los análisis muestran que no existe posibilidad de ruptura del área sujeta a corrosión, ó si el nivel de presión permanece bajo hasta que una reparación permanente sea hecha. Las abrazaderas para fugas incluyen bandas de metal (cincho) de peso ligero con una sola línea de pernos para apriete sobre el ducto. También incluyen un accesorio roscado localizado a 180 grados de la línea de pernos, el cual se usa para forzar un cono de neopreno en la picadura con fuga.

4.24.8 Encamisados no-metálicos

Los encamisados no-metálicos se usan para refuerzo y reparación, como una alternativa a los encamisados bipartidos (medias cañas) de acero en defectos que no estén fugando. Están diseñados para reparar defectos de corrosión generalizada y están disponibles en una gran variedad de tecnologías. La estructura resultante de un encamisado no-metálico proporciona reforzamiento circunferencial.

Ventajas

No hay soldadura con el ducto donde se instala El costo de instalación es menor que los encamisados Tipo A ó Tipo B

Desventajas

El costo del material es mayor que el de camisas de acero La reparación puede no ser detectada por una herramienta de inspección interna sin la

instalación de marcas, tales como una banda de acero Este tipo de tecnología no se encuentra incorporada en la normatividad de PEMEX

vigente

4.24.9 Otras reparaciones

Reparaciones por depósito de soldadura

La reparación de un ducto mediante depósitos de metal de soldadura, involucra la reposición del metal perdido o dañado para restaurar la continuidad del tubo. Este tipo de reparación requiere de procedimientos especiales.

Hot Tapping y stopples

Algunos defectos ya sea que presenten ó que no presenten fuga, pueden ser removidos de un ducto en servicio aplicando una derivación (by pass). Para lograr lo anterior, se realiza la instalación de una interconexión, mediante la operación de soldar una silleta envolvente o solapa y barrenar el ducto (hot tapping) y además mediante la colocación de las unidades “stopples” que son tapones provisionales que interrumpen el flujo mientras se reemplaza el tramo dañado sin interrumpir el servicio.

108

Encamisado relleno con resina no-compresible

Este sistema utiliza una media caña metálica la cual se rellena con una resina epóxica. La técnica se considera reparación permanente para socavaciones, corrosión, abolladuras, defectos de soldadura circunferencial y no se requiere la aplicación de soldadura sobre el ducto donde se instalan.

Reparaciones por esmerilado

El esmerilado manual ó con disco accionado es ampliamente aceptado para reparar defectos superficiales y algunos defectos más significativos tales como socavaciones

4.25 Lista ejemplo de tareas criticas No. Actividad Tipo No. Sub-Actividades

AOC Condiciones de Operación Anormal (General) L AOC Condiciones de Operación Anormal (Control) L AOC Condiciones de Operación Anormal (Gas) G Corrosión

1.1 Medición del potencial estructura-suelo

1.2 Conducción de inspecciones de intervalo corto (CIS)

1.3 Prueba para detectar interferencia

1.4 Inspección y desarrollo de pruebas eléctricas de terminales de conexión

1 Conducción de Inspecciones anuales ó inspección eléctrica de tubería desnuda sin protección

L/G

1.5 Inspección y prueba de dispositivos de aislamiento

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 Mantenimiento de cables de prueba L/G

2.4 Instalación de cables de prueba mediante métodos de soldadura exotérmica

3.1 Obtención de lecturas de corriente y voltaje de rectificadores 3 Inspección de rectificadores L/G

3.2 Verificación de la correcta operación de rectificadores

4.1 Corrección problemas de terminales de conexión de rectificadores

4.2 Reparación o sustitución de componentes defectuosos de rectificadores

4 Mantenimiento de rectificadores L/G

4.3 Ajuste de rectificadores

5.1 Inspección de daños físicos en tubería enterrada o sumergida

5.2 Inspección de corrosión externa en tubería enterrada o sumergida 5 Inspección de ductos enterrados cuando están

expuestos L/G

5.3 Inspección de condición del recubrimiento externo en tubería enterrada o sumergida

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 granallado para protección atmosférica

7.5 Aplicación de recubrimiento atmosférico mediante métodos manuales

7.6 Aplicación de recubrimiento atmosférico mediante método de spray

7 Inspección y ejecución de métodos de prevención de corrosión atmosférica L/G

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 instrumento calibrador

109

No. Actividad Tipo No. Sub-Actividades

8.2 Medición de espesor de pared con medidor ultrasónico manual

8.3 Medición de áreas corroídas 9.1 Instalación de terminales de conexión 9.2 Instalación de ánodos galvánicos 9.3 Instalación de rectificadores 9.4 Instalación de cama de ánodos enterrados para

corriente impresa

9 Actividades de corrección de protección catódica L/G

9.5 Reparación de interrupciones eléctricas por embovedados en tubos catódicamente protegidos

10.1 Inserción y remoción de cupones 10 Monitoreo de corrosión interna L/G 10.2 Monitoreo de probetas (interiores)

11 Actividades de corrección de corrosión interna L/G 12 Inspección de superficie interna de Ductos

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 granallado

para recubrimiento 13.4 Aplicación de recubrimiento mediante métodos

manuales

13 Aplicación y reparación de recubrimiento externo para ductos enterrados y sumergidos

L/G

13.5 Aplicación de recubrimiento usando métodos de spray

Mantenimiento 14.1 Ubicación del ducto 14.2 Instalación de señaladores 14.3 Inspección y mantenimiento de señaladores

14 Colocación y mantenimiento de señaladores de ductos

L/G

14.4 Inspección y mantenimiento de señaladores aéreos de ductos

15.1 Inspección visual de la superficie 15 Inspección de condición de superficie del derecho de vía

L/G 15.2 Protocolos de reporte 16.1 Uso de equipo de prueba 16.2 Uso de equipo de sonar

16 Inspección de cruces de rutas navegables L/G

16.3 Protocolos de reporte 17.1 Ubicación del ducto 17.2 Instalación de señaladores

17 Señalización temporal de ductos enterrados antes de una excavación

L/G

17.3 Inspección y mantenimiento de señaladores 18.1 Utilización de técnicas de Recorrido,

levantamiento e inspección detallada de fugas, 18 Inspección posterior a actividades de excavación,

e Recorrido, levantamiento e inspección detallada de fugas, después de uso de explosivos

L/G

18.2 Monitoreo para pérdidas de presión 20.1 Recorrido de inspección de rutina 20.2 Inspección de integridad externa 20.3 Prueba de funcionamiento de válvulas

20 Inspección de válvulas L/G

20.4 Prueba de fuga de válvulas 27.1 Inspección rutinaria mensual de tanques de

almacenamiento 27 Inspección de tanques de almacenamiento L

27.2 Inspección de tanques de almacenamiento en servicio

28 Proveer seguridad para instalaciones de ductos L/G

29.1 Lanzamiento de dispositivo de inspección interna 29 Lanzamiento / Recepción de dispositivo de inspección interna

L/G 29.2 Recepción de dispositivo de inspección interna

32 Monitoreo de actividades de excavación 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 Movimiento de ductos en servicio L/G

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

36.1 Desconexión segura de instalaciones de ductos 36.2 Purgado de instalaciones de ductos

36 Abandono, desconexión segura, purgado y sellado de instalaciones de ductos

L/G

36.3 Sellado de una porción desconectada de ducto 37 Instalación o reparación de estructuras de soporte L/G

110

No. Actividad Tipo No. Sub-Actividades

en componentes superficiales existentes 38.1 Inspección visual del ducto y componentes de l

ducto 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 Inspección de actividades de conexión de disparos, sustitución de tubería, u otros componentes conectados a un ducto existente

L/G

38.4 Pruebas radiográficas de las soldaduras del ducto 39 Relleno de zanjas después de actividades de

mantenimiento 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” Ø y menores 40.8 Tapping de ductos de 2.5” Ø y mayores 40.9 Sellado de ductos con máquina de conexión

stopple

40 Ejecución de actividades generales de reparación de ductos

L/G

40.91

Conexión del ducto con el seguro de conexión O-ring

41 Conducción de pruebas de presión 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 Soldadura de mantenimiento en ductos L/G

42.6 Sustitución de una soldadura o carrete de tubo 52.1 Inspección de vegetación 52.2 Recorrido, levantamiento e inspección detallada

de fugas, con Detector de Gas Combustible (CGD )

52 Recorrido, levantamiento e inspección detallada de fugas,

G

52.3 Recorrido, levantamiento e inspección detallada de fugas, gas con unidad de ionización de flama

59 Mantenimiento de bóvedas G Mecánica

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 Mantenimiento de válvulas L/G

19.7 Ajuste hidráulico de actuador / operador 20.1 Recorrido de inspección de rutina 20.2 Inspección de integridad externa 20.3 Prueba de funcionamiento de válvulas

20 Inspección de válvulas L/G

20.4 Prueba de fuga de válvulas 21.1 Reparación de actuador / operador neumático de

válvulas 21.2 Desensamble y re-ensamble de válvulas 21.3 Inspección interna de válvulas 21.4 Reparación de actuador / operador hidráulico de

válvulas

21 Reparación de válvulas L/G

21.5 Reparación de actuador / operador eléctrico de válvulas

22 Inspección de tanques intermedios de presión / L

111

No. Actividad Tipo No. Sub-Actividades

vacío, e inspección, prueba, calibración de válvulas de alivio de presión en tanques de líquidos altamente volátiles (HVL)

23.1 Mantenimiento / reparación de válvulas de alivio 23 Mantenimiento y reparación de válvulas de alivio y dispositivos limitadores de presión

L/G 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

25.1 Inspección, prueba y calibración de interruptores de presión

25 Inspección, prueba y calibración de interruptores y transmisores de presión

L/G

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

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

44 Detección de fugas con sistema computarizado de monitoreo de ductos (CPM)

L

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

43.1 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 Operaciones de un sistema de ductos L/G

43.4 Apertura o cierre, manual o remoto de válvulas u otro equipo

Centro de Control de Operaciones para Ductos de Líquido 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 Operaciones de un sistema de ductos L/G

43.4 Apertura o cierre, manual o remoto de válvulas u otro equipo

Operaciones de Ductos de Gas 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

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

Tabla 4.25-1